ESTUDIO DE COORDINACION DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MEMORIA DE CALCULO Instalación: S.E. MARCONA Empresa: SEAL Nº PSS: 24060 Tensión: 60 kV PROTECCION DE LINEA L-631 [ a Bella Unión] Marca: ALSTOM Responsable: 00 Rev Modelo: MICOM P442 Ing. Nicolás Spirolazzi 12/04/05 Fecha NS Nombre Descripción 1 de 7 DISTANCIA Ing. Aldo Gamondi Protección de Línea L631 (MICOM P442) Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A. 583648770.doc Coordinador: Tipo: AOG Aprobó 12/04/05 Fecha CESI 15/11/15 ESTUDIO DE COORDINACION DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002 1 Parámetros Generales De acuerdo a la base de datos, la línea L-631 tiene los siguientes parámetros: Línea Marcona – Bellavista 60 kV L= 64.3 km Rd= 16.14 ohm primario Xd= 29.61 ohm primario 1.1 1.2 Escenarios analizados: Av03max.sav Av03med.sav Av03min.sav Es03max.sav Es03med.sav Es03min.sav Av04max.sav Av04med.sav Av04min.sav Es04max.sav Es04med.sav Es04min.sav Fs03max.sav Es04max_ECU.sav Fs03max_G.sav Impedancia de carga La máxima carga considerada es S = 7 MVA, la cual corresponde a la potencia nominal del transformador de Bella Unión. Zcarga= (0.85*U)2/S = (0.85*60kV)2/7 MVA 372 ohm Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A. 583648770.doc 2 de 7 CESI 15/11/15 ESTUDIO DE COORDINACION DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002 2 Parámetros de Teleprotección Actualmente se encuentra utiliza un esquema “abierto”, aunque no se encuentra seleccionada ninguna zona tanto para la emisión como para la recepción. 3 Protección de Distancia – 21 3.1 Impedancia de zona 1: Se sugiere ajustar el alcance reactivo de la Zona 1 de forma tal de cubrir fallas monofásicas en la línea, en la mayor extensión posible, pero sin llegar hasta la barra de Bella Unión 60 kV, tomando un margen del 20% con respecto a la misma. Con respecto al alcance resistivo fase-tierra se propone cubrir fallas monofásicas en la línea con resistencias de falla de entre 0 y 10 ohm. El alcance resistivo fase-fase se propone ajustarlo de forma tal de cubrir fallas bifásicas con Rf = 4 ohm. Ajuste propuesto: Z1 = 23.38 ohm primarios. R1G = 22.4 ohm primarios. R1ph = 10.14 ohm primarios. 3.2 Impedancia de zona 2: Con respecto al alcance reactivo de Z2, se sugiere ajustarlo de forma de cubrir fallas trifásicas y monofásicas en la barra de Bella Unión 60 kV, con un margen de 20%. El alcance resistivo fase-tierra se propone ajustarlo de forma de cubrir fallas monofásicas en Bella Unión 60 kV, con resistencias de falla de hasta 50 ohm, con un margen del 20%. El alcance resistivo fase-fase se sugiere ajustarlo de forma tal de cubrir fallas bifásicas con Rf = 4 ohm en la barra de Bella Unión 60 kV, con un margen del 20%. La temporización sugerida para esta zona es de 0.3 segundos. Ajuste propuesto: Z2 = 40.41 ohm primarios. (Se puede utilizar el ajuste actual) R2G = 66.1 ohm primarios. R2ph = 20 ohm primarios. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A. 583648770.doc 3 de 7 CESI 15/11/15 ESTUDIO DE COORDINACION DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002 T2 = 0.3 seg. 3.3 Impedancia de zona 3: El alcance reactivo de la zona 3, se sugiere ajustarlo de manera de cubrir parte del transformador de Bella Unión, pero sin alcanzar la barra de 22.9 kV, esto es, evitando las fallas monofásicas resistivas en dicha barra con un margen aceptable. El alcance resistivo fase-tierra se propone ajustarlo igual que en la Zona 2. El alcance resistivo fase-fase se ajusta de forma tal de cubrir fallas bifásicas con resistencia de falla nula, tomando un margen del 20%. La temporización sugerida es de 0.5 segundos. Ajuste propuesto: Z3 = 56.95 ohm primarios. R3G = 66.1 ohm primarios. R3ph = 35.6 ohm primarios. T3 = 0.5 segundos. 3.4 Impedancia de zona 4: Esta zona cubre fallas hacia atrás y se ajusta de forma tal que brinde respaldo a la barra local. Para ello se sugiere ajustar en aproximadamente un 20% de Z1. El alcance resistivo fase-tierra es el mismo que en las Zonas 2, 3 y P. El alcance resistivo fase-fase es el mismo que en las Zonas 3. La temporización actual de 1 segundo es apropiada. Ajuste propuesto: Z4 = 5 ohm primarios. R4G = 66.1 ohm primarios. R4ph = 35.6 ohm primarios. T4 = 1 segundo. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A. 583648770.doc 4 de 7 CESI 15/11/15 ESTUDIO DE COORDINACION DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002 3.5 Impedancia de zona P (programable): Se sugiere habilitar esta zona a efectos de utilizarla como respaldo para fallas en la barra de Bella Unión 22,9 kV. El alcance reactivo se extiende hasta cubrir fallas bifásicas y trifásicas en Bella Unión 22,9 kV, con un margen de 20%. El alcance resistivo fase-tierra se ajusta igual que en las Zonas 2 y 3. El alcance resistivo fase-fase es el mismo que en las Zonas 3. La temporización se ajusta de forma tal de brindar respaldo a las protecciones de acometida del transformador. Para tal fin un tiempo de 1,8 segundos es apropiado. Ajuste propuesto: ZP = 102 ohm primarios. RPG = 66.1 ohm primarios. RPph = 35.6 ohm primarios. TP = 1.8 segundos. 3.6 Weak Infeed Esta función se encuentra desactivada. 3.7 Supervisión VTS Para la detección de falla fusible interna de la protección deben cumplirse tres condiciones: - Tensión homopolar > 75%Vn (valor fijo interno) - Corriente homopolar e inversa inferior a un valor ajustable. - Corriente de la línea inferior a 2.5In (valor fijo interno). Se recomienda ajustar el umbral de I0 a un 10% de la corriente nominal del TI. I0 = 20 A 3.8 Cierre Sobre Falla (SOTF). Esta función se encuentra seleccionada para operar en todas las zonas de distancia. Se sugiere mantener el ajuste actual. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A. 583648770.doc 5 de 7 CESI 15/11/15 ESTUDIO DE COORDINACION DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002 4 Protección de Oscilación de Potencia – 68 Los ajustes actuales se consideran aceptables. 5 Rotura de conductor Los ajustes actuales se consideran aceptables. 6 Protección de Sobrecorriente 6.1 Sobrecorriente de Fase - 51/67 Ajustes actuales: Tiempo Inverso: SI30XDT – Normal Inversa I> = 200 A primarios TMS = 0.2 Los ajustos actuales se consideran acteptables y con ellos se pueden lograr los tiempos de despeje que se detallan a continuación: 6.2 Fallas bifásicas y trifásicas al 1% de la línea Marcona-Bella Unión 60 kV son despejadas entre 0.4 y 0.5 seg. Fallas bifásicas y trifásicas en barra de Bella Unión 60 kV son despejadas son despejadas entre 0.9 y 1.1 seg. Fallas bifásicas y trifásicas en barra de Bella Unión 22.9 kV son despejadas entre 1.8 y 2.6 seg. Fallas bifásicas y trifásicas en barra de Bella Unión 10 kV son despejadas entre 4 y 5 seg. Sobrecorriente de Tierra - 51N/67N Ajustes actuales: Tiempo Inverso: SI30XDT – Normal Inversa Io> = 80 A primarios TMS = 0.2 Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A. 583648770.doc 6 de 7 CESI 15/11/15 ESTUDIO DE COORDINACION DE LAS PROTECCIONES DEL SEIN COES-SINAC Contrato TRANSENER N° 013-2002 Los ajustos actuales se consideran acteptables y con ellos se pueden lograr los tiempos de despeje que se detallan a continuación: Fallas monofásicas con Rf= 0 ohm al 1% de la línea MarconaBella Unión 60 kV son despejadas en el orden de los 0.3 seg. Fallas monofásicas con Rf= 0 ohm en barra de Bella Unión 60 kV son despejadas en el orden de 0.9 seg. Fallas monofásicas con Rf= 0 ohm en barra de Bella Unión 22.9 kV son despejadas entre 2 y 5 seg. 7 Comparación Direccional. Esta función se encuentra deshabilitada. No es necesario habilitarla. 8 Protección de Subtensión/Sobretensión – 27/59 Esta función se encuentra deshabilitada. No es necesario habilitarla. 9 Protección de Recierre – 79 Los ajustes actuales se consideran aceptables. 10 Protección de Sincronismo – 25 Esta función se encuentra deshabilitada. No es necesario habilitarla. Reservamos todos los derechos sobre este documento y la información contenida en el mismo. La reproducción, uso o divulgación a terceras partes, sin nuestra expresa autorización, está prohibida. © TRANSENER S.A. 583648770.doc 7 de 7 CESI 15/11/15