Estudio de ajuste y coordinación de protecciones

26 Pages·2014·0.67 MB·Spanish

ANDES GENERACION SpA

AJUSTES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES PARA

LA CONEXIÓN AL SIC DE LA CENTRAL ANDES

INFORME

Octubre 2014

ElectroNet
Consultores Ltda.
Las Urbinas 53, Of. 43 Providencia, Santiago, Chile
Cod.Postal: 751-0093

Fonos : [phone] [phone] [phone]
Web: www.electronet.cl e-mail: enet@e0le ctronet.cl
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

1
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 Z 
k0  0 1
 
3 Z1 
2.1.1. LÍNEA DE CENTRAL ANDES

Long R1 X1 Ro Xo Ang k0Ang
Nombre k0
[km] [Ω-pri] [Ω-pri] [Ω-pri] [Ω-pri] [°] [°]
C. Andes – S/E Diego
0.95 0.20131 0.3895 0.33754 1.3607 62,7 0.7456 19,35
de Almagro 110kV

1
2.1.2. CARACTERÍSTICAS TRANSFORMADOR DE CENTRAL ANDES

Transformador 110/10,5 kV
MVA
P Nom 63

AT 110 kV
kV
V Nom BT 10,5

Conexión Ynd11
% bp 63 MVA
Z1 15
% bp 63 MVA
Z0 15

2
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.

3
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.

4
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.

5
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.

6
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)

7
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.

8