Proyecto - CDEC SIC

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
0
Rev
12/08/2014 Para Revisión
28/04/2014 Para Revisión
Fecha
Descripción
H.O.M.
Preparó
SIGHT
ELECTRIC
Revisó
ENLASA
Aprobó
ENLASA
Fono/Fax: 41-2 462876, e- mail: sight@sight.cl
www.sight.cl
Aprobó
1
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
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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
220 KV
Nudo
MVA sc 3Ф
D. Almagro
1262.9
I sc 3Ф
3.31 KA
Razón X/R
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
Tensión primaria
Tensión secundaria
Conexión
Potencia
Corriente nominal primaria
Corriente nominal secundaria
Reactancia
X/R
VALOR
220 KV
11,49 KV
Ynyn0d1
100 MVA (ONAN)
262 A (220 KV)
con 100 MVA
5020 A (11.5 KV) con 100 MVA
12 % (100 MVA)
35
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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
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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
D. Almagro
Barra 30
220 KV
11.5 KV
-
Ifalla 3Ф
Dem Baja
2,28 kA
43.36 kA
Ifalla 3Ф
Dem Alta
5.48 kA
56,21 kA
Ifalla 1Ф
Dem Baja
2,87 kA
2,90 kA-
Ifalla 1Ф
Dem Alta
5,64 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
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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. 3991990, 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
PICKUP
CURVA
Time Dial
TIPO
SETEO
263 A @ 220 KV
IAC
10,00 seg.
Ext. Inversa
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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
Acción
PICKUP
CURVA
LEVER
TIPO
PROPUESTO
Control- Alarma
236 A (In) @ 220 KV 4518 A (In) @ 11.5 KV
IAC
5,0 seg.
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
Acción
PICKUP
CURVA
LEVER
TIPO
PROPUESTO
Control- Alarma
236 A (In) @ 220 KV
4518 A (In) @ 11.5 KV
IAC
2,0 seg.
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
52-G
52-202
Pickup
100 A
100 A
CURVA
T.D
T.D
Time
0.3 seg.
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
Potencia
Tensión
Corriente nominal
F.P.
Conexión
Resistencia aterrizada
X”
X´
VALOR
30 MW @cosφ 0,85 (35.3 MVA)
11,5 KV
1772 A @11.5 KV 93 A @220 KV
0.85
Estrella aterrizado con resistencias
15 ohm 443 A @ 10 seg.
20 % (voltaje nominal)
30 %
Tabla N° 9.- Ajuste de la unidad de protección de fase TG1 y TG2
TIPO
PICKUP
CURVA
LEVER
TIPO
PROPUESTO.
1772 A @ 11.5 kV
IAC
3.0 seg.
Ext. Inversa
Tabla N° 10.- Ajuste de la unidad de protección de neutro TG1 y TG2
TIPO
PICKUP
CURVA
LEVER
PROPUESTO.
100 A @11.5 kV
T.D
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
F1
F1
F1
F1
Propuesto
52,0 @ 0,1 seg.
51,6 @ 2,0 seg.
49,0 @ 90 seg.
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
V
V
V
Propuesto
156 @ 0,1 seg. (1,40pu)
132 @ 2 seg. (1,20pu)
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
Potencia
Tiempo
Potencia
Tiempo
1
1
2
2
Propuesto
1.500 MW
5 seg.
8.0 MW
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
Toma desv. 1
Toma desv. 2
Sensibilidad (10 % I nom prim)
Temporización
PROPUESTO
3000/5
3000/5
0.50 A
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
Voltaje/Frecuencia
Temporización
PROPUESTO
2.64
5 seg
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15
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
Potencia
Tensión
Corriente nominal
F.P.
Conexión
X”
X´
VALOR G1 a G3
2,0 MW
400 V
3208 A
0.9
Estrella aterrizado
20 %
30 %
VALOR G4
1,5 MW
400 V
2406 A
0.9
Estrella aterrizado
20 %
30 %
Tabla N° 17.- Ajuste de protecciones de fase para nuevas unidades diesel
TIPO
I>
t>
I>
I>>
TIPO
PROPUESTO G1 a G3
3208 A @ 0.4 kV
10s
5xIn
0,5 seg.
IAC/Ext. Inversa
PROPUESTO G4
2406 A @ 0.4 kV
10s
5xIns
0,5 seg.
IAC/Ext. Inversa
Tabla N° 18.- Ajuste de protecciones de neutro para nuevas unidades diesel
TIPO
Io
to
TIPO
PROPUESTO.
100 A
0,2 seg.
TD
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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
PICKUP
CURVA
LEVER
TIPO
PROPUESTO.
377 A @11.5 kV
IAC
3.0 seg.
Ext. Inversa
Tabla N° 20.- Ajuste de protecciones para neutro (52 – 203)
TIPO
PICKUP
CURVA
Mult.
PROPUESTO.
100 A
T.D
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).
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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.
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18
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
52-203
2.0
7.5
100 @11.5 kV
377 A @11.5 kV
IAC
IAC
5.0 seg.
3.0 seg.
Ext. Inv.
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
52-104
52-203
Potencia (MVA)
2.0
7,5
Pickup
100 A
100 A
CURVA Time
TD
0.1 seg.
TD
0.1 seg
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TIPO
Ext. Inv.
Ext. Inv.
19
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.
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20
ANEXO Nº 1:
HOJAS DE
COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES
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21
A.1 INTERRUPTOR 52 – J2/G/202
Ajuste
@220 kV
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
Figura A. 1.- Coordinación Fase 52-J2/G/202
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22
A.2 INTERRUPTOR 52 – 202/101/201 @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 – 202
- Ip: 236 A
- Curva: IAC
- Tipo: Ext Inv
- Time Dial: 3,00
Figura A. 2.- Coordinación Fase 52-202/101/201
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23
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 – 104
52 – 201
- Ip: 93 A
- Ip: 5,24 A
- Curva: IAC
- Tipo: Ext Inv
- Tipo: Ext Inv
- Time Dial: - Time Dial: 5.00
3,00
Figura A. 3.- Coordinación Fase 52-104/101/201
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24
A.4 INTERRUPTOR 52 – 203/101/201 @220 kV
Ajuste
52 – 101
52 – 201
52 – 203
Ip: 93 A
- Curva: IAC
- Tipo: Ext Inv
- Time Dial:
3,00
Ip: 93 A
- Curva: IAC
- Tipo: Ext Inv
- Time Dial:
3,00
Ip: 20 A
- Curva: IAC
- Tipo: Ext Inv
- Time Dial: 3,00
Figura A. 4.- Coordinación Fase 52-203/101/201
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25
A.5 INTERRUPTOR 52 – 202/101/201 @220 kV
Ajuste
52 – 101
52 – 201
52 – 202
52 – 203
Ip: 100 A
- Curva: TD
- Time: 0,5
Ip: 100 A
- Curva: TD
- Time: 0,3
- Ip: 100 A
- Curva: TD
- Time: 0,2
- Ip: 100 A
- Curva: TD
- Time: 0,1
Figura A. 5.- Coordinación Neutro 52-202/101/201
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26
ANEXO Nº 2:
COORDINACIÓN GLOBAL
DE PROTECCIONES
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27
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28
ANEXO Nº 3:
CORTOCIRCUITOS Y
TIEMPOS DE RESPUESTA
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29
TIPO DE CORTOCIRCUITO
BARRA
Tensión
(kV)
ESCENARIO
Nombre
S/E DdA
TRAFO GENERAL
Máximo Trifásico
TG1
TG2
TR AUX
INT
G1
G2
G3
G4
52 - J2
52 - G
52 - 202
52 - 101
52 - 201
52 - 104
52 - 203
52 - R203
52 - 204
52 - 103
52 - 105
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)
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
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
220
CSLDdA
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
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
11.5
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
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
11.5
Barra
nueva
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
Tabla Anexo 3. 1.- Coordinación en presencia de cortocircuito trifásico
TIPO DE CORTOCIRCUITO
BARRA
Tensión
(kV)
ESCENARIO
TRAFO GENERAL
Máximo Monofásico
TG1
TG2
TR AUX
INT
G1
G2
G3
G4
52 - J2
52 - G
52 - 202
52 - 101
52 - 201
52 - 104
52 - 203
52 - R203
52 - 204
52 - 103
52 - 105
Nombre
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)
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
S/E DdA
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
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
220
CSLDdA
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
Barra
actual
Alta
11,282
11,282
--
--
--
5.320
5.320
0.080
0.050
0.040
0.040
0.040
0.035
11.5
Baja
11,281
11,281
--
--
--
5.327
5.327
0.080
0.050
0.040
0.040
0.040
0.035
Barra
nueva
Alta
11,282
11,282
--
--
--
5.320
5.320
0.080
0.050
0.040
0.040
0.040
0.035
11.5
Baja
11,281
11,281
--
--
--
5.327
5.327
0.080
0.050
0.040
0.040
0.040
0.035
Tabla Anexo 3. 2.- Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico
Tabla Anexo 3. 3.- Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico con R=25 ohm
TIPO DE CORTOCIRCUITO
BARRA
Tensión
(kV)
220
ESCENARIO
Nombre
S/E DdA
CSLDdA
11.5
11.5
Barra
actual
Barra
nueva
Máximo Monofásico con
R=25 (Ω)
TRAFO GENERAL
52 - J2
52 - G
52 - 202
TG1
TG2
TR AUX
INT
G1
G2
G3
G4
52 - 101
52 - 201
52 - 104
52 - 203
52 - R203
52 - 204
52 - 103
52 - 105
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)
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
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
Alta
0,291
0,291
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
Baja
0,291
0,291
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
Alta
0,291
0,291
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
Baja
0,291
0,291
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
--
Fono/Fax: 41-2 462876, e- mail: sight@sight.cl
www.sight.cl
30
Fono/Fax: 41-2 462876, e- mail: sight@sight.cl
www.sight.cl
31