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Proyecto Coordinación de Protecciones en AT – MT

considerando instalación de unidades diesel

en el Sistema de Distribución eléctrico

Planta San Lorenzo de Diego de Almagro

Nº PYTO: 2014- 2804.

1 12/08/2014 Para Revisión

0 28/04/2014 Para Revisión H.O.M.

Preparó Revisó Aprobó Aprobó

Rev Fecha Descripción SIGHT

ELECTRIC

ENLASA ENLASA

mailto:[email protected]

http://www.sight.cl/


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ÍNDICE

Contenido ÍNDICE .................................................................................................................................................................... 2

TABLAS .................................................................................................................................................................. 3

IMÁGENES ............................................................................................................................................................. 3

1. ANÁLISIS DE ANTECEDENTES .................................................................................................................. 4

1.1.- Alcances ....................................................................................................................................................... 4

1.2.- Objetivos: ..................................................................................................................................................... 4

2. LEVANTAMIENTO DEL SISTEMA ............................................................................................................. 5

2.1.- Datos del sistema de alimentación ............................................................................................................... 5

2.2.- Datos del transformador principal de planta ................................................................................................ 5

2.3.- Unilineal Sistémico ...................................................................................................................................... 6

2.4.- Niveles de corrientes de falla ....................................................................................................................... 7

3. COORDINACION DE PROTECCIONES. ..................................................................................................... 8

3.1.- Protecciones implementadas en interruptor de AT (52-J2) .......................................................................... 8

3.2.- Protecciones implementadas en interruptor en MT (52-G) .......................................................................... 9

3.3.- Protecciones implementadas en interruptor en MT (52-202) ....................................................................... 9

3.4.- Protección de Neutro en AT 220 KV ......................................................................................................... 10

3.5.- Protección de Neutro en MT 11.5 KV ....................................................................................................... 10

4. TURBOGENERADORES TG1 (52 – 101) y TG2 (52 – 201) ....................................................................... 11

4.1.- Protecciones de corriente ........................................................................................................................... 11

4.2- Protección de frecuencia TG1 (81): ............................................................................................................ 13

4.3.- Protección de tensión en TG1 (27/59) ........................................................................................................ 13

4.4.- Protección de Potencia Inversa (32) ........................................................................................................... 14

4.6.- Protección diferencial Generador (87) ....................................................................................................... 14

4.7.- Protección Tensión/Frecuencia (24) ........................................................................................................... 15

5. NUEVAS UNIDADES DE GENERACIÓN DIESEL ................................................................................... 16

6. CONSUMOS INTERNOS EN MT ................................................................................................................ 18

7. TIEMPOS DE OPERACIÓN DE PROTECCIONES. ................................................................................... 20

ANEXO Nº 1: ......................................................................................................................................................... 21

HOJAS DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ..................................................................................... 21

A.1 INTERRUPTOR 52 – J2/G/202 @220 kV .............................................................................................. 22

A.2 INTERRUPTOR 52 – 202/101/201 @220 kV ........................................................................................ 23

A.3 INTERRUPTOR 52 – 104/101/201 @220 kV ........................................................................................ 24

A.4 INTERRUPTOR 52 – 203/101/201 @220 kV ........................................................................................ 25

A.5 INTERRUPTOR 52 – 202/101/201 @220 kV ........................................................................................ 26

ANEXO Nº 2: ......................................................................................................................................................... 27

COORDINACIÓN GLOBAL DE PROTECCIONES ....................................................................................... 27




3

ANEXO Nº 3: ......................................................................................................................................................... 29

CORTOCIRCUITOS Y TIEMPOS DE RESPUESTA ...................................................................................... 29

TABLAS

Tabla N° 1.- Datos del sistema de alimentación en 220 kV. ................................................................................ 5 Tabla N° 2.- Datos del transformador principal de planta. ................................................................................ 5 Tabla N° 3.- Niveles de cortocircuito en planta San Lorenzo de Diego de Almagro ........................................ 7 Tabla N° 4.- Ajuste de protección de corriente S/E Diego de Almagro 220 kV (52 –J) .................................... 8 Tabla N° 5.- Ajuste de la unidad de protección de sobrecorriente (52 –G) ....................................................... 9 Tabla N° 6.- Ajuste de la unidad de protección de sobrecorriente (52 – 202) ................................................... 9 Tabla N° 7.- Ajuste de la unidad de protección falla a tierra en MT ............................................................... 10 Tabla N° 8.- Datos de placa del generador TG1 y TG2 ..................................................................................... 12 Tabla N° 9.- Ajuste de la unidad de protección de fase TG1 y TG2 ................................................................ 12 Tabla N° 10.- Ajuste de la unidad de protección de neutro TG1 y TG2 .......................................................... 12 Tabla N° 11.- Ajuste de parámetros del relé de frecuencia .............................................................................. 13 Tabla N° 12.- Ajuste de parámetros del relé de tensión .................................................................................... 13 Tabla N° 13.- Ajuste de parámetros de la protección de potencia inversa TG1 y TG2 .................................. 14 Tabla N° 15.- Ajuste de la protección diferencial .............................................................................................. 14 Tabla N° 16.- Ajuste de la protección V/f ........................................................................................................... 15 Tabla N° 17.- Datos del generador G1, G2, G3 y G4 @400 V .......................................................................... 16 Tabla N° 18.- Ajuste de protecciones de fase para nuevas unidades diesel ..................................................... 16 Tabla N° 19.- Ajuste de protecciones de neutro para nuevas unidades diesel ................................................ 16 Tabla N° 20.- Ajuste de protecciones para fase (52 – 203) ................................................................................ 17 Tabla N° 21.- Ajuste de protecciones para neutro (52 – 203) ........................................................................... 17 Tabla N° 22.- Resumen de ajustes de protecciones de Fase en MT (Interruptores principales) ................... 19 Tabla N° 23.- Resumen de ajustes de protecciones Residuales en MT (Consumos internos) ........................ 19

Tabla Anexo 3. 1.- Coordinación en presencia de cortocircuito trifásico ........................................................ 30 Tabla Anexo 3. 2.- Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico ................................................... 30 Tabla Anexo 3. 3.- Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico con R=25 ohm ......................... 30

IMÁGENES

Figura N° 1.- Diagrama unilineal general de Planta San Lorenzo de Diego de Almagro actualizado ............ 6

Figura A. 1.- Coordinación Fase 52-J2/G/202 .................................................................................................... 22 Figura A. 2.- Coordinación Fase 52-202/101/201 ............................................................................................... 23 Figura A. 3.- Coordinación Fase 52-104/101/201 ............................................................................................... 24 Figura A. 4.- Coordinación Fase 52-203/101/201 ............................................................................................... 25 Figura A. 5.- Coordinación Neutro 52-202/101/201 ........................................................................................... 26




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1. ANÁLISIS DE ANTECEDENTES

1.1.- Alcances

El presente estudio se basa en los datos aportados por:

Plano CDEC –SIC. 11-06-2007. REV. 5.0.

Plano ENLA001-ELCA-E-PLN-001-D

Información técnica de celdas de M.T. GE.

Estudio de Impacto Sistémico de Conexión Ampliación de Central San Lorenzo en 7.5

MW en Barra San Lorenzo 11.5 kV. Noviembre 2013

1.2.- Objetivos:

El presente estudio tiene por objetivo actualizar la especificación de ajuste de las

protecciones en el sistema eléctrico de planta de generación San Lorenzo de Diego de

Almagro, efectuando una “Coordinación de Protecciones”, que considere la inclusión de

nuevas unidades de generación diesel (4 unidades), revisando las protecciones relevantes de la

planta como: Acometida de 220 KV, Transformador Principal 220/11.5 KV, Barra de 11.5

KV, y las nuevas unidades de generación diesel (4) que aportarán en conjunto 7.5 MW.




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2. LEVANTAMIENTO DEL SISTEMA

2.1.- Datos del sistema de alimentación

Los datos relevantes del sistema de alimentación utilizados para el estudio de

cortocircuito son los indicados en la Tabla Nº 1, mostrada a continuación:

Tabla N° 1.- Datos del sistema de alimentación en 220 kV.

Tensión Nudo MVA sc 3Ф I sc 3Ф Razón X/R

220 KV D. Almagro 1262.9 3.31 KA 20

2.2.- Datos del transformador principal de planta

El transformador principal de la planta de generación, posee las siguientes

características de placa, indicadas en Tabla 2.

Tabla N° 2.- Datos del transformador principal de planta.

PARÁMETRO VALOR

Tensión primaria 220 KV

Tensión secundaria 11,49 KV

Conexión Ynyn0d1

Potencia 100 MVA (ONAN)

Corriente nominal primaria 262 A (220 KV) con 100 MVA

Corriente nominal secundaria 5020 A (11.5 KV) con 100 MVA

Reactancia 12 % (100 MVA)

X/R 35




6

2.3.- Unilineal Sistémico

El esquema unilineal básico visto del sistema hasta la central en estudio es el

mostrado en la Figura Nº 1. En él se muestra el sistema externo (Barra 220 KV S/E Diego de

Almagro), transformador principal de planta, los turbogeneradores (TG1 y TG2), unidades de

generación diesel (4) y el acoplamiento entre las barras de MT (11,5 KV), además indican la

numeración de nudos utilizada para el estudio de corto circuito.

Figura N° 1.- Diagrama unilineal general de Planta San Lorenzo de Diego de Almagro actualizado




7

2.4.- Niveles de corrientes de falla

La Tabla Nº 3, entrega un resumen de los niveles de falla trifásicos y monofásicos del

sistema eléctrico en AT y de MT de planta para el caso más desfavorable que corresponde a

Plena Generación.

Los niveles de falla monofásicos en MT que pueden aportar los generadores no

se presentan, pues están limitados por la resistencia de puesta a tierra de 15 (ohm), a un

valor de corriente de 442 A, en 10 seg.

Tabla N° 3.- Niveles de cortocircuito en planta San Lorenzo de Diego de Almagro

Barra Tensión Ifalla 3Ф

Dem Baja

Ifalla 3Ф

Dem Alta

Ifalla 1Ф

Dem Baja

Ifalla 1Ф

Dem Alta

D. Almagro 220 KV 2,28 kA 5.48 kA 2,87 kA 5,64 kA

Barra 30 11.5 KV 43.36 kA 56,21 kA 2,90 kA- 2,91 kA

- Para el caso de alimentación en 11.5 KV y Demanda Máxima se tiene un nivel de falla

trifásica máximo en la barra de MT de 56,41 kA

- Los valores anteriores definen los niveles de ruptura de los equipos, los cuales debieran

soportar ante la aparición de fallas trifásicas




8

3. COORDINACION DE PROTECCIONES.

A continuación se presenta el planteamiento y especificación de las protecciones

necesarias para garantizar una operación segura y confiable de la planta, y del sistema

eléctrico a través de protecciones de corriente, residuales, diferenciales, etc., desde la línea de

suministro en 220 kV hasta la totalidad de la Planta San Lorenzo de Diego de Almagro de

ENLASA, con el objetivo de evitar que fallas externas al sistema eléctrico que interfieran en la

continuidad del servicio de generación. La coordinación involucra plantear el seteo de:

3.1.- Protecciones implementadas en interruptor de AT (52-J2)

La corriente aportada al SIC en el nudo de 220 KV, desde la central de generación

Diego de Almagro de ENLASA, estará limitada esencialmente por el valor de potencia

nominal del transformador principal de planta que corresponde a 100 MVA (ONAN),

correspondiente a 263 A en 220 KV y a 5,02 kA en el lado de 11.5 KV. No se considera

sobrecarga del transformador puesto que la potencia a generar estará limitada por la capacidad

de los Turbogeneradores, es decir, se considera la potencia de 100 MVA.

Para efectos de coordinar con la protección en de AT (52-J2) y con la protección en

MT (52-G), se plantea una ajuste de corriente en la línea de 220 KV de I fase = 263 A (100

MVA). Los ajustes propuestos para la protección en 52-J2, son lo mostrados en Tabla Nº 4.

Además, la protección de cada transformador se basa en recomendaciones de IEEE Std. 399-

1990, en la cual se indican los puntos: ANSI, NEC, INRUSH y Corriente Nominal.

Tabla N° 4.- Ajuste de protección de corriente S/E Diego de Almagro 220 kV (52 –J)

TIPO SETEO

PICKUP 263 A @ 220 KV

CURVA IAC

Time Dial 10,00 seg.

TIPO Ext. Inversa




9

3.2.- Protecciones implementadas en interruptor en MT (52-G)

Las protección principal en M.T. (11.5 KV) de la planta, está implementada en el

interruptor 52-G, aguas abajo del transformador principal. Las consideraciones realizadas para

el ajuste de las protecciones en MT son:

Para el ajuste de la unidad de sobrecorriente en M.T., se considera la corriente de

operación 10 % bajo de la NOMINAL del transformador. Esto equivale a una corriente máxima

de entrada a planta de 4.518 kA. en 11.5 KV.

Así, el ajuste de la unidad direccional de corriente es el indicado en la Tabla Nº 5

(mostrada en Anexo Nº 3).

Tabla N° 5.- Ajuste de la unidad de protección de sobrecorriente (52 –G)

TIPO PROPUESTO

Acción Control- Alarma

PICKUP 236 A (In) @ 220 KV 4518 A (In) @ 11.5 KV

CURVA IAC

LEVER 5,0 seg.

TIPO Ext. Inversa

3.3.- Protecciones implementadas en interruptor en MT (52-202)

La protección principal, aguas abajo del transformador principal, corresponde a la

acometida de la barra principal de planta. Las consideraciones realizadas para el ajuste de las

protecciones en MT está coordinada con la protección 52-G. Así, el ajuste es el indicado en la

Tabla Nº 6.

Tabla N° 6.- Ajuste de la unidad de protección de sobrecorriente (52 – 202)

TIPO PROPUESTO

Acción Control- Alarma

PICKUP 236 A (In) @ 220 KV 4518 A (In) @ 11.5 KV

CURVA IAC

LEVER 2,0 seg.

TIPO Ext. Inversa




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3.4.- Protección de Neutro en AT 220 KV

Para el caso de la protección del Neutro y considerando que los transformadores del

sistema de 220 KV poseen conexión estrella sólidamente aterrizado, los niveles de falla

monofásicos son similares a los niveles de falla trifásicos, razón por la cual el ajuste de esta

unidad se considera similar al ajuste de corriente de fase y queda coordinada con la protección

NEUTRO del sistema externo.

3.5.- Protección de Neutro en MT 11.5 KV

Para el caso de la protección de Neutro, considerando que el transformador principal

de planta en 11.5 KV posee conexión estrella levantado de tierra, los niveles de falla

monofásicos son nulos, se considera el uso de un transformador de aterrizaje para la detección

de falla a tierra mediante desbalances de tensión. Los parámetros de la protección de falla a

tierra tendrá los valores en MT (11.5 KV) mostrados en la Tabla N°7.

Tabla N° 7.- Ajuste de la unidad de protección falla a tierra en MT

EQUIPO Pickup CURVA Time

52-G 100 A T.D 0.3 seg.

52-202 100 A T.D 0.2 seg.




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4. TURBOGENERADORES TG1 (52 – 101) y TG2 (52 – 201)

4.1.- Protecciones de corriente

Las protecciones del Turbogenerador TG1 y TG2 de la planta, (cuyos datos

relevantes se presentan en la Tabla Nº 8), deben ser tales que el equipo opere en forma segura

y confiable, asegurando la integridad de las instalaciones y permitiendo una adecuada

coordinación de protecciones, para lograr una continuidad de servicio de planta. Las

protecciones eléctricas consideradas son: Corriente de Fase y Corriente de Neutro.

Los seteos propuestos para la corriente de FASE son los indicados en las Tablas Nº 9 y las

curvas de coordinación se presentan en el Anexo Nº 3.

Respecto a los ajustes para las protecciones de NEUTRO, éstas quedan definidas por el cómo

se aterriza el turbogenerador, que en este caso, corresponde a una resistencia de aterrizaje de

15 ohm. Esto limita la corriente de falla a tierra a 443 A (En 11,5 KV).

Así, los ajustes propuestos son los indicados en Tabla Nº 10.




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Tabla N° 8.- Datos de placa del generador TG1 y TG2

PARÁMETRO VALOR

Potencia 30 MW @cosφ 0,85 (35.3 MVA)

Tensión 11,5 KV

Corriente nominal 1772 A @11.5 KV 93 A @220 KV

F.P. 0.85

Conexión Estrella aterrizado con resistencias

Resistencia aterrizada 15 ohm 443 A @ 10 seg.

X” 20 % (voltaje nominal)

X´ 30 %

Tabla N° 9.- Ajuste de la unidad de protección de fase TG1 y TG2

TIPO PROPUESTO.

PICKUP 1772 A @ 11.5 kV

CURVA IAC

LEVER 3.0 seg.

TIPO Ext. Inversa

Tabla N° 10.- Ajuste de la unidad de protección de neutro TG1 y TG2

TIPO PROPUESTO.

PICKUP 100 A @11.5 kV

CURVA T.D

LEVER 3.0 seg.




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4.2- Protección de frecuencia TG1 (81):

La protección de frecuencia de los generadores está dada por las recomendaciones del

fabricante, y tiene relación con la fijación de niveles mínimos y máximos de velocidad de la

turbina para asegurar la integridad de los equipos involucrados y el cumplimiento de las

exigencias de la Normativa Chilena para estas protecciones. Así, se plantea el siguiente seteo

de la protección de frecuencia, indicados en Tabla Nº 11 (concordantes con protecciones 3.5)

Tabla N° 11.- Ajuste de parámetros del relé de frecuencia

TIPO Propuesto

F 1 52,0 @ 0,1 seg.

F 1 51,6 @ 2,0 seg.

F 1 49,0 @ 90 seg.

F 1 47,5 @ 0,1 seg.

4.3.- Protección de tensión en TG1 (27/59)

Al igual que para el caso anterior, la protección de tensión de los generadores de

planta está dada por recomendaciones del fabricante, y es ajustada en dos niveles, los cuales se

presentan en la Tabla Nº 12.

Tabla N° 12.- Ajuste de parámetros del relé de tensión

TIPO Propuesto

V 156 @ 0,1 seg. (1,40pu)

V 132 @ 2 seg. (1,20pu)

V 80 @ 10 seg. (0,72pu)

Con el fin de permitir la partida de grandes motores, que provocan caídas de tensión

temporales, se limita la tensión a – 0,8 p.u. y se acepta un aumento a 1,2 p.u.




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4.4.- Protección de Potencia Inversa (32)

La protección de potencia inversa, está dada por recomendaciones del Std IEEE 242,

1986, considerando el caso más restrictivo de una turbina a vapor, en el cual se indica que

posee un 3% de potencia inversa con un tiempo de 10 a 15 segundos, sin embargo, por tratarse

de una protección planteada por el fabricante del equipo, se plantean los indicados.

Con esto se logra aislar una falla ubicada en la línea hacia el generador, permitiendo la

operación del interruptor 52-101 y 52-201. Así se plantea el siguiente seteo de la protección de

potencia inversa, indicados en Tabla Nº 13.

Tabla N° 13.- Ajuste de parámetros de la protección de potencia inversa TG1 y TG2

TIPO Propuesto

Potencia 1 1.500 MW

Tiempo 1 5 seg.

Potencia 2 8.0 MW

Tiempo 2 0.5 seg.

4.6.- Protección diferencial Generador (87)

La protección diferencial del generador, implementada en la protección dedicada,

considera los valores típicos para la protección diferencial de los devanados de estator, lo que

corresponde a recomendaciones de norma para este tipo de protección, las cuales se indican a

continuación en la Tabla Nº 15.

Tabla N° 14.- Ajuste de la protección diferencial

TIPO PROPUESTO

Toma desv. 1 3000/5

Toma desv. 2 3000/5

Sensibilidad (10 % I nom prim) 0.50 A

Temporización 0.10 seg




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4.7.- Protección Tensión/Frecuencia (24)

La protección dedicada de Tensión/Frecuencia (V/f) que se implementará para el

generador considera los valores típicos para la protección de sobreexcitación o saturación del

fierro de estator de la máquina. Además está especialmente ajustado según recomendaciones

del fabricante del equipo (y según norma) para esta protección. Los valores sateados se

indican a continuación en la Tabla Nº 16.

Tabla N° 15.- Ajuste de la protección V/f

TIPO PROPUESTO

Voltaje/Frecuencia 2.64

Temporización 5 seg




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5. NUEVAS UNIDADES DE GENERACIÓN DIESEL

Las nuevas unidades de generación correspondientes a la ampliación de la planta San

Lorenzo poseen los siguientes parámetros, los cuales se presentan en las Tabla N° 17

mientras que los ajustes en Tablas N° 18 y Tabla N° 19.

Tabla N° 16.- Datos del generador G1, G2, G3 y G4 @400 V

PARÁMETRO VALOR G1 a G3 VALOR G4

Potencia 2,0 MW 1,5 MW

Tensión 400 V 400 V

Corriente nominal 3208 A 2406 A

F.P. 0.9 0.9

Conexión Estrella aterrizado Estrella aterrizado

X” 20 % 20 %

X´ 30 % 30 %

Tabla N° 17.- Ajuste de protecciones de fase para nuevas unidades diesel

TIPO PROPUESTO G1 a G3 PROPUESTO G4

I> 3208 A @ 0.4 kV 2406 A @ 0.4 kV

t> 10s 10s

I> 5xIn 5xIns

I>> 0,5 seg. 0,5 seg.

TIPO IAC/Ext. Inversa IAC/Ext. Inversa

Tabla N° 18.- Ajuste de protecciones de neutro para nuevas unidades diesel

TIPO PROPUESTO.

Io 100 A

to 0,2 seg.

TIPO TD




17

El ajuste del interruptor que conecta las unidades de generación diesen a instalar debe

ser capaz de soportar la potencia a conectar equivalente a 7,5 MW en la barra de 11,5 kV.

Los ajustes de este interruptor están considerados en Tabla N°20 y Tabla N° 21 para las

protecciones de Fase y Neutro respectivamente.

Tabla N° 19.- Ajuste de protecciones para fase (52 – 203)

TIPO PROPUESTO.

PICKUP 377 A @11.5 kV

CURVA IAC

LEVER 3.0 seg.

TIPO Ext. Inversa

Tabla N° 20.- Ajuste de protecciones para neutro (52 – 203)

TIPO PROPUESTO.

PICKUP 100 A

CURVA T.D

Mult. 0,1 seg.

Adicionalmente, se agrega una característica de tiempo corto seteada en 5 veces la corriente

nominal para todos los equipos, con la diferencia que para la protección de las unidades

G1,G2 y G3 se ajusta un tiempo de 4 m(s) y para G4 un tiempo de 3.5 m(s).




18

6. CONSUMOS INTERNOS EN MT

Se especifican las protecciones en el sistema eléctrico de Media Tensión (11.5 KV),

las cuales corresponde a las cargas que alimenta la barra principal de la S/E de 220/11.5 KV,

para que el sistema opere en forma segura y confiable, con el fin de garantizar la continuidad

de servicio eléctrico de planta, especificando las protecciones requeridas en las celdas de

Media Tensión. La protección de las cargas de MT considera primordialmente la protección de

los alimentadores principales y los distintos consumos en MT de planta. Estas protecciones

constan de Interruptores Automáticos en MT. Para la coordinación de las protecciones

automáticas en M.T, se usaron los siguientes criterios:

a).- Para el ajuste de la unidad de sobrecorriente en M.T., se considera como corriente

nominal de operación del conjunto de cargas (transformadores de poder),

considerando una sobrecarga de 10% en todos los trafos de distribución y, además,

se considera que cada transformador entrega la potencia nominal en el secundario.

b).- Para el ajuste de la protección residual se utilizó como criterio una corriente residual

de 20 (A) para las cargas principales conectadas, con característica tiempo-corriente

Extremadamente Inversa. Esto permite la coordinación con las protecciones del

Turbo Generador de planta.




19

Los ajustes de protecciones de las corrientes de fase, de cada alimentador en M.T, se

presentan en la Tabla Nº 22, mientras que las protecciones residuales de cada alimentador se

presentan en la Tabla Nº 23, siendo coordinadas con la protección residual del Turbogenerador

(Anexo Nº 1).

Tabla N° 21.- Resumen de ajustes de protecciones de Fase en MT (Interruptores principales)

EQUIPO Potencia

(MVA)

I nom (A) CURVA Lever. TIPO

52-104 2.0 100 @11.5 kV IAC 5.0 seg. Ext. Inv.

52-203 7.5 377 A @11.5 kV IAC 3.0 seg. Ext. Inv.

Adicionalmente, se agrega una característica de tiempo corto seteada en 10 veces la corriente

nominal para ambos equipos, con la diferencia que para la protección 52 – 103 se ajusta un

tiempo de 5 m(s) y para la protección 52 – 104 un tiempo de 8 m(s).

Tabla N° 22.- Resumen de ajustes de protecciones Residuales en MT (Consumos internos)

EQUIPO Potencia (MVA) Pickup CURVA Time TIPO

52-104 2.0 100 A TD 0.1 seg. Ext. Inv.

52-203 7,5 100 A TD 0.1 seg Ext. Inv.




20

7. TIEMPOS DE OPERACIÓN DE PROTECCIONES.

A partir de los niveles de cortocircuito y los seteos de las protecciones existentes en

planta San Lorenzo de ENLASA, se obtienen los tiempos de operación de las tres protecciones

principales de planta (entrada 220 kV, entrada principal en 11.5 kV y barra 11.5 kV), según

ajustes realizados, lo cuales se muestran en ANEXO N° 3 del presente informe.




21

ANEXO Nº 1:

HOJAS DE

COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES




22

A.1 INTERRUPTOR 52 – J2/G/202

@220 kV

Figura A. 1.- Coordinación Fase 52-J2/G/202

Ajuste

52 – J2

Ip: 262 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial:

10,00

52 – G

Ip: 235 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial: 5,0

52 – 202 - Ip: 236 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial: 3,00




23

A.2 INTERRUPTOR 52 – 202/101/201 @220 kV

Figura A. 2.- Coordinación Fase 52-202/101/201

Ajuste

52 – 101

- Ip: 93 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial:

3,00

52 – 201 - Ip: 93 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial:

3,00

52 – 202 - Ip: 236 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial: 3,00




24

A.3 INTERRUPTOR 52 – 104/101/201 @220 kV


Ajuste

52 – 101

- Ip: 93 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial:

3,00

52 – 201 - Ip: 93 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial:

3,00

52 – 104

- Ip: 5,24 A

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial: 5.00




25

A.4 INTERRUPTOR 52 – 203/101/201 @220 kV


Ajuste

52 – 101

Ip: 93 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial:

3,00

52 – 201

Ip: 93 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial:

3,00

52 – 203

Ip: 20 A

- Curva: IAC

- Tipo: Ext Inv

- Time Dial: 3,00




26

A.5 INTERRUPTOR 52 – 202/101/201 @220 kV

Figura A. 5.- Coordinación Neutro 52-202/101/201

Ajuste

52 – 101

Ip: 100 A

- Curva: TD

- Time: 0,5

52 – 201

Ip: 100 A

- Curva: TD

- Time: 0,3

52 – 202

- Ip: 100 A

- Curva: TD

- Time: 0,2

52 – 203

- Ip: 100 A

- Curva: TD

- Time: 0,1




27

ANEXO Nº 2:

COORDINACIÓN GLOBAL

DE PROTECCIONES




28




29

ANEXO Nº 3:

CORTOCIRCUITOS Y

TIEMPOS DE RESPUESTA




30

Tabla Anexo 3. 1.- Coordinación en presencia de cortocircuito trifásico

Tabla Anexo 3. 2.- Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico

Tabla Anexo 3. 3.- Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico con R=25 ohm

BARRA

Nombre

ESCENARIO

TIPO DE CORTOCIRCUITO TRAFO GENERAL TG1 TG2 TR AUX INT G1 G2 G3 G4

Máximo Trifásico 52 - J2 52 - G 52 - 202 52 - 101 52 - 201 52 - 104 52 - 203 52 - R203 52 - 204 52 - 103 52 - 105

Tensión (kV) Demanda Skss (MVA) Ikss (kA) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s)

220

S/E DdA

Alta 1259,250 3,300 4.277 1.774 0.710 0.271 0.271 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 1257,710 3,300 4.277 1.774 0.710 0.271 0.271 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

CSLDdA

Alta 1257,680 3,300 4.271 1.772 0.709 0.270 0.270 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 1256,140 3,300 4.271 1.772 0.709 0.270 0.270 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

11.5 Barra actual

Alta 1052,390 52,830 2.917 1.230 0.492 0.207 0.270 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 1052,000 52,820 2.921 1.232 0.493 0.207 0.270 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

11.5 Barra nueva

Alta 1052,390 52,830 2.917 1.230 0.492 0.207 0.270 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 1052,000 52,820 2.921 1.232 0.493 0.207 0.207 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

BARRA

Nombre

ESCENARIO


Máximo Monofásico 52 - J2 52 - G 52 - 202 52 - 101 52 - 201 52 - 104 52 - 203 52 - R203 52 - 204 52 - 103 52 - 105

Tensión (kV) Demanda I0x3 (kA) Ikss (kA) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s)

220

S/E DdA

Alta 3,866 3,866 7.057 2.856 1.142 0.379 0.379 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 3,862 3,862 7.054 2.854 1.142 0.379 0.379 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

CSLDdA

Alta 3,848 3,848 7.096 2.871 1.148 0.381 0.381 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 3,844 3,844 7.093 2.869 1.148 0.389 0.389 0.080 0.080 0.040 0.040 0.040 0.035

11.5 Barra actual

Alta 11,282 11,282 -- -- -- 5.320 5.320 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 11,281 11,281 -- -- -- 5.327 5.327 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

11.5 Barra nueva

Alta 11,282 11,282 -- -- -- 5.320 5.320 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 11,281 11,281 -- -- -- 5.327 5.327 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

BARRA

Nombre

ESCENARIO


Máximo Monofásico con R=25 (Ω) 52 - J2 52 - G 52 - 202 52 - 101 52 - 201 52 - 104 52 - 203 52 - R203 52 - 204 52 - 103 52 - 105

Tensión (kV) Demanda I0x3 (kA) Ikss (kA) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s)

220 S/E DdA

Alta 3,029 3,029 12.122 4.751 1.901 0.534 0.534 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 3,028 3,028 12.102 4.744 1.898 0.534 0.534 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

CSLDdA

Alta 3,019 3,019 12.157 4.764 1.906 0.535 0.535 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

Baja 3,018 3,018 12.137 4.757 1.903 0.535 0.535 0.080 0.050 0.040 0.040 0.040 0.035

11.5 Barra actual

Alta 0,291 0,291 -- -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

Baja 0,291 0,291 -- -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

11.5 Barra nueva

Alta 0,291 0,291 -- -- -- -- -- -- -- -- -- -- --

Baja 0,291 0,291 -- -- -- -- -- -- -- -- -- -- --




31



coordinación de protecciones en at mt … 41-2 462876, e- mail: [email protected] 1 proyecto...

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