edp-019-10 ecp linea

A Emitido para Revisión 02/03/2010 WLA/NZS F.M. R.A.

REV. DESCRIPCION FECHA EJEC. REV. APRO.

Suministro eléctrico para la etapa de construcción de la Central Hidroeléctrica Huanza

H I D R O E L E C T R I C A

(Rehabilitación de la línea de transmisión en 60 kV Callahuanca-Huanza)

HU NZA Titulo:

Estudio de Operatividad

Informe N°: Revisión

EDP-019-10 A

Responsable Técnico:

Ing. Bernardino Rojas Vera CIP 38006 Página 1 de 78

Estudio de Operatividad Página 2 de 78

EDP-019-10 Rev: A

INDICE

1. OBJETIVO ............................................................................................................................................................................. 3

2. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................................................................................... 3

3. COORDINACION Y AJUSTE DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ............................................................................... 3

3.1 DESCRIPCION DE LOS SISTEMAS DE PROTECCION .................................................................................33.2 CRITERIOS DE AJUSTE DE LAS PROTECCIONES .......................................................................................43.3 AJUSTES DE LAS PROTECCIONES ...............................................................................................................5

ANEXOS

Anexo N° 1: Cuadro resumen de ajustes de los relés de protección del proyecto.


EDP-019-10 Rev: A

SUMINISTRO ELÉCTRICO PARA LA ETAPA DE CONSTRUCCIÓN

DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA HUANZA

1.

OBJETIVO

a) Determinar los ajustes de los nuevos dispositivos de protección que forman parte del proyecto

de la nueva subestación 60/22.9/13.8 kV de Huanza, de tal forma que se tenga un sistema de protecciones que actúen bajo los principios básicos de rapidez de operación y selectividad con los dispositivos de protección adyacentes al proyecto bajo las diferentes condiciones de operación.

2.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

a) Como resultado del análisis de la coordinación de las protecciones no se propone ningún cambio en los ajustes en los relés de protección existentes en la subestación de Callahuanca.

b) El nivel 22.9 kV de SE Huanza es un sistema aterrado por lo que no se considera necesario utilizar el TC toroidal de 100/1 A y la alimentación de la función de sobrecorriente de tierra del rele REF 541 se debe efectuar desde el TC de 350/1 A.

3.

COORDINACION Y AJUSTE DEL SISTEMA DE PROTECCIONES

3.1 DESCRIPCION DE LOS SISTEMAS DE PROTECCION

S.E. CALLAHUANCA La línea rehabilitada L-6718 en el extremo subestación Callahuanca 60 kV se encuentra protegida por dos relés de distancia (sistema redundante) de marca ABB modelo REL670 que es alimentado por el transformador de corriente (TC) 400-800/5-5-5 A, 60 VA, 5P20 y el transformador de tensión (TT) 64.5/√3/0.11/√3/0.11/√3 kV, 30 VA, 3P. En el Anexo N° 6 se muestra el diagrama unifilar de la subestación Callahuanca.

Bahía Descripción TC (A) TT (KV) Relés

L-6718 Línea de transmisión 60 kV Callahuanca-Huanza 400-800/5 64.5/√3/0.11/√3

ABB REL670 ABB REL670

S.E. HUANZA En la subestación Huanza se tiene un transformador de potencia de 10 MVA (ONAN), 60/22.9/13.8 kV que cuenta, aparte de sus protecciones propias, con una protección diferencial


EDP-019-10 Rev: A

ABB TPU2000R alimentado por los TC de 100-200/1-1-1 A, 25 VA, 5P20 del lado alta tensión, 175-350/1-1-1 A, 25 VA, 5P20 del lado media tensión y de 125-250/1-1-1 A, 25 VA, 5P20 del lado baja tensión. Adicionalmente, se tiene como respaldo a la protección de sobrecorriente ABB REF615 ubicado en el lado de alta tensión que será alimentado por el mismo TC de 100-200/1-1-1 A, 25 VA, 5P20 y el TT 60/√3/0.11/√3/0.11/√3 kV, 30 VA, 3P. En el nivel 22.9 kV se tiene una celda de distribución que está protegida por un relé de sobrecorriente ABB REF615 que es alimentado por el TC de 250-500/1-1 A, 20 VA, 5P20, el toroide de neutro de 100/1 A y el TT 60/√3/0.11/√3/0.11/√3 kV, 30 VA, 3P. En el Anexo N° 1 se muestra el diagrama unifilar de la subestación Huanza.

Bahía Descripción TC (A) TT (KV) Relés

T2-HV Transformador de 10 MVA lado 60 kV 100-200/1 60/√3/0.1/√3 ABB–REF615

T2-HV Transformador de 10 MVA lado 60 kV 100-200/1 -- ABB–TPU2000R

T2-MV Transformador de 10 MVA lado 22.9 kV 175-350/1 -- ABB–TPU2000R

T2-LV Transformador de 10 MVA lado 13.8 kV 125-250/1 -- ABB–TPU2000R

E2 Línea de distribución 22.9 kV

250-500/1 100/1

22.9/√3/0.11/√3 ABB–REF615

3.2 CRITERIOS DE AJUSTE DE LAS PROTECCIONES

A. CRITERIO PARA EL AJUSTE DE LA PROTECCION DE DISTANCIA Los criterios empleados para el ajuste de la protección de distancia son los siguientes: • Zona 1: Se ajusta al 85% de la impedancia de la línea. Cuando la línea termina en un

transformador se ajusta al 120% de la impedancia de la línea. Su tiempo de actuación es instantáneo.

• Zona 2: Segunda zona, entre el 120 al 150% de la impedancia de la línea o hasta el 50%

de la línea más corta siguiente a la línea protegida. Cuando la línea termina en un transformador se ajusta hasta el 50% de la impedancia del transformador. El tiempo puede ajustarse entre 0.3 a 0.6 segundos.

• Zona 3: se ajusta entre el 180 al 200% de la impedancia de la línea o hasta el 100% de la

línea más corta siguiente a la línea protegida. Cuando la línea termina en un transformador se ajusta hasta el 80% de la impedancia del transformador. El tiempo puede estar ajustado entre 0.8 a 1 segundos.


EDP-019-10 Rev: A

B. CRITERIO PARA EL AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE

Los criterios empleados para el ajuste de las protecciones de sobrecorriente se basan en los criterios establecidos por el COES en el documento “Criterios de Ajuste y Coordinación de los Sistemas de Protección del SEIN”, del cual se resume lo siguiente:}

• La corriente de arranque de la función de sobrecorriente de fases se calcula como mínimo

el 130% de la corriente nominal del circuito. • La corriente de arranque de la función de sobrecorriente de tierra se calcula como el 10%

a 40% de la corriente nominal del circuito. • El tiempo mínimo de coordinación entre relés es de 250 ms. • La selección de las curvas de tiempo inverso dependen de los equipos que protege el relé.

En el caso de motores se prefiere una curva extremadamente inversa con un dial adecuado para evitar la actuación del relé cuando se arranque el motor.

C. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

Para el desarrollo del presente Estudio de Coordinación de las Protecciones se ha tenido en cuenta los siguientes documentos:

• Requisitos Mínimos para los Sistemas de Protección del SEIN – Marzo 2008. • Criterios de Ajuste y Coordinación de Protecciones – Marzo 2008.

3.3

AJUSTES DE LAS PROTECCIONES

A. AJUSTE DE LA PROTECCION DE DISTANCIA DE LA LINEA DE TRANSMISION EN 60 KV CALLAHUANCA-HUANZA EN SE CALLAHUANCA

Parámetros eléctricos de la línea: L= 27.90 km RL1= 14.22 ohm primario XL1= 14.73 ohm primario RL0= 23.52 ohm primario XL0= 43.71 ohm primario Impedancia del transformador de 10/10/3.5 MVA en Huanza ZHV-LVZ

= 53.588 ohm primario HV-MV

= 30.60 ohm primario

IMPEDANCIA DE CARGA

En este caso, la máxima carga posible de la línea está limitada por la potencia del devanado de baja tensión del transformador de potencia de la SE Huanza; es decir, 10 MVA (96 A).


EDP-019-10 Rev: A

Zcarga = IU

××

385.0

Zcarga = 9636085.0

×× = 306.7 ohm

El alcance resistivo máximo no debe exceder el 70% de la impedancia de carga (214.7 ohm primarios).

ALCANCE RESISTIVO

RESISTENCIA MINIMA ENTRE FASES De acuerdo a lo indicado en los criterios de ajuste el alcance resistivo mínimo fase esta dado por: Rfalla = Rarco2f

4.12)2(28700

ItvSR farco⋅⋅+⋅

=

Asumiendo que el tiempo de duración del cortocircuito es casi instantáneo (zona 1) se tiene:

4.1228700

ISR farco⋅

=

I: De los resultados de cortocircuito se tiene que la mínima corriente de cortocircuito entre

fases es de 1300 A. S: La distancia entre fases es de 2.5 metros. Reemplazando estos valores se tiene que: Rfalla2F = 3.13 ohm primario RESISTENCIA MINIMA ENTRE FASE Y TIERRA De acuerdo a lo indicado en los criterios de ajuste el alcance resistivo mínimo fase esta dado por: Rfalla = Rarco1f + RPAT

4.11)2(28700

ItvSR farco⋅⋅+⋅

=

Asumiendo que el tiempo de duración del cortocircuito es casi instantáneo (zona 1) se tiene:

4.1128700

ISR farco⋅

=

I: De los resultados de cortocircuito se tiene que la mínima corriente de cortocircuito

monofásico es de 280 A. S: La longitud de la cadena de aisladores es de 2.5 metros.


EDP-019-10 Rev: A

RPAT: La resistencia de la torre es de 25 ohms. Reemplazando estos valores se tiene que: Rfalla1F = 26.9 + 25 = 51.90 ohm primarios

AJUSTE DE LA ZONA 1

Se ajusta la zona 1 como el 120% de la reactancia de la línea para cubrirla completamente. El alcance resistivo lo ajustamos para cubrir fallas bifásicas de 10 ohms de resistencia de falla para el lazo fase-fase y para el lazo fase-tierra lo ajustamos para cubrir fallas monofásicas de 50 ohms de resistencia de falla. El tiempo de actuación será instantáneo. X1 = 1.2 * XL1 = 1.2 * 14.73 =17.68 ohm primario X1 = 17.68 ohm primario R1 = 17.06 ohm primario RFPP = 40 ohm primario X0 = 52.45 ohm primario R0 = 28.23 ohm primario RFPG = 60 ohm primario TPP = 0.00 segundos TPG = 0.00 segundos

AJUSTE DE LA ZONA 2

Se ajusta la zona 2 hasta el 50% de la impedancia de alta-media tensión del transformador de potencia de Huanza. El alcance resistivo lo ajustamos para cubrir fallas bifásicas de 10 ohms de resistencia de falla para el lazo fase-fase y para el lazo fase-tierra lo ajustamos para cubrir fallas monofásicas de 50 ohms de resistencia de falla. El tiempo de actuación será de 300 milisegundos. X1 = XL1 + 0.5* XT = 14.73 + 0.5 * 30.6 ohm primario X1 = 30.00 ohm primario R1 = 28.96 ohm primario RFPP = 40 ohm primario X0 = 89.01 ohm primario R0 = 47.91 ohm primario RFPG = 60 ohm primario TPP = 0.30 segundos TPG = 0.30 segundos

AJUSTE DE LA ZONA 3

Se ajusta la zona 3 hasta el 80% de la impedancia de alta-media tensión del transformador de potencia de Huanza. El alcance resistivo del lazo fase-fase y el lazo fase-tierra lo ajustamos igual a la zona 2. El tiempo de actuación será de 1.00 segundos. X1 = XL1 + 0.8 * XT = 14.73 + 0.8 * 30.6 ohm primario X1 = 39.21 ohm primario R1 = 37.84 ohm primario RFPP = 40 ohm primario


EDP-019-10 Rev: A

X0 = 116.33 ohm primario R0 = 62.61 ohm primario RFPG = 60 ohm primario TPP = 1.00 segundos TPG = 1.00 segundos

Se deshabilita esta zona. AJUSTE DE LA ZONA 4

Se deshabilita esta zona. AJUSTE DE LA ZONA 5

110.100.90.080.070.060.050.040.030.020.010.0-10.0-20.0 [pri.Ohm]

70.0

60.0

50.0

40.0

30.0

20.0

10.0

-10.0

-20.0

[pri.Ohm]

Cub_10\CALL-HUA_REL670

CALL-HUA_REL670Zl(s) A 28.319 pri.Ohm 31.39°Zl(1) A 28.319 pri.Ohm 31.39°Fault Type: ABC (Phase Selector)Tripping Time: 0.021 s

DIg

SILE

NT

Falla bifásica de 10 ohm en la barra Huanza 60 KV


EDP-019-10 Rev: A

110.100.90.080.070.060.050.040.030.020.010.0-10.0-20.0 [pri.Ohm]

70.0

60.0

50.0

40.0

30.0

20.0

10.0

-10.0

-20.0

[pri.Ohm]

Cub_10\CALL-HUA_REL670

CALL-HUA_REL670Z(1) A 78.544 pri.Ohm 14.38°Z(poly s) A 78.544 pri.Ohm 14.38°Z(2) A 73.881 pri.Ohm 14.75°Z(3) A 73.881 pri.Ohm 14.75°

DIg

SILE

NT

Falla monofásica de 50 ohm en la barra Huanza 60 KV

B. AJUSTE DE LA PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DE LA LINEA DE TRANSMISION EN 60 KV CALLAHUANCA-HUANZA EN SE CALLAHUANCA Se habilita la función de sobrecorriente direccional de fases y de tierra en el relé ABB REL 670 con los siguientes ajustes:

Sobrecorriente direccional de fases:

Potencia Nominal : 10 MVA (ONAN) Corriente Nominal : 96 A Iph> = 1.3 x 96 = 124.8 A En el relé se ajusta en 124 A primario Curva = IEC Normal Inverse TMS = 0.20 Iph>> = 1200 A tph>> = 0.100 s

Sobrecorriente direccional de tierra:

Ie> = 0.1 x 400 = 40 A Curva = IEC Normal Inverse TMS = 0.25 Ie>> = 1200 A te>> = 0.100 s


EDP-019-10 Rev: A

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV Cub_10\CALL-HUA_REL670 Cub_2\Huanza60KV

I =715.435 pri.A

0.513 s

I =712.973 pri.A

0.796 s

Huanza60KV C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 0.13 Tripping Time: 0.513 s

PTOC 51_67 IEC Inverse Ipset: 1.55 sec.A Tpset: 0.20 Tripping Time: 0.796 s

PTOC 51_67 Definite time TCC Ipset: 15.00 sec.A Tpset: 0.10 Tripping Time: 9999.999 s

Huanza60KV Ipset: 10.00 sec.A Tset: 0.10 s Tripping Time: 9999.999 s

DIg

SILE

NT

Falla trifásica en barra 22.9kV SE Huanza

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV Cub_10\CALL-HUA_REL670 Cub_2\Huanza60KV

3*I0 =188.629 pri.A

0.844 s

3*I0 =188.837 pri.A

1.110 s


PTOC 51N67N IEC Inverse Ipset: 0.50 sec.A Tpset: 0.25 Tripping Time: 1.110 s

DIg

SILE

NT

Falla monofásica en barra 22.9kV SE Huanza

C. AJUSTE DE LA PROTECCION DIFERENCIAL DE CORRIENTE DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE 10 MVA SE HUANZA Datos del transformador de potencia: Potencia Nominal : 10-12.5 / 10-12.5 / 3.5-4.375 MVA (ONAN-ONAF)

Callahuanca 60 kV

60 kV

SE Huanza

22.9 kV

Callahuanca 60 kV

60 kV

SE Huanza

22.9 kV


EDP-019-10 Rev: A

Tensión Nominal : 60 ± 10x1.25% / 22.9 /13.8 KV Corriente Nominal : 96.2-120.3 / 252.1-315.1 / 146.4-183 A Conexión : YNyn0d5 TC devanado HV : 100/1 A TC devanado MV : 350/1 A TC devanado LV : 250/1 A La protección diferencial medirá las corrientes de los devanados de alta, media y baja tensión tal como se indica en el diagrama unifilar de protecciones de la SE Huanza. Se asume que los transformadores de corriente están conectados en DELTA (D) en el lado de alta tensión y en ESTRELLA (Y) en el lado de media y baja tensión. UMBRAL DIFERENCIAL – 87T Min I Operate

:

El umbral de corriente diferencial será ajustada en 30 % de la corriente nominal (0.3 In). 87T Min I Operate = 0.3 PENDIENTE DE RESTICCION – 87T Percent Slope

:

El relé ABB TPU2000R dispone de dos pendientes de restricción las cuales serán ajustadas de la siguiente manera: La primera pendiente de restricción del relé diferencial viene determinada por la siguiente expresión: P = % T + %eCT + %er + MS Donde: P : Pendiente de restricción. %T : Error de variación del cambiador de tomas (en este caso este error es de

10%). %eCT : Máximo error de los TC’s para la clase de exactitud especificada (5%). %er : Máximo error de la relación de transformación entre la transformación del

transformador y la de los TC’s (5%). MS : Margen de seguridad (5%) P = 10% + 5% + 5% + 5% = 25 % Por lo tanto la primera pendiente de restricción será ajustada en: Slope 1 = 25 La segunda pendiente se ajustará con la finalidad de incrementar la seguridad cuando las corrientes de corto circuito externas sean altas, por lo que el error de los transformadores de corriente es alto: Slope 2 = 50 LIMITE DE CORRIENTE DE NO RESTRICCION – 87H I Operate

:

A partir de este valor de corriente diferencial la protección diferencial emitirá su disparo sin tomar en cuenta la corriente de restricción. 87H I Operate = 6


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COMPENSACION DE MODULO HV – 87T-1 TAP

Se ajusta la compensación de modulo para la potencia nominal del transformador 10MVA y se asume que el TC de 100/1 A del lado de alta tensión está conectado en ESTRELLA. 87T-1 TAP = 2.7

COMPENSACION DE MODULO MV – 87T-2 TAP

Se ajusta la compensación de modulo para la potencia nominal del transformador 10MVA y se asume que el TC de 350/1 A del lado de media tensión está conectado en ESTRELLA. 87T-2 TAP = 2.0

COMPENSACION DE MODULO LV – 87T-3 TAP

Se ajusta la compensación de modulo para la potencia nominal del transformador 10MVA y se asume que el TC de 250/1 A del lado de baja tensión está conectado en ESTRELLA. 87T-3 TAP = 2.7 BLOQUEO DEL 2DO ARMONICO – 87T %2ND HARM

:

Durante el proceso de energización del transformador se produce temporalmente una corriente inserción (corriente inrush) en un lado del transformador sin presentarse esto en los otros lados. Por lo que esta diferencia de corrientes podría provocar una mala actuación de la protección diferencial. La corriente de inserción contiene mayormente corrientes de segundo armónico que corrientes de falla por lo que el relé deberá bloquear el elemento de restricción diferencial porcentual si la relación corriente 2do armónico sobre corriente fundamental (I2/I1) supere el valor de ajuste (en %) que será: 87T %2ND HARM = 15 BLOQUEO DEL 5TO ARMONICO – 87T %5TH HARM

:

La sobreexitación del transformador causa armónicos de este orden provocando la mala actuación de la protección diferencial si no es bloqueada. Se habilitara esta opción con el ajuste de: 87T %5TH HARM = 25

D. AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DE FASES DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE 10 MVA SE HUANZA LADO ALTA TENSION 60 KV De acuerdo a los criterios de ajuste se tiene lo siguiente: Potencia Nominal : 10 MVA (ONAN) Corriente Nominal : 96 A


EDP-019-10 Rev: A

Ajuste: Iph> = 1.3 x 96 = 125 A Curva = IEC Normal Inverse TMS = 0.13 Iph>> = 1000 A tph>> = 0.100 s LADO BAJA TENSION 22.9 KV De acuerdo a los criterios de ajuste se tiene lo siguiente: Potencia Nominal : 10 MVA (ONAN) Corriente Nominal : 252 A Ajuste: Iph> = 1.3 x 252 = 328 A Curva = IEC Normal Inverse TMS = 0.12

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

60.00 kV

22.90 kV Cub_2\Huanza60KV Cub_1\Huanza22.9KVTransformer Damage Curve

I =733.145 pri.A

0.468 s

I =715.435 pri.A

0.513 s

Transformer Damage Curve Srat: 10.00 MVA uk: 8.50 % Ipeak: 12.00/0.10 s

Huanza22.9KV C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0.94 sec.A Tpset: 0.12 Tripping Time: 0.468 s Huanza60KV

C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 0.13 Tripping Time: 0.513 s

DIg

SILE

NT

Falla trifásica en la barra 13.8kV SE Huanza.

E. AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE 10 MVA SE HUANZA LADO ALTA TENSION 60 KV Se ajuste el arranque de la función de sobrecorriente de tierra al 40% de la corriente nominal del TC que equivale al 40% de la corriente nominal del transformador de potencia.

60 kV

SE Huanza

22.9 kV


EDP-019-10 Rev: A

Ajuste: Ie> = 0.4 x 100 = 40 A Curva = IEC Normal Inverse TMS = 0.19 Ie>> = 1000 A te>> = 0.100 s LADO MEDIA TENSION 22.9 KV Se ajuste el arranque de la función de sobrecorriente de tierra al 40% de la corriente nominal del transformador de potencia. Ajuste: Ie> = 0.4 x 252 = 100.8 A En el rele se ajusta 101.5 A Curva = IEC Normal Inverse TMS = 0.19

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

60.00 kV

22.90 kV Cub_2\Huanza60KV Cub_1\Huanza22.9KV


Huanza22.9KV C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0.29 sec.A Tpset: 0.19 Tripping Time: 0.399 s

3*I0 =977.556 pri.A

0.399 s

3*I0 =188.629 pri.A

0.844 s

DIg

SILE

NT

Falla monofásica en las barras Huanza 22.9kV

F. AJUSTE DE LA PROTECCION DE TENSION DE LA LINEA DE TRANSMISION EN 60 KV CALLAHUANCA-HUANZA Para los ajustes de las protecciones de sobretensión y subtensión se tiene en cuenta que la tensión de operación de la S.E. Callahuanca es de 64.5 kV. Ajustes de Sobretensión: U> = 1.2 x Uop = 1.2 x 64.5kV = 77.4 KV primario t> = 5.0 segundos

60 kV

SE Huanza

22.9 kV


EDP-019-10 Rev: A

Ajustes de Subtensión: SOLO ALARMA U< = 0.8 x Uop = 0.8 x 64.5kV = 51.6 KV primario t< = 5.0 segundos

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