sobrecorriente_se aucayacu_138_kv.doc

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ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

MEMORIA DE CALCULO

Instalación: SE. AUCAYACU Zona: Centro Tensión: 138/60 kV

Empresa: REP

PROTECCIONES DE TRANSFORMADOR

Marca: ABB Modelo: RET 670 Tipo: Sobrecorriente

Marca: ABB Modelo: REC 670 Tipo: Sobrecorriente

Responsable: RBO Coordinador: WLA

Rev. Fecha Nombre Descripción Aprobó Fecha01 jun-07 COES - - -

02 20/05/10 EDPSAC Actualización año 2010 COES 15/07/10

03 20/05/14 EDPSAC Actualización año 2014 COES 15/07/14

DIAGRAMA UNIFILAR

Estudio de Coordinación de las Protecciones del SEIN15-Julio-2014

1 Resumen de Ajustes a Implementar.

1.1 Transformador T28-162

Lado 22.9 kV – Relé R31C (Marca/Modelo): ABB/RET 670

TC:300/5AUmbral 1 Umbral 2 Umbral 3

Curva I1(A) t1 Curva I2(A) T2(s) Curva I3(A) t3

Fase(P) IEC-NI 300 0.15 - - - - - -

Tierra(E) IEC-NI 76 0.25 - - - - - -

Lado 138 kV – Relé R31A (Marca/Modelo): ABB/RET 670



Fase(P) IEC-NI 105 0.18 DT 1250 0.1 - - -

Tierra(E) IEC-NI 26 0.28 DT 560 0.1 - - -

A continuación se muestran las curvas de selectividad propuestas para sobrecorriente de fases y tierra.

Curvas de selectividad – Sobrecorriente de Fases

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Curvas Característica – Sobrecorriente de Tierra


Lado 22.9 kV – Relé R82B (Marca/Modelo): ABB/REC 670



Fase(P) IEC-NI 270 0.15 - - - - - -

Tierra(E) IEC-NI 76 0.25 - - - - - -

Lado 138 kV – Relé R82A (Marca/Modelo): ABB/REC 670



Fase(P) IEC-NI 40 0.24 DT 700 0.1 - - -

Tierra(E) IEC-NI 12.5 0.27 DT 250 0.1 - - -

A continuación se muestran las curvas de selectividad propuestas para sobrecorriente de fases y tierra.

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Curvas de selectividad – Sobrecorriente de Fases

Curvas Característica – Sobrecorriente de Tierra

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2 Información básica.

Esquema unifilar del SEIN (Diagrama Unifilar por Nivel de Tensión.dwg).

Esquema unifilar de protecciones (SEAUCAY 001-F.DWG)

Criterios de ajustes y coordinación de los sistemas de protección del SEIN.pdf (Marzo 2008).

Planilla de ajustes actuales.

Listado general de relés.

3 Equipo protegido.


Potencia nominal: 20/13/10 MVA

Relación de transformación de tensión: 132±13x1,0/60/22,9 kV

Corriente nominal: 87.48/ 125.1/ 252.11 A.

Grupo de conexión: YNd5yn0.

Tensiones de cortocircuito

Vcc (138kV – 60kV): 6.88% (13MVA)

Vcc (60kV – 22.9kV): 9.832% (10MVA)

Vcc (138kV – 22.9kV): 3.928% (10MVA)


Potencia nominal: 7/7/2.3 MVA

Relación de transformación de tensión: 132±13x1,0/22.9/10 kV

Corriente nominal: 30.6/ 176.48/ 132.8 A.

Grupo de conexión: YNyn0d5.

Tensiones de cortocircuito

Vcc (138kV – 22.9kV): 8.236% (7MVA)

Vcc (22.9kV – 10kV): 3.502% (2.3MVA)

Vcc (138kV – 10kV): 3.438% (2.3MVA)

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4 Funciones de Sobrecorriente – Ajustes Actuales





Fase(P) IEC-NI 135 0.15 - - - - - -

Tierra(E) IEC-NI 76 0.25 - - - - - -




Fase(P) IEC-NI 82 0.18 DT 900 0.1 - - -

Tierra(E) IEC-NI 26 0.23 DT 1000 0.1 - - -





Fase(P) IEC-NI 270 0.15 - - - - - -

Tierra(E) IEC-NI 76 0.25 - - - - - -




Fase(P) IEC-NI 40 0.24 DT 700 0.1 - - -

Tierra(E) IEC-NI 12.5 0.21 DT 700 0.1 - - -

5 Ajustes de las funciones de sobrecorriente.


Coordinación de Fase

Sobrecorriente de Fase NIVEL 22.9 kV.

La protección de sobrecorriente de fases para este nivel de tensión es efectuada por el elemento de sobrecorriente de fases habilitado en el Relé ABB/RET 670.

Para el análisis debe estar desconectado el transformador T65-121 que actúa como reserva ante alguna contingencia con el transformador T28-162.

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El valor de arranque se encuentra ajustado al 54% de la corriente nominal del lado de 22.9kV del transformador, este se considera inadecuado, por lo cual se propone aumentar el valor de arranque a 120% de la corriente nominal, lado 22.9kV.

La característica de operación de fases para este relé es de tiempo inverso, actualmente el umbral y temporización permiten despejar fallas trifásicas en la barra de 22.9kV en un tiempo de 413ms (habiendo modificado el valor de arranque), este tiempo de despeje se considera adecuado ya que no se cuenta con información de las protecciones ubicadas aguas abajo de la barra de 22.9kV y logra coordinar con el relé ubicado en el lado de 138kV, Fig.1.

Fig. 1 – Falla trifásica franca – Barra 22.9KV – Prop




Fase(P) IEC-NI 300 0.15 - - - - - -

Sobrecorriente de Fase NIVEL 60 kV.

En el unifilar de protecciones se hace mención que no existe barra en el lado de 60KV, por ello no existe protecciones habilitadas en este nivel de tensión

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La protección de sobrecorriente de fases para este nivel de tensión es efectuada por el elemento de sobrecorriente de fases habilitado en el relé ABB/RET 670.

El valor de arranque se encuentra ajustado al 94% de la corriente nominal del lado de 138kV del transformador, el cual se considera inadecuado, por lo cual se propone aumentar el valor de arranque a unos 120% de la corriente nominal, lado 138kV.

La característica de operación de fases esta conformada por una etapa de tiempo inverso y una etapa de tiempo definido, habiendo modificado el valor de arranque de la etapa de tiempo Inverso, el relé logra coordinar adecuadamente con el relé ubicado en el nivel de 22.9kV ante fallas trifásicas francas en la barra de de 22.9kV, por ello se recomienda mantener el dial a 0.18 para tener un margen adecuado de coordinación superior a 250ms, con el ajuste propuesto se despeja fallas Trifásicas en “bushings” de 60KV en 779ms como se muestra en la Fig.2.

Actualmente el ajuste de la etapa de tiempo definido, despeja fallas trifásicas francas y fallas bifásicas con resistencia de fallas de hasta 20ohm en los “bushings” del transformador en un tiempo instantáneo, el umbral de arranque es mayor que la corriente de cortocircuito, para una falla trifásica franca en barra de 22.9kV (0.634kA) del transformador, de igual manera se propone aumentar el umbral para que no haya ningún inconveniente con la curva de energización “Inrush” del transformador esto para evitar actuaciones indebidas ante la energización del transformador, por lo expuesto el ajuste propuesto es el siguiente, Fig.3.

Fig. 2 – Falla trifásica franca – Barra 60KV – Prop

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Fig. 3 – Falla trifásica franca – Borne 138KV – Prop




Fase(P) IEC-NI 105 0.18 DT 1250 0.1 - - -

Coordinación de Tierra

Sobrecorriente de Tierra NIVEL 22.9kV.

La protección de sobrecorriente de tierra para este nivel de tensión es efectuada por el elemento de sobrecorriente de tierra habilitado en el relé ABB/RET 670.

El valor de arranque se encuentra ajustado al 30% de la corriente nominal del lado de 22.9kV del transformador, se recomienda mantener el valor actual.

Actualmente la característica de operación de sobrecorriente a tierra está conformada por una etapa de tiempo inverso.

La característica de operación de fases para este relé es de tiempo inverso, actualmente el umbral y temporización permiten despejar fallas monofásicas en la barra de 22.9kV en un tiempo de 497ms, este tiempo de despeje se considera adecuado ya que actúa como respaldo para relés ubicados aguas abajo, solo se debe tener en cuenta que es necesesario modificar el dial de la curva del relé de sobrecorriente ubicado en el lado de 138kV, Fig.4.

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Tierra(E) IEC-NI 76 0.25 - - - - - -

Sobrecorriente de Tierra NIVEL 138kV.

La protección de sobrecorriente de tierra para este nivel de tensión es efectuada por el elemento de sobrecorriente de tierra habilitado en el relé ABB/RET 670.

El valor de arranque se encuentra ajustado al 30% de la corriente nominal del lado de 138kV del transformador, se recomienda mantener el valor actual.

Actualmente la característica de operación de sobrecorriente a tierra esta conformada por una etapa de tiempo inverso y una etapa instantánea.

La característica de operación de la etapa de tiempo inverso no brinda tiempos adecuados de respaldo ante una falla monofásica en la barra de 22.9kV, por lo cual se propone aumentar el dial a 0.28, Fig. 4, además para fallas monofásicas en los “bushings” del transformador, se recomienda que sean despejadas por la etapa instantánea, por lo cual el umbral debe ser ajustado en 560A, superior a la corriente de cortocircuito en la barra 22.9kV (0.37kA) y menor a la corriente de cortocircuito en la barra 138kV (0.72kA), por lo cual el ajuste propuesto es el siguiente, Fig. 5.

Fig. 4 – Falla monofásica franca – Barra 22.9KV – Prop

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Fig. 5 – Falla monofásica franca – Borne 138KV – Prop




Tierra(E) IEC-NI 26 0.28 DT 560 0.1 - - -


Coordinación de Fase

Sobrecorriente de Fase NIVEL 22.9 kV.

La protección de sobrecorriente de fases para este nivel de tensión es efectuada por el elemento de sobrecorriente de fases habilitado en el Relé ABB/REC 670.

Para el análisis debe estar desconectado el transformador T28-162, ya que el transformador T65-121 entra en servicio ante alguna contingencia en el transformador en mención.

El valor de arranque se encuentra ajustado al 153% de la corriente nominal del lado de 22.9kV del transformador, este valor se considera adecuado.

La característica de operación de fases para este relé es de tiempo inverso, actualmente el umbral y temporización permiten despejar fallas trifásicas en la barra de 22.9kV en un tiempo de 562ms, este tiempo de despeje se considera adecuado ya que logra coordinar con el relé de sobrecorriente ubicado en el lado de 138kV y además actúa como respaldo para fallas aguas debajo de la barra de 22.9kV, Fig.6.

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Fig. 6 – Falla trifásica franca – Barra 22.9KV – Prop




Fase(P) IEC-NI 270 0.15 - - - - - -


La protección de sobrecorriente de fases para este nivel de tensión es efectuada por el elemento de sobrecorriente de fases habilitado en el relé ABB/REC 670.

El valor de arranque se encuentra ajustado al 131% de la corriente nominal del lado de 138kV del transformador, el cual se considera adecuado.

La característica de operación de fases está conformada por una etapa de tiempo inverso y una etapa de tiempo definido, para la etapa de tiempo inverso el relé logra coordinar adecuadamente con el relé ubicado en el nivel de 22.9kV ante fallas trifásicas francas en la barra de de 22.9kV (Fig.6), por ello se recomienda mantener el dial a 0.24 para tener un margen adecuado de coordinación superior a 250ms.

La etapa de tiempo definido, despeja fallas trifásicas francas en los “bushings” del transformador en un tiempo de 100ms, el umbral de arranque es mayor que la corriente de cortocircuito para una falla trifásica franca en barra de 22.9kV (0.048kA) del transformador, de igual manera se propone mantener el umbral para que no haya ningún inconveniente con la curva de energización “Inrush” del transformador esto para evitar actuaciones indebidas ante la energización del transformador, por lo expuesto el ajuste propuesto es el siguiente, Fig.7.

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Fig. 7 – Falla trifásica franca – Borne 138KV – Prop




Fase(P) IEC-NI 40 0.24 DT 700 0.1 - - -

Coordinación de Tierra

Sobrecorriente de Tierra NIVEL 22.9kV.

La protección de sobrecorriente de tierra para este nivel de tensión es efectuada por el elemento de sobrecorriente de tierra habilitado en el relé ABB/REC 670.

El valor de arranque se encuentra ajustado al 43% de la corriente nominal del lado de 22.9kV del transformador, se recomienda mantener el valor actual.

Actualmente la característica de operación de sobrecorriente a tierra está conformada por una etapa de tiempo inverso.

La característica de operación de fases para este relé es de tiempo inverso, actualmente el umbral y temporización permiten despejar fallas monofásicas en la barra de 22.9kV en un tiempo de 527ms, este tiempo de despeje se considera adecuado ya que actúa como respaldo para relés ubicados aguas abajo, solo se debe tener en cuenta que es necesesario modificar el dial de la curva del relé de sobrecorriente ubicado en el lado de 138kV, Fig.8.

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Tierra(E) IEC-NI 76 0.25 - - - - - -

Sobrecorriente de Tierra NIVEL 138kV.

La protección de sobrecorriente de tierra para este nivel de tensión es efectuada por el elemento de sobrecorriente de tierra habilitado en el relé ABB/REC 670.

El valor de arranque se encuentra ajustado al 41% de la corriente nominal del lado de 138kV del transformador, se recomienda mantener el valor actual.

Actualmente la característica de operación de sobrecorriente a tierra está conformada por una etapa de tiempo inverso y una etapa instantánea.

La característica de operación de la etapa de tiempo inverso no brinda tiempos adecuados de respaldo ante una falla monofásica en la barra de 22.9kV, por lo cual se propone aumentar el dial a 0.27, Fig. 8, además para fallas monofásicas en los “bushings” del transformador, se recomienda que sean despejadas por la etapa instantánea, por lo cual el umbral debe ser ajustado en 250A, ya que es superior a la corriente de cortocircuito en la barra 22.9kV (0.15kA) y menor a la corriente de cortocircuito en la barra 138kV (1.11kA), por lo cual el ajuste propuesto es el siguiente, Fig. 9.

Fig. 8 – Falla monofásica franca – Barra 22.9KV – Prop

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Fig. 9 – Falla monofásica franca – Borne 138KV – Prop




Tierra(E) IEC-NI 12.5 0.27 DT 250 0.1 - - -

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