estudio de coordinaciónproteccion

PE ABB Power Systems

Estudio de Coordinación de la Protección

Departamento de Ingeniería

ABB-PSS1213-5-IT-E-01-003 REV :A

Estudio de Operatividad CC.HH. Runatullo II y III GCZ

ESTUDIO DE OPERATIVIDAD

INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA AL SEIN DE LAS CCHH

RUNATULLO II Y RUNATULLO III

COORDINACION DE LA PROTECCIÓN

ÍNDICE GENERAL

1. OBJETIVOS

2. METODOLOGÍA

3. INFORMACIÓN TÉCNICA DE LAS INSTALACIONES

3.1. EQUIPOS A INSTALAR POR EL PROYECTO DE CONEXIÓN DE LAS CC.HH.


3.1 AJUSTES ACTUALES DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN DEL ÁREA DE INFLUENCIA

4. CRITERIOS DE AJUSTE DE PROTECCIONES

4.1 PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DE TRANSFORMADORES

4.1.1 Función sobrecorriente de fases (50/51)

4.1.2 Función sobrecorriente de tierra (50N/51N)

4.2 PROTECCIÓN DE LAS LÍNEAS DE 60 KV

4.2.1 Protección de Distancia

4.2.1.1 Ajuste de la Zona 1 de la función distancia 4.2.1.2 Ajuste de la Zona 2 de la función distancia 4.2.1.3 Ajuste de la Zona 3 hacia adelante 4.2.1.4 Ajuste de la Zona Reversa 4.2.1.5 Alcance Resistivo

4.2.2 Protección de sobretensión en las líneas de 60 kV

4.2.3 Esquema de teleprotección para las líneas de 60 kV

4.2.4 Esquema de la función de sobrecorrientes de tierra en comparación direccional

(67NCD) para las líneas de 60 kV.

4.2.5 Esquema de función cierre sobre falla (SOTF) en las líneas de 60 kV

4.2.6 Lógicas de la función 50BF de los relés RED670

5. AJUSTES DE PROTECCION DE LOS GRUPOS DE GENERACIÓN

5.1 DATOS TÉCNICOS DE LOS GRUPOS DE LAS CC.HH. RUNATULLO II y III






5.2 CÁLCULOS DE LOS PARÁMETROS DE AJUSTE DE LAS FUNCIONES DE

PROTECCIÓN

5.2.1 Protección de sobrecorriente de fases con restricción de tensión (51V)

5.2.2 Protección de sobrecorriente de secuencia negativa (46)

5.2.3 Protección de diferencial de corriente de Generador (87G)

5.2.4 Protección de pérdida de excitación (40)

5.2.5 Protección de potencia inversa (32)

5.2.6 Protección de distancia (21)

5.2.7 Protección de mínima tensión (27)

5.2.8 Protección de sobretensión de fases (59)

5.2.9 Protección de frecuencia

5.2.10 Protección de sobreexcitación (24: Volt/Hertz)

5.2.11 Protección de fallas a tierra en el estator con sobretensión homopolar (59N)

5.2.12 Protección de falla a tierra del rotor (64R)

5.2.13 Sincronismo

5.3 CÁLCULO DE PARÁMETROS DE AJUSTE DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN DEL

TRANSFORMADOR 60±2*2,5% / 10 KV DE LA C.H. RUNATULLO II

5.3.1 Protección diferencial del transformador 60±2*2,5%/10 kV de la C.H. Runatullo II

5.3.1.1 Criterios para el ajuste de la Protección diferencial de corriente de transformador (87T)

5.3.2 Protección de sobrecorriente del transformador 60±2*2,5%/10 kV de la

C.H.Runatullo II

5.3.2.1 Cálculo de ajuste del devanado de 60 kV 5.3.2.2 Cálculo de ajuste del devanado de 10 kV

5.3.3 Verificación de la coordinación de los ajustes propuestos


TRANSFORMADOR 60±2*2,5% /33/10 KV DE LA C.H. RUNATULLO III

5.4.1 Protección diferencial del transformador 60±2*2,5%/33/10 kV de la C.H. Runatullo

III

5.4.1.1 Criterios para el ajuste de la Protección diferencial de corriente de transformador (87T) 5.4.1.2 Resumen de ajustes de la protección diferencial

5.4.2 Protección de sobrecorriente del transformador 60±2*2,5%/33/10 kV de la C.H.

Runatullo III

5.4.2.1 Cálculo de ajuste del devanado de 60 kV 5.4.2.2 Cálculo de ajuste del devanado de 33 kV 5.4.2.3 Cálculo de ajuste del devanado de 10 kV


6. PROTECCION DE LA LÍNEA RUNATULLO II – RUNATULLO III






6.1 Cálculo de los ajustes de la protección diferencial de línea

6.2 CÁLCULO DE AJUSTES DE OTRAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN DE LA LÍNEA EN

LA S.E. RUNATULLO II

6.2.1 Ajustes de la función distancia de la S.E. Runatullo II

6.2.1.1 Cierre sobre falla (SOTF) 6.2.1.2 Función de sobrecorriente de fases 6.2.1.3 Sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (67N) 6.2.1.4 Sobrecorriente a tierra en comparación direccional (67NCD) 6.2.1.5 Falla fusible 6.2.1.6 Protección sobretensión y mínima tensión 6.2.1.7 Recierre 6.2.1.8 Esquema de teleprotección 6.2.1.9 Falla interruptor (50BF)


LA S.E. RUNATULLO III

6.3.1 Ajustes de la función distancia de la S.E. Runatullo III

6.3.2 Cierre sobre falla (SOTF)

6.3.3 Función de sobrecorriente de fases

6.3.4 Sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (67N)

6.3.5 Sobrecorriente a tierra en comparación direccional (67NCD)

6.3.6 Falla fusible

6.3.7 Protección sobretensión y mínima tensión

6.3.8 Recierre

6.3.9 Esquema de teleprotección

6.3.10 Falla interruptor (50BF)

7. PROTECCION DE LA LÍNEA RUNATULLO III – CONCEPCIÓN

7.1 CÁLCULO DE LOS AJUSTES DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA


LA S.E. RUNATULLO III






7.2.6 Falla fusible


7.2.8 Recierre









LA S.E. CONCEPCIÓN

7.3.1 Ajustes de la función distancia de la S.E. Concepción





7.3.6 Falla fusible


7.3.8 Recierre



8. PROTECCION DE LA LÍNEA L-6072 (CONCEPCIÓN – JAUJA) DE 60 kV EN LA

S.E. CONCEPCIÓN

8.1 Ajustes de la función distancia de la línea en la S.E. Concepción


LA S.E. CONCEPCIÓN

9. PROTECCION DE LA LÍNEA L-6087 (CONCEPCIÓN – PARQUE INDUSTRIAL) DE

60 kV EN LA S.E. CONCEPCIÓN

9.1 AJUSTES DE LA FUNCIÓN DISTANCIA DE LA LÍNEA EN LA S.E. CONCEPCIÓN


LA S.E. CONCEPCIÓN




9.2.4 Falla fusible


9.2.6 Recierre


10. VERIFICACIÓN DE LOS AJUSTES ACTUALES DE LAS FUNCIONES DE

SOBRECORRIENTE DEL TRANSFORMADOR DE LA S.E. JAUJA

10.1 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES

10.2 Función sobrecorriente de tierra







SOBRECORRIENTE DEL TRANSFORMADOR DE LA S.E. PARQUE INDUSTRIAL

11.1. FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES

11.1 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE TIERRA


SOBRECORRIENTE DE LOS TRANSFORMADORES DE LA S.E. SALESIANO

12.1 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES DEL TRANSFORMADOR DE 9 MVA

12.2 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE TIERRA DEL TRANSFORMADOR DE 9 MVA




SOBRECORRIENTE DEL TRANSFORMADOR CONCEPCIÓN

13.1 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES DEL TRANSFORMADOR

13.2 Función sobrecorriente de tierra del transformador

14. VERIFICACIÓN DE LOS AJUSTES ACTUALES DE LA PROTECCIÓN DE LA LÍNEA

L-6070 (PARQUE INDUSTRIAL – HUAYUCACHI) DE 60 kV EN LA PARQUE

INDUSTRIAL

14.1 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DISTANCIA

14.2 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE

14.2.1 sobrecorrrriente de fases

14.2.2 función sobrecorriente de tierra

15. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

16. BIBLIOGRAFÍA

17. ANEXOS






COORDINACIÓN DE LA PROTECCIÓN

11.. OOBBJJEETTIIVVOOSS

Determinar los ajustes del sistema de protección de las Centrales Hidroeléctricas Runatullo II y

Runatullo III y las líneas de 60 kV: Runatullo II – Runatullo III, Runatullo III- Concepción,

Concepción – Jauja y Concepción – Parque Industrial. Asimismo, revisar y determinar los

ajustes del sistema de protección del área de influencia que se afecta con el ingreso del

proyecto.

22.. MMEETTOODDOOLLOOGGÍÍAA

Para el estudio se utilizarán los datos técnicos de los equipos existentes, de los equipos

nuevos y los ajustes actuales de los relés del sistema involucrado de acuerdo a los estudios

establecidos para los diferentes equipos.

Los ajustes de los relés de protección se definirán teniendo en cuenta las características de los

equipos, los criterios de ajustes definidos por COES [1] y la experiencia operativa del sistema

de protección. Los ajustes son verificados para diferentes escenarios de operación y

contingencia. Como herramienta se utiliza el software Digsilent Power Factory y la base dato

descargado de la página de COES, que fue utilizado para la elaboración del Esquema de

Rechazo Automático de Carga y Generación (ERACG) del año 2014.

33.. IINNFFOORRMMAACCIIÓÓNN TTÉÉCCNNIICCAA DDEE LLAASS IINNSSTTAALLAACCIIOONNEESS

Las Centrales Hidroeléctricas Runatullo II y Runatullo III se conectará al SEIN a través de la

S.E. Concepción cuyo propietario es la empresa Electrocentro. La S.E. Concepción se

encuentra ubicada en la red 60 kV de las subestaciones eléctricas Huayucachi, Salesianos,

Parque Industrial, Concepción y Jauja (ver Figura 1). Por tal motivo, en la S.E. Concepción, se

modificado la subestación de una ssubestación en derivación se instalado una barra y se ha

equipado los equipos y sistema de protección necesaria.






Figura 1. Diagrama unifilar simplificado del área de influencia (referencia: diagrama unifilar

Electrocentro)

3.1. EQUIPOS A INSTALAR POR EL PROYECTO DE CONEXIÓN DE LAS CC.HH.


El proyecto es la conexión al SEIN de cuatro (4) grupos de generación, dos (2) de la C.H.

Runatullo II y dos (2) de la C.H. Runatullo III. La conexión de cada central se conectará por

intermedio de un transformador de potencia de 60/10 kV de 25 MVA en etapa ONAF, el cual

estará equipada con relé multifunción de marca Siemens modelo 7UM623.

En la Tabla 1 se muestra el resumen de los parámetros de los grupos de las Centrales

Hidroeléctricas Runatullo II (G1 y G2) y Runatullo III (G1 y G2). En la Figura 2 se muestra el

diagrama unifilar del G1 de la C.H. Runatullo II, en la Figura 3 el diagrama unifilar de la S.E.

Runatullo III y en la Figura 4 se muestra el diagrama unifilar de la S.E. Concepción, donde se

meustra con configuración final posterior al proyecto.






Tabla 1. Parámetros de los grupos de las CC.HH. Runatullo II y Runatullo III

C.H. Runatullo II C.H. Runatullo III

Parámetro G1 G2 G1 G2

Potencia aparente (MVA) 11,20 11,20 11,20 11,20

Potencia activa (MW) 10,08 10,08 10,08 10,08

Factor de potencia 0,90 0,90 0,90 0,90

Tensión nominal (kV) 10,00 10,00 10,00 10,00

Corriente nominal (A) 646,63 646,63 646,63 646,63

Frecuencia nominal (Hz) 60 60 60 60

Figura 2. Diagrama unifilar de conexión de los grupos G1 de la C.H. Runatullo II






Figura 3. Diagrama unifilar del transformador de la S.E. Runatullo II






Figura 4. Diagrama unifilar del transformador y las líneas de la S.E. Runatullo III






Figura 5. Diagrama unifilar de la S.E. Concepción

Relés a instalar en la S.E. Runatullo II:

Los grupos G1 y G2 de la C.H. Runatullo II estarán equipados cada uno con un relé

multifunción de marca Siemens modelo 7UM623.






El transformador de 60/10 kV de la C.H. Runatullo II estará equipada con un relé multifunción

de marca ABB modelo RET670. Asimismo, en el relé estará habilitada el sistema de control

de las celdas.

La línea Runatullo II - Runatullo III en la S.E. Runatullo II estará equipada con un relé

multifunción de marca ABB modelo RED670. Cebe resaltar que el interrupor de 60 kV es

compatrido para la línea y transformador (ver Figura 3), por lo cual se considera que la

función de sobrecorriente del transformador también sirve como protección de la línea.

Relés a instalar en la S.E. Runatullo III:

Los grupos G1 y G2 de la C.H. Runatullo III estarán equipados cada uno con un relé

multifunción de marca Siemens modelo 7UM623.

El transformados de 60/33/10 kV de la C.H. Runatullo III estará equipada con un relé

multifunción de marca ABB modelo RET670 y un relé REC670 en la cual se habilitará el

sistema de control de las celdas y las funciones de protección disponible del relé.

La línea Runatullo III – Runatullo II en la Runatullo III estará equipada con dos relés

multifunciones de marca ABB modelos RED670 y REC670. En el relé REC670 se habilitará el

sistema de control de las celdas y las funciones de protección disponibles del relé.

La línea Runatullo III – Concepción en la Runatullo III estará equipada con dos relés

multifunciones de marca ABB modelos RED670 y REL670. El sistema de control estará

habilitada en el relé REL670.

Relés a instalar en la S.E. Concepción:

La línea Concepción - Runatullo III en la S.E. Concepción estará equipada con dos relés

multifunciones de marca ABB modelos RED670 y REL670. El sistema de control estará

habilitada en el relé REL670.

La línea Concepción – Parque Industrial en la S.E. Concepción estará equipada con dos relés

multifunciones de marca ABB modelos RED670 y REF630. El sistema de control estará

habilitada en el relé REF630.

La línea Concepción – Jauja en la S.E. Concepción estará equipada con dos relés

multifunciones de marca ABB modelos RED670 y REF630. El sistema de control estará

habilitada en el relé REF630.

Se mantiene los reles del transformador de 60/13,2/6 kV de la S.E. Concpeción.

3.1 AJUSTES ACTUALES DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN DEL ÁREA DE

INFLUENCIA

En la Tabla 2 se muestran los ajustes actuales del área de influencia.






Tabla 2. Ajustes actuales del área de influencia

S.E. Equipo/

Alimentador Tensión

(kV) TC (A) / TT (kV) Modelo Función

I> (*In) / A

Curva Dial I>>(pu)

o %IB

T>> (seg.)

Huayucachi L-6631 (Huayucachi-Salesianos –

Parque Industrial) de 60 kV 60

TC: 600/1 A TT: 60/0,10 kV

Siemens / 7SJ6222

67 450 A IEC NI 0,09 3000 A 0,10

67N 72 A IEC NI 0,16 3000 A 0,10

Huayucachi L-6632 (Huayucachi-Huancayo

Este) de 60 kV 60

TC: 300/1 A TT: 60/0,10 kV

GE UR / L90 y F60

51/50 0.500 pu IEC Curve A 0,15 8.700 pu 0,20

51N/50N 0.140 pu Definite Time 0,40 seg. 1,300 pu 0,30

Salesianos Llegada L-6631 60 TC: 300/5 A

TT: 66/0,10 kV GE / F650

51/50 5,65 A IEC Curve A 0,12 27,00 A 0,05

51N/50N 2,00 A IEC Curve A 0,22 24,00 A 0,05

Salesianos Tr 14 MVA

60 TC: 250/5 A

TT: 66/0,10 kV GE UR /

T60

51/50 0.660 pu IEC Curve B 0,23 6.000 pu 0,00

51N/50N 0.260 pu IEC Curve B 0,20 -- --

10 TC: 1500/5 A 51/50 0.620 pu IEC Curve B 0,14 -- --

51N/50N -- -- -- -- --

Salesianos Tr 9 MVA

60 TC: 200/5 A

TT: 66/0,10 kV GE UR /

T60

51/50 0.650 pu IEC Curve A 0,23 6.000 pu 0,05

51N/50N 0.100 pu IEC Curve A 0,26 -- --

10 TC: 700/5 A 51/50 1.120 pu IEC Curve A 0,13 -- --

51N/50N -- -- -- -- --

Parque Industrial

L-6070 (Parque Industrial – Salesianos)

60 TC: 300/5 A

TT: 60/0,10 kV GE UR /

D60

51/50 -- -- -- -- --

51N/50N 0.269 pu IEC Curve A 0,18 -- --

Parque Industrial

L-6078 (Parque Industrial – Concepción)

60 TC: 100/5 A

TT: 60/0,10 kV GE UR /

D60

51/50 1,600 pu IEC Curve B 0,25 -- --

51N/50N 0.800 pu IEC Curve A 0,10 -- --

Parque Industrial

Tr 9 MVA

60 TC: 200/5 A

TT: 66/0,10 kV GE UR /

T60

51/50 0.939 pu IEC Curve C 0,15 10.000 pu 0,00

51N/50N 0.200 pu IEC Curve A 0,15 10.000 pu 0,00

10 TC: 1200/5 A 51/50 0.936 pu IEC Curve C 0,08 -- --

51N/50N -- -- -- -- --

Parque Industrial

Xfo Elev Chupaca 33kV

33 TC: 100/5 A

TT: 66/0,10 kV

GE UR / T60

51/50 -- -- -- 5.500 pu 0,01


10 TC: 400/5 A 51/50 -- -- -- -- --

51N/50N -- -- -- -- --

Concepción Transformador

60/13,2 kV 10MVA

60 TC: 100/5 A

TT: 66/0,10 kV

Alsthom / MCGG

51/50 0.90 pu EI 0,30 11*I> 0,00

51N/50N 0,30 pu SI 0.15 31*I> 0,00

GE UR / T60

51/50 0.950 pu IEC Curve C 0,30 11,000 pu 0,00

51N/50N 2,600 pu IEC Curve A 0.17 22.000 pu 0,00

13.2 TC: 600/5 A GE UR/T60

GE/F650

51/50 0.720 pu(3,60 A)

IEC Curve B 0,13 -- --

51N/50N 0,417 pu(2,08 A)

IEC Curve A 0.14 -- --

Jauja (Xauxa)

Transformador 7 MVA

58 TC: 100/5 A

TT: 66/0,10 kV

GE UR / T60

51/50 0.650 pu IEC Curve C 0,70 6.000 pu 0,00

51N/50N 0.300 pu IEC Curve B 0,20 8.000 pu 0,00

13.9 TC: 400/5 A

51/50 0.600 pu IEC Curve C 0.45 -- --

51N/50N 0.320 pu IEC Curve B 0,15 -- --

Juancayo Este

Llegada L-6632 60 TC: 300/1 A

TT: 66/0,10 kV GE UR L90

51/50 0.500 pu IEC Curve A 0.15 8,700 0,20

51N/50N 0.140 pu Definite Time 0,40 1.300 0.30






44.. CCRRIITTEERRIIOOSS DDEE AAJJUUSSTTEE DDEE PPRROOTTEECCCCIIOONNEESS

4.1 PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DE TRANSFORMADORES

Como protección de respaldo ante fallas internas y externas del transformador se ajusta las

funciones de sobrecorriente de tiempo inverso o tiempo definido de acuerdo al sistema de

protección del área de influencia, para los diferentes devandos del trasnformador.

4.1.1 Función sobrecorriente de fases (50/51)

El umbral de sobrecorriente de fases se ajusta igual a 1,3 veces la corriente nominal del

transformador de potencia de la mayor etapa, del devanado correspondiente.

Para los devanados de media tensión del transformador o en el devanado en donde no se

encuentra ubicado la fuente, la curva utilizada es de tiempo inverso seleccionado con el criterio

de desconectar ante falla franca en la barra en un tiempo aproximado de 400 a 600 ms.

Para el devanado de alta tensión del transformador o en el devando en donde se encuentra la

fuente, la curva utilizada es de tiempo inverso seleccionado con el criterio de tener un margen

mínimo de coordinamiento de 200 ms con los relés de los otros devanados.

4.1.2 Función sobrecorriente de tierra (50N/51N)

El umbral de sobrecorriente de tierra se ajusta un valor que se encuentra entre 0,3 a 0,4 veces

la corriente nominal del transformador de potencia de la mayor etapa, del devanado

correspondiente.

Para los devanados de media tensión del transformador o en el devando en donde no se

encuentre la fuente, la curva utilizada es de tiempo inverso seleccionado con el criterio de

desconectar ante falla franca en la barra de media tensión en un tiempo aproximado de 400 a

600 ms.

La curva utilizada para el devanado de alta tensión o en el devando en donde se encuentre la

fuente es de tiempo inverso, los ajustes se seleccionará con el criterio de tener un margen

mínimo de coordinamiento de 200 ms con los relés de los otros devanados.

4.2 PROTECCIÓN DE LAS LÍNEAS DE 60 KV

4.2.1 Protección de Distancia

4.2.1.1 Ajuste de la Zona 1 de la función distancia

La primera zona de la protección distancia es normalmente de operación instantánea y tiene

por finalidad proveer un despeje rápido solo de fallas que ocurran a lo largo de la línea

protegida. La Zona 1 normalmente se ajusta entre un 70 y 95% de la impedancia de la línea

protegida, para evitar operaciones innecesarias cuando se presente una falla más allá de la

barra remota.






Z1 = (0,7 – 0,95)*ZL

Dónde: Z1: Ajuste de Zona 1

ZL: Impedancia de secuencia positiva de la línea

Como criterio se aplica un factor de 85% de la impedancia de la línea, si es necesario de

acuerdo a la configuración y condición del sistema se modificará este ajuste.

Tiempo de Zona 1: Instantáneo (0 ms).

4.2.1.2 Ajuste de la Zona 2 de la función distancia

El objetivo principal de esta zona es proteger completamente la línea, en lo posible esta zona

no debe sobrealcanzar a la zona 1 de las líneas ubicadas en la subestación remota.

Como valor mínimo de ajuste se escoge el 120% de la impedancia de la línea a proteger, dado

que si se escoge un valor inferior, los errores de los transformadores de instrumentación (TC y

TT), el acoplamiento mutuo de secuencia cero en circuitos paralelos y el valor de la impedancia

de falla, pueden producir subalcance en el relé, es decir que el relé no detectará falla de la

línea en Zona 2, sino más allá y posiblemente operará en un tiempo muy prolongado

Si el alcance de la Zona 2 se ajusta mayor al 120% de la impedancia de la línea se debe tener

en cuenta la siguiente consideración:

Debe tenerse en cuenta que no sobrealcance la Zona 1 de los relés de la subestación remota.

Se puede asumir un valor máximo del 50% de la línea remoto más corta, es decir, el ajuste de

la Zona 2 sería igual a la suma de la impedancia de la línea a proteger y el 50% de la

impedancia de la línea adyacente más corta.

El valor de ajuste seleccionado de la Zona 2 no debe sobrepasar el alcance de Zona 1 de las

líneas adyacentes, en el caso de no lograr esta condición se debe realizar un análisis de

efecto “Infeed” y determinar, mediante el cálculo de la impedancia aparente, si a pesar de que

existe el traslapo de zonas, el relé es selectivo, es decir, que cuando la falla sea en la Zona 2

de la otra línea, el relé de la línea en cuestión no la vea en Zona 2 sino más allá (por el efecto

de la impedancia aparente).

Si se encuentra que la impedancia aparente es muy cercana o está por debajo del ajuste de

Zona 2 escogido, es necesaria la coordinación de estas zonas modificando los tiempos de

disparo, es decir, se debe disminuir el tiempo de operación de Zona 2 de la línea

sobrealcanzada en la subestación remota (ver Figura 6).






Figura 6. Coordinación de las zonas 2 de líneas(protegida y remota)

Tiempo de zona 2: Con esquema de teleprotección habilitado, el tiempo de retardo asignado a la

zona 2 se ajusta en 400 ms. Además, en líneas que no se tiene esquemas de teleprotección esta

temporización se implementará en tiempo menor 250 ms.

4.2.1.3 Ajuste de la Zona 3 hacia adelante

El objetivo de esta zona es servir de respaldo a las protecciones de las líneas adyacentes.

Normalmente, su ajuste se extiende hasta el extremo opuesto de la línea adyacente de mayor

impedancia, pero se debe verificar que este alcance no detecte fallas ocurridas en las

subestaciones de diferentes niveles de tensión conectadas a través de los transformadores de

potencia. Este alcance también debe limitarse si su valor se acerca al punto de carga nominal

de la línea.

El criterio recomendado para el ajuste de la Zona 3 es el menor valor de impedancia calculada

para los dos casos que se citan a continuación.

Impedancia de la línea a proteger más el 0,5 a 80% de la impedancia equivalente de los

transformadores en la barra remota, evaluando fallas en otro nivel de tensión se puede reducir

este valor.

TRAFOEQL XXX .*8,05,03

Reactancia de la línea a proteger más el valor de X de la línea adyacente con mayor

impedancia, multiplicada por un factor de seguridad del 120%.

remotoL XXX *2,13

Dónde :

X3 : Ajuste de la reactancia de zona 3

XL : Reactancia de la línea a proteger

Xremoto : Reactancia de la línea remota de mayor impedancia






No se considera indispensable limitar el alcance de la zona 3 hacia adelante aplicando estos

criterio para transformadores de generación, ya que en principio si la falla ocurre en un nivel de

tensión de generación, se espera que la unidad de generación desconecte, en caso de que no

operen las protecciones del transformador asociado, es importante que actúen las protecciones

de respaldo de la red de transmisión.

Tiempo de Zona 3 (adelante) : 800-1200 ms.

4.2.1.4 Ajuste de la Zona Reversa

El criterio empleado consiste en ajustarla con el 50-100% de la impedancia de la línea o

transformador más pequeña conectada en la subestación local en dirección reversa. Cuando

se habilita el esquema de fuente débil este debe sobrealcanzar al alcance de la zona 2 del

extremo remoto.

Tiempo de Zona reversa: 1000 a 1500 ms.

Por otro lado, cualdo solo se tiene atrás un transformador y comparte el interruptor esta zona

se podría habilitar con una temporización de 100 ms.

4.2.1.5 Alcance Resistivo

Los alcances resistivos son calculados como máximo el 67% de la impedancia mínima de

carga o de máxima transferencia del circuito en cuestión. De esta forma se asegura que ante

condiciones de sobrecargas en el sistema, las protecciones de distancia queden

suficientemente alejadas de las variaciones de la transferencia operativa de la línea.

Este valor de impedancia mínima de carga es calculado a través de la siguiente expresión:

ax

V

Z

LL

aeCMíni Im3

*85,0

argmod

Dónde:

VL-L : Tensión nominal línea – línea, es decir 60 kV

Imax : Máxima Corriente de Carga.

4.2.2 Protección de sobretensión en las líneas de 60 kV

Con el fin de no generar disparos por esta función debido a sobretensiones monofásicas

transitorias o debido a fallas desbalanceadas en el sistema, la función de sobretensión se debe

habilitar siempre y cuando se haya registrado sobretensión en las tres fases. El disparo por

sobretensión monofásica solo se habilita en configuraciones especiales, en el área del presente

estudio no se tiene una configuración especial que origine sobretensiones monofásicas por el

cual no es necesario su habilitación.






Para la implementación de la función de sobretensión de los relés ABB REL670 se debe

habilitar el modo de operación “3 out of 3”, si en otra marca de relé la función de sobretensión

lo realiza por fase, en la Figura 7 se muestra la adecuación que se debe de realizar previa al

disparo.

Figura 7. Lógica del Esquema de Sobretensión Etapas 1 y 2

El esquema se implementara en dos etapas:

Etapa lenta (Etapa 1):

Para líneas de 60 kV se ajusta un valor de 115% de la tensión nominal.

Etapa rápida (Etapa 2):

Para líneas de 60 kV se ajusta un valor de 130% de la tensión nominal.

Las temporizaciones se implementarán teniendo en cuenta los ajustes actuales de los esquemas de

sobretensión del área de influencia.

4.2.3 Esquema de teleprotección para las líneas de 60 kV

El esquemas de teleprotección a implementar para las protecciones de las líneas de

transmisión asociadas al proyecto son los siguientes:

El esquema POTT (Permisive Overreach Transfer Trip – Esquema de Sobrealcance Permisivo)

se implementará para las líneas cortas y esquema PUTT (Permissive Underreaching Transfer

Trip) se implementará para líneas largas.

Esquema de sobrecorriente de tierra en comparación direccional (67NCD).

Esquema de disparos directos transferido (DDT) por sobretensión y falla interruptor (50BF) en

las etapas 0 y 2.

El medio de comunicación para las señales de teleprotección es de Fibra Óptica en las cuales

se habilitarán tres (3) canales con las distribuciones como se muestra en la Figura 8 para las

líneas Runatullo II – Runatullo III y Runatullo III - Concepción.






Figura 8. Configuración de los canales de comunicación para los esquemas de

teleprotección

4.2.4 Esquema de la función de sobrecorrientes de tierra en comparación direccional (67NCD) para las líneas de 60 kV.

El disparo de la funciones de protección de las líneas de 60 kV son trifásico, por el cual se

recomienda que esta función sea instantáneo, en la Figura 9 se muestra la configuración del

esquema a implementar con el esquema de teleprotección distribuida de acuerdo a la Figura 8.

Figura 9. Configuración de la señal de teleprotección de la función 67N

4.2.5 Esquema de función cierre sobre falla (SOTF) en las líneas de 60 kV

Los fabricantes de relés utilizan diversas lógicas para implementar la función de disparo rápido

para la condición de cierre en falla, en el presente ítem se describe las lógicas utilizada por el

relé ABB RED670.

Lógica de cierre en falla del relé ABB RED670






En la Figura 10 se muestra la lógica utilizada para habilitar la función SOTF del relé ABB cuyo

modelo es RED670.

Figura 10. Lógica de la función SOTF del relé ABB modelo RED670

Para activar la lógica de SOTF existe 3 modos de operación como muestra la Figura 10 las

cuales son por: impedancia (Impedance), algoritmo de tensión – corriente (UILevel) y por

cualquiera de las dos condiciones mencionadas (UILvl&Imp).

Dónde:

La variable I3P nos representa la entrada de corriente trifásica al bloque.

La variable U3P nos representa la entrada de tensión trifásica al bloque.

La variable BLOCK nos representa la entrada binaria al bloque para bloquear la lógica de

cierre en falla.

La variable BC nos representa la entrada binaria al bloque para habilitar la lógica de SOTF,

esta se puede habilitarse por la posición de interruptor y/o el cierre manual del interruptor,

adicionalmente el bloque utiliza un algoritmo para detectar línea muerta el cual es asociado a la

variable BC mediante una lógica OR (ver Figura 10).

La variable ZACC se utiliza para habilitar por impedancia.

La lógica de cierre en falla (SOTF) se recomienda implementar teniendo en cuanta los

siguientes criterios:

La función de SOTF solo debe ser condicionada para un cierre trifásico de los interruptores.






La lógica implementada debe ser condicionada con la posición del interruptor (3PA) o por el

comando de cierre manual del interruptor (CM), asimismo debe ser activada por el arranque de

la zona 2 (ZM02-STND) o por un umbral de sobrecorriente de fases (IOC).

El ajuste de sobrecorriente debe ser superior a la máxima corriente de carga, como criterio se

considera igual a la corriente para fallas en el extremo remoto.

Después de habilitarse la entrada BC (3PA o CM) de acuerdo a su algoritmo se tiene un

retardo de 1 segundo, con el objetivo de realizar disparo rápido y trifásico para una falla

durante este periodo. En la Figura 11, se muestra el diagrama de bloques a implementar.

Figura 11. Lógica para la función cierre en falla (SOTF).

4.2.6 Lógicas de la función 50BF de los relés RED670

La función falla interruptor se debe implementar para lograr despejar una falla cuando se tenga

problemas en la apertura de un interruptor asociado al elemento fallado, las lógicas del relé

RED670 se muestran en las figuras 12, 13 y 14.

Figura 12. lógica de la función re-trip de 50BF del relé RED670






Figura 13. lógica de la función de disparo del 50BF etapa 1 y 2 del relé RED670

Figura 14. lógica de la función de disparo del 50BF etapa 1 y 2 del relé RED670






Asimismo, en la Tabla 3 se muestra los nombres de las salidas de las variables de las lógicas

de falla interruptor:

Tabla 3. variables de salida de la lógica de la función falla interruptor Señal Descripción

TRBU Variable de falla interruptor para la etapa 1.

TRBU2 Variable de falla interruptor para la etapa 2.

TRRET Variable disparo trifásico de respaldo de falla interruptor.

TRRETL1 Variable disparo de respaldo de falla interruptor para la fase A.

TRRETL2 Variable disparo de respaldo de falla interruptor para la fase B.

TRRETL3 Variable disparo de respaldo de falla interruptor para la fase C.

CBALARM Alarma de falla del circuito de disparo.

Falla interruptor de los campos de línea:

La falla interruptor de de los campos de líneas serán implementados en los relés RED670 de

las líneas.

El umbral de corriente se ajusta igual a 150% de la corriente nominal de la linea.

La temporización para la etapa 1 se ajusta en 150 ms, el cual vuelve a disparar a su propio

interruptor.

La temporización para la etapa 2 se ajusta en 250 ms, el cual realiza disparo triásico a su

propio interruptor y todos los interruptores adyacentes a la barra.

55.. AAJJUUSSTTEESS DDEE PPRROOTTEECCCCIIOONN DDEE LLOOSS GGRRUUPPOOSS DDEE GGEENNEERRAACCIIÓÓNN

5.1 DATOS TÉCNICOS DE LOS GRUPOS DE LAS CC.HH. RUNATULLO II y III

Potencia Nominal : 11,20 MVA

Factor de Potencia : 0,90

Tensión Nominal : 10 kV

Corriente Nominal : 646,63 A

Datos de los Transformadores de Corriente

TC lado 10 kV : 750 / 1 A

TC lado Neutro : 750 / 1 A

Datos del Transformador de Tensión

Bornes de generación : 10:√3 / 0,11:√3 kV

Barra de 10 kV : 10:√3 / 0,11:√3 kV

Datos del relé de protección

Marca / Modelo del relé : Siemens / 7UM623

Datos del relé de sincronismo

Marca / Modelo del relé : Siemens / 7VE611






5.2 CÁLCULOS DE LOS PARÁMETROS DE AJUSTE DE LAS FUNCIONES DE

PROTECCIÓN

Las funciones de protección a habilitar en el relé de marca Siemens modelo 7UM623 y TVE611

para los grupos de la CC.HH. Runatullo (G1 y G2) son los siguientes:

Protección de sobrecorriente de tiempo inverso con restricción de la tensión (51V)

Protección de sobrecorriente de secuencia negativa (46).

Protección diferencial de corriente de generador (87G)

Protección de pérdida de excitación (40)

Protección de potencia inversa (32)

Protección distancia(21)

Protección de mínima tensión (27)

Protección de sobretensión (59)

Protección de mínima frecuencia y sobrefrecuencia

Protección de sobreexcitación (24)

Protección de fallas a tierra en el estator con sobretensión homopolar (59N)

Protección de falla a tierra del rotor (64R)

Sincronimso

5.2.1 Protección de sobrecorriente de fases con restricción de tensión (51V)

Los parámetros eléctricos de las unidades de las CC.HH. Runatullo II y Runatullo III son

similares y los parámetros de impedancia de cortocircuito de los transformadores entre los

devanados de 60/10 kV son similares. Por lo tanto, los ajustes definidos aplican para los cuatro

(4) grupos de las CC.HH. Runatullo II y Runatullo III.

La función de sobrecorriente de fases con restricción de tensión es de tiempo inverso el tipo de

curva que se habilitará es IEC. El arranque depende de la tensión, tal como se muestra en la

siguiente figura.

Figura 15. variación del arranque de la función 51V [3]






Curva 1

Tipo de curva: IEC NI

El arranque de sobrecorriente de fases se recomienda ajustar igual a 130% de la capacidad del

grupo.

I1> = 1,3*646,63 = 840,62 A (1,12 Asec)

El TMS se ha definido con el objetivo de despejar una falla en 10 kV en un tiempo superior a

500 ms y una falla en la barra de 60 kV sea despejada en aproximadamente 1 segundo.

TMS = 0,32

En la siguiente Tabla se muestra el resumen de ajustes de la presente función.

Tabla 4. Ajuste básicos de la función de sobrecorriente de fases con restricción de tensión del relé 7UM623

Dir. Parámetro Posibilidad de Ajuste C.H. Runatullo II C.H. Runatullo III

G1 G2 G1 G2

1401 S/I t.inv. Desactivar/Activar/Bloq.relé disp. Activar Activar Activar Activar

1402 Ip 0.10 … 4.00 A 1.12 A 1.12 A 1.12 A 1.12 A

1403 T Ip 0.05 ... 3.20 s; α 0.50 0.50 0.50 0.50

1405 CARACT.IEC IEC NI/IEC VI/IEC EI IEC NI IEC NI IEC NI IEC NI

1407 INFL.S/I t.inv. Ninguna/Control tensión/Restricción TensiónRestricción

Tensión Restricción



Tensión

1408 U< 10.0 .. 125.0 V 75.0 V 75.0 V 75.0 V 75.0 V






1000 10000 100000[pri.A]0,1

1

10

[s]

10,00 kV RUN2010\Cub_1\G1 Runatullo 2 7UM623

Fal

la tr

ifási

ca B

arra

10

kV(2

,714

kA

) co

n do

s un

idad

es

0.853 s

Fal

la tr

ifási

ca B

arra

60

kV(1

,827

kA

) co

n 2

unid

ades

1.013 s

Fal

la tr

ifási

ca B

arra

60

kV(1

,827

kA

) co

n do

s un

idad

es

0.920 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 51V G1 C.H. Runatullo 2

Date: 4/25/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 16. Fallas trifásicas en las barras de 10 y 60 kV de la S.E. Runatullo II para la

verificación de la función de sobrecorriente con restricción de tensión (51V)






5.2.2 Protección de sobrecorriente de secuencia negativa (46)

El relé siemens 7UM623 tiene disponible la función de sobrecorriente de secuencia negativa de

tiempo inverso (ver Figura) el cual obedece a la ecuación t = K/((I2/IN)2, donde: K es el factor de

asimetría ajustable, I2 corriente de secuencia negativa y IN corriente nominal del equipo.

La protección es de tiempo inverso

Figura 17. Curva de sobrecorriente de secuencia negativa del relé [3]

La curva es de tiempo definido, el arranque se ajusta al 8% de la corriente nominal del grupo.

No se considera necesario la etapa de tiempo definido por el cual se ajusta en 200%

I2 >start current = 0,08 x INominal=0,08*646,63 = 51,73 A

El factor de asimetría (K) se habilitará en 7 segundos.

I2 = 8,0 %*646,63/750 = 6,9% (valor secundario)

K = 5,2 sec (valor secundario)

En la siguiente Tabla se muestra el resumen de ajustes de la presente función.






Tabla 5. Ajuste básicos de la función de sobrecorriente de secuencia negativa del relé 7UM623


G1 G2 G1 G2

1701 PROT.CARG.DESEQ Desactivar/ Activar/ Bloq.relé disp.

Activar Activar Activar Activar

1702 I2 ADMISIBLE 3.0 .. 30.0 % 6,9% 6,9% 6,9% 6,9%

1703 T ALARMA 0.00 .. 60.00 s; α 20.00 sec 20.00 sec 20.00 sec 20.00 sec

1704 FACTOR K 1.0 .. 100.0 s; α 5.2 sec 5.2 sec 5.2 sec 5.2 sec

1705 T ENFRIAMIENTO 0.. 50000 s 1094 s 1094 s 1094 s 1094 s

1706 I2>> 10 .. 200 % 200% 200% 200% 200%

1707 T I2>> 0.00 .. 60.00 s; α 3.00 s 3.00 s 3.00 s 3.00 s

10 100 1000 10000 100000[pri.A]0,01

0,1

1

10

100

[s]

10,00 kV RUN3010\Cub_1\G1 Runatullo 3 7UM623

I2(C

orri

ente

nom

inal

)

7.000 s

I2(F

alla

bifá

sica

bar

ra 1

0 kV

)=11

60 A

2.175 s

I2(F

alla

bifá

sica

bar

ra 1

0 kV

)=11

60 A

2.175 s

I2(F

alla

bifá

sica

bar

ra 6

0 kV

)=82

0 A

4.353 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III I2 G1 C.H. Runatullo

Date:

Annex: /2

DIg

SIL

EN

T

Figura 18. Fallas bifásica aislada en las barras de 10 y 60 kV de la S.E. Runatullo II para la

verificación de la función de sobrecorriente de secuencia negativa






5.2.3 Protección de diferencial de corriente de Generador (87G)

Principio de operación:

El relé para detectar una falla interna o falla externa (ver Figura 10) calcula la corriente de

operación (corriente diferencial) y la corriente restrictiva (estabilización). La corriente de

operación es la suma de las corrientes del lado neutro (IQ) y borne del generador para cada

fase (IJ), ver ecuación 1. La corriente de restricción o estabilización es la suma del módulo de

las corrientes del lado neutro (IQ) y del borne del generador (IJ), ver ecuación 2.

Con la corriente diferencial y corriente de restricción el relé evalúa si la falla es interna o externa

de acuerdo con la característica de operación que se muestra en la Figura 11. Adicionalmente,

se tiene la opción de habilitar la protección diferencial de corriente sin restricción cuya lógica de

disparo se muestra en la Figura 8.

Idif = |IQ + IJ| ………………………………………(1)

Iestb = ||IQ| + |IJ|| ………………………………………(2)

Figura 19. Falla interna y falla externa de la zona de protección de la protección diferencial

Figura 20. Características de operación de la protección diferencial [3]






Criterios de ajustes de la protección diferencial:

La corriente diferencial (2021: I-DIFF>>) se ajusta a un valor superior a la máxima corriente

diferencial esperada en condiciones normales de operación, las cuales se pueden producir

debido a los siguientes factores:

Errores en la precisión de los transformadores de corriente.

Errores en la precisión de los equipos de protección.

Operativamente nos ha demostrado que un 15 a 30% de la corriente nominal cubre

adecuadamente. El ajuste a implementar será igual a 20%

Factor de restricción (K1): se ajusta para evitar actuaciones indeseadas debidas a fallas

externas de alta corriente que pueden producir saturación de los transformadores de corriente,

con valor de 50% se considera adecuado.

Ajuste de alta corriente sin restricción (2030: I-DIFF>>): Para los casos de fallas internas de

muy altas corrientes diferenciales se ajusta un umbral de corriente de disparo rápido que no

toma en cuenta las corrientes de estabilización y las restricciones por armónicos. Se debe evitar

la activación de esta función ante una falla en bornes del generador durante una completa

saturación de uno de los transformadores de corriente. La corriente de cortocircuito en bornes

del generador es igual 7,01 kA, el cual equivale a 10,8 I/In0.

La primera pendiente se ajustará igual 25% y la segunda igual a 50%.

Restricción del segundo armónico: El relé tiene la opción de bloquear la corriente diferencial

tradicional por corriente de segundo. Este valor se ajusta igual al 15% de la componente

fundamental.

En la Tabla se muestra los ajustes de la función de protección diferencial de corriente del

generador (87G).

Tabla 6. Ajuste básicos de la función diferencial de corriente del relé 7UM623

Dir. Parámetro Posibilidad de

Ajuste


G1 G2 G1 G2

2001 PROT.DIF. Desactivar /Activar/Bloq.relé disp.


2005 ELEV.VAL.ARRAQ. Desactivar/Activar Activar Activar Activar Activar

2021 I-DIF> 0.05 .. 2.00 I/InO 0.20 I/InO 0.20 I/InO 0.20 I/InO 0.20 I/InO

2026 A T I-DIFF> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s 0.00 s 0.00 s 0.00 s

2031 I-DIF>> 0.5 .. 12.0 I/InO; ∞ 10.8 I/InO 10.8 I/InO 10.8 I/InO 10.8 I/InO

2036 A T I-DIFF>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s 0.00 s 0.00 s 0.00 s

2041 A PENDIENTE 1 0.10 .. 0.50 0.25 0.25 0.25 0.25

2042 A PUNTO BASE 1 0.00 .. 2.00 I/InO 0.00 I/InO 0.00 I/InO 0.00 I/InO 0.00 I/InO

2043 A PENDIENTE 2 0.25 .. 0.95 0.50 0.50 0.50 0.50

2044 A PUNTO BASE 2 0.00 .. 10.00 I/InO 2.50 I/InO 2.50 I/InO 2.50 I/InO 2.50 I/InO

2051 A STAB. ARRANQUE 0.00 .. 2.00 I/InO 0.10 I/InO 0.10 I/InO 0.10 I/InO 0.10 I/InO

2052 A FACTOR ARRANQ 1.0 .. 2.0 1.0 1.0 1.0 1.0







Ajuste


G1 G2 G1 G2

2053 T.max.ARRANQUE 0.0 .. 180.0 s 5.0 s 5.0 s 5.0 s 5.0 s

2061 A ERR.EX-ESTAB. 2.00 .. 15.00 I/InO 4.00 I/InO 4.00 I/InO 4.00 I/InO 4.00 I/InO

2062 A T ERR.EX-ESTAB. 2 .. 250 *IP; ∞ 3 cycle 3 cycle 3 cycle 3 cycle

2063 A BL.CR.FALTA EX 2 .. 1000 *IP; 0; ∞ 3 cycle 3 cycle 3 cycle 3 cycle

5.2.4 Protección de pérdida de excitación (40)

La función de protección calcula la admitancia (P/U2,-Q/U2) con las intensidades y tensiones de

las tres (3) fases para lo cual ofrece tres (3) características de operación independientes, tal

como se muestra en la Figura.

Figura 21. Zonas de protección de la función de pérdida de excitación [3]

Los ajustes son determinados teniendo en cuenta el siguiente criterio: El ajuste 1/xd CHAR.1 =

1,05*1/Xd, el ajuste 1/xd CHAR.2 = 0,9*(1/xd CHAR.1) y el ajuste 1/xd CHAR.3 = 1/Xd’.

1/xd CHAR.1 = 1,05*(1/1,897)*(646,63 A/10 kV)*(10 kV/750 A) = 0,48

1/xd CHAR.2 = 0,9*(0,48) = 0,43

1/xd CHAR.3 = (1/0,358)*(646,63 A/10 kV)*(10 kV/750 A) = 2,41






Las temporizaciones de primera y segunda características se recomiendan implementar en 10

segundos, mientras que de la tercera característica en 0,5 segundos. En la siguiente Tabla se

muestra el resumen de ajustes.

Tabla 7. Ajuste básicos de la función de pérdida de excitación del relé 7UM623


G1 G2 G1 G2

3001 PROT. SUBEXCIT. Desactivar/Activar/Bloq.relé disp.


3002 1/xd CARACT. 1 0.20 .. 3.00 0,48 0,48 0,48 0,48

3003 ANGULO 1 50 .. 120 ° 80 ° 81 ° 82 ° 83 °

3004 T CAR. 1 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s 10.00 s 10.00 s 10.00 s

3005 1/xd CARACT. 2 0.20 .. 3.00 0,43 0,43 0,43 0,43

3006 ANGULO 2 50 .. 120 ° 90 ° 90 ° 90 ° 90 °

3007 T CAR. 2 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s 10.00 s 10.00 s 10.00 s

3008 1/xd CARACT. 3 0.20 .. 3.00 2,41 2,41 2,41 2,41

3009 ANGULO 3 50 .. 120 ° 90 ° 90 ° 90 ° 90 °

3010 T CAR. 3 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s 0.50 s 0.50 s 0.50 s

3011 T RAP. U< 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.50 s 0.50 s 0.50 s 0.50 s

3012 COMPROB.EXCIT. Activar/Desactivar Desactivar Desactivar Desactivar Desactivar

3013 U EXC < 0.50 .. 8.00 V 2.00 V 2.00 V 2.00 V 2.00 V

3014A Umín 10.0 .. 125.0 V 25.0 V 25.0 V 25.0 V 25.0 V

5.2.5 Protección de potencia inversa (32)

Esta protección monitorea la potencia activa a partir de los componentes simétricos de las

ondas fundamentales de las tensiones e intensidades.

Además, para determinar la potencia inversa debe superar un ajuste de sobrecorriente, tal como

se muestra en la Figura 22.

Figura 22. Diagrama lógico de la función de protección de potencia inversa [3]






SNonimal = 11,20 MVA

PNominal = SNonimal * Cos (φ)

PNominal = 11,20*0,90 = 10,08 MW

Se recomienda habilitar como 3% de la potencia aparente.

PInversa > = (0,03*11,20/11,20)*(10 kV/10 kV)(646,63A/750A) = -2,59 % secundario

tTime = 2 segundos.

En la siguiente Tabla 8 se muestra el resumen de ajustes

Tabla 8. Ajuste básicos de la función de potencia inversa del relé 7UM623


G1 G2 G1 G2

3101 INVERS.POTENCIA Desactivar/Activar/Bloq.relé disp.


3102 Pinv> -30.00 .. -0.50 % -2,59% -2,59% -2,59% -2,59%

3103 T s.VALV. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s 10.00 s 10.00 s 10.00 s

3104 T c.VALV. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 2.00 s 2.00 s 2.00 s 2.00 s

3105 A T-SOSTEN. 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0.00 s 0.00 s 0.00 s 0.00 s

5.2.6 Protección de distancia (21)

Esta función tiene dos (Z1 y Z2) zonas independientes de protección, adicionalmente cuenta con

una zona (Z1b) el cual podría activarse mediante una entrada binaria (ver Figura 23). Las Z1 y

Z2 estarán habilitadas pero la Z1b permanecerá desactivada.

Figura 23. Diagrama de impedancia de las zonas de protección distancia [3]

Los cálculos son para el G1 de la C.H. Runatullo II, para los demás grupos son similares.






Zona 1 (Z1):

Dirección: hacia delante.

El alcance reactivo de la zona 1 se ajusta como el 70% de la impedancia del transformador de

60/10 kV.

Z1 (Ω) = 0,70*0,1259*(102/25) = 0,5035 Ωprimario (2,91 Ωsecundario)

La temporización se ajusta en instantáneo.

Zona 2 (Z2):


El alcance reactivo de la Zona 1 se ajusta como el 250% de la impedancia del transformador

de 60/10 kV, con el objetivo de detectar una falla en la barra de 60 kV.

Z2 (Ω) = 2,50*0,1259*(102/25) = 1,26 Ωprimario (10,38 Ωsecundario)

La temporización se ajusta en 1,0 segundos.

En la Tabla 9 se muestra el resumen de ajustes y en la Figura se muestra la simulación para

una falla en la barra de 60 kV.

Tabla 9. Ajustes de la función distancia del relé 7UM623


G1 G2 G1 G2

3301 PROT. IMPEDANC. Desactivar/Activar/Bloq.relé disp.


3302 IMP I> 0.10 .. 20.00 A 1,29 1,29 1,29 1,29

3303 U<-SOSTEN. Activar/Desactivar Activar Activar Activar Activar

3304 U< 10.0 .. 125.0 V 80.0 V 80.0 V 80.0 V 80.0 V

3305 T-SOSTEN. 0.10 .. 60.00 s 4.00 s 4.00 s 4.00 s 4.00 s

3306 ZONA Z1 0.05 .. 130.00 Ω 2,91 2,91 2,96 2,96

3307 ZONA 1 T1 0.00 .. 60.00 s; ∞ 0,00 s 0,00 s 0,00 s 0,00 s

3308 ZONA Z1B 0.05 .. 65.00 Ω 2,91 2,91 2,96 2,96

3309 T-Z1B 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1,00 s 1,00 s 1,00 s 1,00 s

3310 ZONA Z2 0.05 .. 65.00 Ω 10,38 10,38 10,56 10,56

3311 ZONA2 T2 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1,00 s 1,00 s 1,00 s 1,00 s

3312 T-FINAL 0.00 .. 60.00 s; ∞ 3.00 s 3.00 s 3.00 s 3.00 s

3313 DETECC.PENDULEO Activar /Desactivar Activar Activar Activar Activar

3314 POL.P-POL.D 0.10 .. 30.00 Ω 8.00 Ω 8.00 Ω 8.00 Ω 8.00 Ω

3315 dZ/dt 1.0 .. 600.0 Ω/s 300.0 Ω/s 300.0 Ω/s 300.0 Ω/s 300.0 Ω/s

3316 A BLOQ.PEND. des. Z1 /Z1 y Z2 Z1 y Z2 Z1 y Z2 Z1 y Z2 Z1 y Z2

3317 A T-Act 0.00 .. 60.00 s; ∞ 3.00 s 3.00 s 3.00 s 3.00 s






0,880,750,630,500,380,250,13-0,13-0,25-0,38-0,50-0,63-0,75-0,88-1,00-1,13 [pri.Ohm]

1,63

1,50

1,38

1,25

1,13

1,00

0,88

0,75

0,63

0,50

0,38

0,25

0,13

-0,13

-0,25

-0,38

-0,50

-0,63

-0,75

-0,88

-1,00

-1,13

[pri.Ohm]

G1 Runatullo 2 7UM623Zl A 1,007 pri.Ohm 86,94°Zl B 1,007 pri.Ohm 86,94°Zl C 1,007 pri.Ohm 86,94°Z A 1,007 pri.Ohm 86,94°Z B 1,007 pri.Ohm 86,94°Z C 1,007 pri.Ohm 86,94°Faulttype: A (Starting)Tripping Time: 1,01 s

Figura 24. Falla trifásica (Rf = 0 ohms) en la barra de 60 kV de la S.E. Runatullo

5.2.7 Protección de mínima tensión (27)

Primer umbral:

Se ajustará igual al 85% de la tensión nominal.

U< = 0,85xVn = 0,85*10000 = 8500 Vprimario (93,5 Vsecundario)

tTIME = 5 segundos

Primer umbral:


U<< = 0,80xVn = 0,80*10000 = 8000 Vprimario (88 Vsecundario)

tTIME = 2 segundos

En la Tabla 10 se muestra el resumen de ajustes.

Tabla 10. Ajustes de la función de mínima tensión del relé 7UM623







G1 G2 G1 G2

4001 SUBTENSION Desactivar/Activar/ Bloq.relé disp. Activar Activar Activar Activar

4002 U< 10.0 .. 125.0 V 93,5 93,5 93,5 93,5

4003 T U< 0.00 .. 60.00 s; ∞ 5.00 s 5.00 s 5.00 s 5.00 s

4004 U<< 10.0 .. 125.0 V 88,0 88,0 88,0 88,0

4005 TU<< 0.00 .. 60.00 s; ∞ 2,00 s 2,00 s 2,00 s 2,00 s

4006 A REL.REP. 1.01 .. 1.20 1.05 1.05 1.05 1.05

5.2.8 Protección de sobretensión de fases (59)

Se ajustarán dos etapas.

Primer umbral:

U> = 1,15xVn = 1,15*10000 = 11500 Vprimario (126,5 Vsecundario)

tTIME = 5 segundos.

Primer umbral:

U> = 1,30xVn = 1,30*10000 = 13000 Vprimario (143,0 Vsecundario)

tTIME = 2 segundos.


Tabla 11. Ajustes de la función de máxima tensión del relé 7UM623


G1 G2 G1 G2

4101 SOBRETENSION Desactivar/Activar/ Bloq.relé disp. Activar Activar Activar Activar

4102 U> 30.0 .. 170.0 V 126,5 126,5 126,5 126,5

4103 T U> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 5.00 s 5.00 s 5.00 s 5.00 s

4104 U>> 30.0 .. 170.0 V 143,0 V 143,0 V 143,0 V 143,0 V

4105 TU>> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 2.00 s 2.00 s 2.00 s 2.00 s

4106 A REL.REP. 0.90 .. 0.99 0.95 0.95 0.95 0.95

4107 A VALOR U-FF/U-FE U-FF U-FF U-FF U-FF

5.2.9 Protección de frecuencia

El relé tiene disponible cuatro (4) umbrales de frecuencia disponible, en la cual 2 se ajustará

como mínima frecuencia y 2 como máxima frecuencia.

Protección de mínima frecuencia (81U)

Esta protección se empleará con la finalidad de proteger la unidad y los ajustes deben garantizar

que primero se active Esquema de Rechazo Automático de Carga por Mínima Frecuencia

(ERACMF) definido por el COES para al año vigente. Por lo cual, se recomienda los siguientes

ajustes:

Primer umbral (f1):






Arranque : 57 Hz

Temporización : 10,0 s

Segundo umbral (f1):

Arranque : 55 Hz


Protección de sobrefrecuencia (81O)

Esta protección se empleará con la finalidad de proteger la unidad y los ajustes deben garantizar

que primero se active Esquemas de Desconexión Automática de Generación por

Sobrefrecuencia (EDAGSF), por lo cual se recomienda los siguientes ajustes:

Primer umbral (f3):

Arranque : 62 Hz


Segundo umbral (f4):

Arranque : 64 Hz



Tabla 12. Ajustes de la función de frecuencia del relé 7UM623


G1 G2 G1 G2

4201 PROT.FRECUENCIA Desactivar/Activar/Bloq.relé disp. Activar Activar Activar Activar

4203 Escalon f1 40.00 .. 66.00 Hz 57.00 Hz 57.00 Hz 57.00 Hz 57.00 Hz

4204 T f1 0.00 .. 600.00 s 10.00 s 10.00 s 10.00 s 10.00 s


4207 T f2 0.00 .. 100.00 s 5.00 s 5.00 s 5.00 s 5.00 s


4210 T f3 0.00 .. 100.00 s 20.00 s 20.00 s 20.00 s 20.00 s


4213 T f4 0.00 .. 100.00 s 10.00 s 10.00 s 10.00 s 10.00 s

4214 VALOR UMBRAL F4 Automático/f>/f< f> f> f> f>

4215 U min 10.0 .. 125.0 V; 0 75.0 V 75.0 V 75.0 V 75.0 V

5.2.10 Protección de sobreexcitación (24: Volt/Hertz)

La protección de sobreexcitación mide el cociente de la tensión con respecto a la frecuencia

(U/f) que es proporcional a la inducción. La función dispone de 8 puntos cuyos arranques (V/f)

son fijos (1.05, 1,10, 1.15, 1,20, 1.25, 1,30, 1.35 y 1,40, 1.45) y las temporizaciones son

ajustables. Además, tiene dos etapas de tiempo definido, el primero es para alarma y el

arranque limita la operación de la curva de 8 puntos (ver Figura 25) y la segunda etapa es un

etapa rápida de disparo. Los ajustes de fabricante por defecto se consideran aceptables.






Figura 25. Curva de operación de la función de protección de sobreexcitación [3]


Tabla 13. Ajustes de la función de sobreexcitación del relé 7UM623


Ajuste


G1 G2 G1 G2

4302 U/f > 1.00 .. 1.20 1.10 1.10 1.10 1.10

4303 T U/f> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s 10.00 s 10.00 s 10.00 s

4304 U/f >> 1.00 .. 1.40 1.40 1.40 1.40 1.40

4305 T U/f >> 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s 1.00 s 1.00 s 1.00 s

4306 t (U/f=1.05) 0 .. 20000 s 20000 s 20000 s 20000 s 20000 s

4307 t (U/f=1.10) 0 .. 20000 s 6000 s 6000 s 6000 s 6000 s

4308 t (U/f=1.15) 0 .. 20000 s 240 s 240 s 240 s 240 s

4309 t (U/f=1.20) 0 .. 20000 s 60 s 60 s 60 s 60 s

4310 t (U/f=1.25) 0 .. 20000 s 30 s 30 s 30 s 30 s

4311 t (U/f=1.30) 0 .. 20000 s 19 s 19 s 19 s 19 s

4312 t (U/f=1.35) 0 .. 20000 s 13 s 13 s 13 s 13 s

4313 t (U/f=1.40) 0 .. 20000 s 10 s 10 s 10 s 10 s

4314 T enfriam. 0 .. 20000 s 3600 s 3600 s 3600 s 3600 s






5.2.11 Protección de fallas a tierra en el estator con sobretensión homopolar (59N)

La protección de fallas a tierra en el estator tiene tres (3) opciones de funcionamiento las cuales

son: no direccional solo con V0, no direcional con V0 & I0 y direccional el cual se ajustará

no direcional solo con V0.


3U0> = 0,05xVn = 0,05*10000 = 500 Vprimario (5,5 Vsecundario)

tTime = 5 segundos

El resumen de ajuste se muestra en la siguiente Tabla.

Tabla 14. Ajustes de la función de falla a tierra en el estator del relé 7UM623


G1 G2 G1 G2

5001 PRO.F/T ESTATOR Desactivar/Activar/Bloq.relé disp.


5002 U0 > 2.0 .. 125.0 V 5.5 V 5.5 V 5.5 V 5.5 V

5005 T-EST 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s 1.00 s 1.00 s 1.00 s

5.2.12 Protección de falla a tierra del rotor (64R)

La protección de falta a tierra del rotor sirve para detectar cortocircuitos a tierra de alta y de

baja resistencia en el circuito de excitación de máquinas síncronas. La protección de falla a

tierra del rotor trabaja con una tensión continua de aproximadamente 50V, que en función del

ajuste cambia la polaridad de 1 a 4 veces por segundos.

Los ajustes se mantienen de acuerdo a las recomendaciones del fabricante del relé. Sin

embargo, estos se probarán y adecuaran durante su implementación de acuerdo con las

características de las mismas.

Tabla 15. Ajustes de la función de falla a tierra del rotor del relé 7UM623


G1 G2 G1 G2

6101 RFT 1-3 Hz Desactivar/Activar/Bloq.relé disp.


6102 RE ALARMA 5.0 .. 80.0 kΩ 40.0 kΩ 40.0 kΩ 40.0 kΩ 40.0 kΩ

6103 RE DISPARO 1.0 .. 10.0 kΩ 5.0 kΩ 5.0 kΩ 5.0 kΩ 5.0 kΩ

6104 T RE ALARMA 0.00 .. 60.00 s; ∞ 10.00 s 10.00 s 10.00 s 10.00 s

6105 T RE DISPARO 0.00 .. 60.00 s; ∞ 1.00 s 1.00 s 1.00 s 1.00 s

6106 Qc < 0.00 .. 1.00 mAs 0.02 mAs 0.02 mAs 0.02 mAs 0.02 mAs

6107 A RESIST. PRUEBA 1.0 .. 10.0 kΩ 3.3 kΩ 3.3 kΩ 3.3 kΩ 3.3 kΩ

5.2.13 Sincronismo

La función de sincronismo re realizará con el relé de marca Siemens modelo 7VE611 y no en el

relé 7UM623. En el cual se habilitará los siguientes ajustes.

= 10

f = 0,07 Hz






V = 10%Vn

Además, el cierre del interruptor se debe de realizar en las siguientes condiciones: Generador

con tensión con barra sin tensión, Generador sin tensión con barra sin tensión.


TRANSFORMADOR 60±2*2,5% / 10 KV DE LA C.H. RUNATULLO II

Las funciones de protecciones eléctricas 87T, 50/51 y 50N/51N del transformador de 60/10 kV

se implementarán en el relé de marca ABB modelo RET670. Los datos característicos para los

ajustes se muestran en la siguiente Tabla:

Tabla 16. Datos características del transformador de generador Marca /

Modelo relé Equipo Devanado Sn

(MVA) In (A) Grupo de

Conexión TC (A)

ABB / RET670 Transformador 60 kV 25 240,56 Yn 220-300/1

10 kV 25 1443,38 D5 1500/1

5.3.1 Protección diferencial del transformador 60±2*2,5%/10 kV de la C.H. Runatullo II

La función de protección diferencial del transformador estará habilitada en el relé multifunción

de marca ABB cuyo modelo es RET670. El alcance de la protección diferencial de

transformador está limitado por el transformador de corriente de bujes de 60 kV del

transformador y el transformador de corriente de la llegada a la barra de 10 kV.


De acuerdo al grupo de conexión y relación de transformación del equipo protegido, el relé

RET670 compensa y refleja al lado primario (generalmente el lado de alta tensión) la corriente

medida de todos los devanados, con estos valores calcula la corriente de operación y la

corriente restrictiva. Para calcular la corriente de operación suma vectorialmente las corrientes

de todos sus devanados. La corriente restrictiva es el máximo valor de las corrientes reflejadas

y compensadas de los devanados.

Con la corriente diferencial y corriente de restricción el relé evalúa si la falla es interna o

externa de acuerdo con la característica de operación que se muestra en la Figura 26.






Figura 26. Característica de operación del relé RET670 [4]

Adicionalmente, el relé tiene un algoritmo de protección diferencial por corrientes de secuencia

negativa. Esta función calcula la corriente diferencial de manera similar que el criterio de

corriente fundamental con la diferencia que trabaja tomando la corriente de secuencia negativa

para determinar si la falla es interna o externa de acuerdo con la característica que se muestra

en la siguiente Figura 27, al habilitar este algoritmo normalmente se disminuye el tiempo de

detección de falla interna comparado con el método tradicional.






Figura 27. Característica de operación por corriente de secuencia negativa del relé RET670

[4]

En el Tabla 17 se muestra las variables más importantes de la función diferencial de corriente

de transformador RET670.

Tabla 17. Variables de ajuste de la función diferencial de corriente del relé RET670

Señal Descripción

IdMin Mínima corriente diferencial de operación para la sección 1, múltiplo de la corriente base.

EndSection1 Fin de la sección 1, múltiplo de la corriente base (IB).


SlopeSection2 Porcentaje de la pendiente de la sección 2.


IdUnre Corriente diferencial sin restricción ni bloque de armónicos, múltiplo de la corriente de base (IB).

IMinNegSeq Mínima corriente diferencial de secuencia negativa, múltiplo de la corriente base (IB).

NegSegR0A Ángulo de operación para detectar falla interna o externa con corriente de secuencia negativa.

El umbral de la corriente diferencial (IdMin) se ajusta a un valor superior a la máxima

corriente diferencial esperada en condiciones normales de operación, las cuales se pueden

producir debido a los siguientes factores:

Error de la relación de transformación del transformador de potencia.

Variación de relación de transformación debido a los cambiadores de tomas del

transformador (conmutación de taps).








Operativamente nos ha demostrado que un ajuste de 20 a 30% de la corriente nominal

cubre adecuadamente con los factores mencionados. El ajuste a implementar será igual a 20%.

La pendiente característica de operación del relé RET670 posee dos pendientes. La primera

pendiente (%Slope 1) se ajusta para asegurar la sensibilidad ante fallas internas del

transformador, cuyo ajuste debe ser comprobado en los límites operativos en la cual se

incluye los siguientes errores cuyo valor determina la siguiente expresión: P = eT + eTC + eR +

MS, dónde:

P : Pendiente 1 de la característica de operación del relé.

eT : Error debido a la variación del cambiador de tomas.

eTC : Error de los transformadores de corriente, el valor es inferior a 5%.

eR : Error debido a la exactitud del relé, se asume un valor de 1%.

MS : Margen de seguridad.

La segunda pendiente (%Slope 2) se ajusta para evitar actuaciones indeseadas debidas a

fallas externas de alta corriente que pueden producir saturación de los transformadores de

corriente. Los ajustes recomendados por el fabricante se consideran adecuados (Pendiente 2

= 50% y Punto base = 3,0 In).

La corriente diferencial sin restricción (IdUnre) se ajusta para despejar fallas internas de

muy altas corrientes el cual tiene en cuenta las corrientes de estabilización y las restricciones

por armónicos. El ajuste se considera el mayor valor de la corriente de energización del

transformador (corriente de Inrush) y a la corriente diferencial debido a la saturación completa

debido a una falla en la barra de 60 kV.

Por otro lado, para evitar activación ante corrientes armónicas el relé RET670 tiene la opción

de bloquear la corriente diferencial tradicional por corriente de segundo y quinto armónico. La

restricción del segundo armónico se usa para bloquear la función 87T durante la

energización de transformadores de potencia (corrientes de inrush) debido a que tiene un alto

contenido de corriente de segundo armónico el cual puede producir disparos indeseados de la

protección diferencial. Este valor se ajusta igual al 15% de la componente fundamental. La

restricción del quinto armónico se usa para bloquear la función 87T durante una condición

de sobreexcitación del núcleo del transformador debido al incremento de tensión o caída de

frecuencia o por ambas. Este valor se ajusta igual al 25% de la componente fundamental.

5.3.1.1. Resumen de ajustes de la protección diferencial






En la Tabla 18 se muestra los ajustes generales de la función diferencial de corriente del

transformador que se ajustará en el relé RET670.

Tabla 18. Ajustes generales de la protección diferencial de transformador Variable (T3D1) Ajuste

RatedVoltageW1 (kV) 60


RatedCurrentW1 (A) 241


Connect TypeW1 WYE(Y)

Connect TypeW2 Delta(D)

ClockNumberW2 5 [150 deg]

ZSCurrSubtrW1 On

ZSCurrSubtrW2 Off

En la Tabla 19 se muestra los ajustes de la función diferencial de corriente del transformador

que se ajustará en el relé RET670.

Tabla 19. Ajustes de la protección diferencial de transformador Variable(T2D1) Ajuste

Operation On

SOTFMode Off

IDiffAlarm (%IB) 20

IdMin (xIB) 0,25

EndSection1 (xIB) 0,25


SlopeSection2 (%) 25


IdUnre (xIB) 7,0

I2/I1 Ratio (%) 15,0

I5/I1 Ratio (%) 25,0

OpCrossBlock On

OpNegSeqDiff On

IMinNegSeq (xIB) 0,04

NegSeqROA (Deg) 60,0

OpenCTEnable On

tOCTAlarmDelay 3,00

tOCTResetDelay 0,25

5.3.2 Protección de sobrecorriente del transformador 60±2*2,5%/10 kV de la C.H.Runatullo II

La función sobrecorriente de los devanados de 60 kV y 10 kV se implementarán en el relé de

marca ABB modelo RET670.






5.3.2.1 Cálculo de ajuste del devanado de 60 kV

Función de sobrecorriente de fases:

Curva de tiempo inverso, IEC 255-3 NI.

La corriente de arranque se ajusta 1,3 veces la corriente nominal del transformador.

I > = 1,3*240,56 = 312,73 A (104%IB, ajustado en el relé)

El TMS se ajusta con el objetivo de despejar una falla en la barra de 60 kV en un tiempo

aproximado de 500 ms, tiempo razonable para la implementación funciones de protección de

sobrecorriente de las líneas de 60 kV.

TMS = 0,06

Función de sobrecorriente de tierra:


El arranque de sobrecorriente (umbral) se ajusta igual a 0,3 veces la corriente nominal del

transformador.

3I0 > = 0,30*240,56 = 72,17 A (24%IB, ajustado en el relé).



sobrecorriente de las líneas.

TMS = 0,25





I > = 1,3*1443,38 = 1876,39 A (125%IB ajustado en el relé).

El TMS se ajusta con el objetivo de que exista un tiempo de coordinamiento de

aproximadamente de 200 ms con las funciones de sobrecorriente del devanado de 60 kV.






TMS = 0,08

Función de Sobrecorriente de tierra:

No se habilita debido a que es conexión delta.


En la Tabla 20 se muestra el resumen de ajustes de las funciones de sobrecorriente de fases y

de tierra.

Tabla 20. Resumen de ajustes de la función de sobrecorriente del transformador de C.H. Runatullo II

S.E. Equipo/

Alimentador Marca/ Modelo

Tensión (kV)

TC (A) Función

1º Etapa 2º Etapa

Curva I>

(%IB o *In)

Dial Curva I>>

(%IB o *In)

t>> (seg.)

Runatullo II 60±2*2,5%/

10 kV ABB /

RET670

60 220-300/150/51 IEC-NI

104%IB(312 A)

0,06 -- -- --

50N/51N IEC-NI 24%IB(72 A)

0,25 -- -- --

10 1500/1 50/51 IEC-NI

125%IB(1876 A)

0,08 -- -- --

50N/51N -- -- -- -- -- --

En la Figura 28 se muestra el tiempo de actuación de las funciones de sobrecorriente de fases

de los devanados de 60 kV y 10 kV del transformador para una falla trifásica en la salida de 60

kV de la S.E. Runatullo II.






100 1000 10000[pri.A]0,1

1

10

[s]

1000 10000

60,00 kV

10,00 kV RUN2060\Cub_3\T1-60kV Runatullo 2 RET670 RUN2010\Cub_4\T1-10kV Runatullo 2 RET670

T1-10kV Runatullo 2 RET670 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,25 sec.A Tpset: 0,08 Tripping Time: 0,833 s

T1-60kV Runatullo 2 RET670 IEC 255-3 inverse Ipset: 1,04 sec.A Tpset: 0,06 Tripping Time: 0,624 s

I =609,128 pri.A

0.833 s

I =609,070 pri.A

0.624 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 50-51 Tr Runatullo II

Date: 4/27/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 28. Falla trifásica en la barra de 60 kV de la S.E. Runatullo II


de los relés de los devanados de 60 kV del transformador para una falla monofásica en la

salida de 60 kV de la S.E. Runatullo II.






10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV RUN2060\Cub_3\T1-60kV Runatullo 2 RET670

T1-60kV Runatullo 2 RET670 IEC 255-3 inverse Ipset: 0.24 sec.A Tpset: 0.25 Tripping Time: 0.602 s


3*I0 =1212.027 pri.A

0.602 s

I =879.662 pri.A

0.401 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 50N-51N Tr Runatullo II

Date:

Annex: /3

DIg

SIL

EN

T

Figura 29. Falla monofásica en la salida de 60 kV de la S.E. Runatullo II







de los relés de los devanados de 60 kV y 10 kV del transformador para una falla bifásica a

tierra en la salida de 60 kV de la S.E. Runatullo II.

100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

1000 10000

60.00 kV

10.00 kV RUN2060\Cub_3\T1-60kV Runatullo 2 RET670 RUN2010\Cub_4\T1-10kV Runatullo 2 RET670

3*I0 =1610.069 pri.A

0.546 s

I =598.010 pri.A

0.857 s

I =941.443 pri.A

0.376 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 50-51 Tr Runatullo II

Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T






Figura 30. Falla bifásica a tierra en la salida de 60 kV de la S.E. Runatullo II


TRANSFORMADOR 60±2*2,5% /33/10 KV DE LA C.H. RUNATULLO III

Las funciones de protecciones eléctricas 87T, 50/51 y 50N/51N del transformador de 60/33/10

kV se implementarán en el relé de marca ABB modelo RET670. Los datos característicos que

se utilizaran para determinar los ajustes se muestran en la siguiente Tabla:

Tabla 21. Datos características del transformador de generador Marca / Modelo

relé Equipo Devanado

(kV) Sn

(MVA) In (A) Grupo de

Conexión TC (A)

ABB / RET670 Transformador

60 25 240,56 Yn 220-300/1

33 7 122,47 Yn0 100-150/1

10 25 1443,38 D5 1500/1

5.4.1 Protección diferencial del transformador 60±2*2,5%/33/10 kV de la C.H. Runatullo III

La función de protección diferencial del transformador estará habilitada en el relé multifunción

de marca ABB cuyo modelo es RET670. El alcance de la protección diferencial de

transformador está limitado por el transformador de corriente de bujes de 60 kV y 33 kV del

transformador y el transformador de corriente de la llegada a la barra de 10 kV.


De acuerdo al grupo de conexión y relación de transformación del equipo protegido, el relé

RET670 compensa y refleja al lado primario (generalmente el lado de alta tensión) la corriente

medida de todos los devanados, con estos valores calcula la corriente de operación y la

corriente restrictiva. Para calcular la corriente de operación suma vectorialmente las corrientes

de todos sus devanados. La corriente restrictiva es el máximo valor de las corrientes reflejadas

y compensadas de los devanados.

Con la corriente diferencial y corriente de restricción el relé evalúa si la falla es interna o

externa de acuerdo con la característica de operación que se muestra en la Figura 31.






Figura 31. Característica de operación del relé RET670 [4]

Adicionalmente, el relé tiene un algoritmo de protección diferencial por corrientes de secuencia

negativa. Esta función calcula la corriente diferencial de manera similar que el criterio de

corriente fundamental con la diferencia que trabaja tomando la corriente de secuencia negativa

para determinar si la falla es interna o externa de acuerdo con la característica que se muestra

en la siguiente Figura 32, al habilitar este algoritmo normalmente se disminuye el tiempo de

detección de falla interna comparado con el método tradicional.






Figura 32. Característica de operación por corriente de secuencia negativa del relé RET670

[4]

En el Tabla 22 se muestra las variables más importantes de la función diferencial de corriente

de transformador RET670.

Tabla 22. Variables de ajuste de la función diferencial de corriente del relé RET670

Señal Descripción

IdMin Mínima corriente diferencial de operación para la sección 1, múltiplo de la corriente base.





IdUnre Corriente diferencial sin restricción ni bloque de armónicos, múltiplo de la corriente de base (IB).

IMinNegSeq Mínima corriente diferencial de secuencia negativa, múltiplo de la corriente base (IB).

NegSegR0A Ángulo de operación para detectar falla interna o externa con corriente de secuencia negativa.

El umbral de la corriente diferencial (IdMin) se ajusta a un valor superior a la máxima

corriente diferencial esperada en condiciones normales de operación, las cuales se pueden

producir debido a los siguientes factores:

Error de la relación de transformación del transformador de potencia.

Variación de relación de transformación debido a los cambiadores de tomas del

transformador (conmutación de taps).








Operativamente nos ha demostrado que un ajuste de 20 a 30% de la corriente nominal cubre

adecuadamente con los factores mencionados. El ajuste a implementar será igual a 20%.

La pendiente característica de operación del relé RET670 posee dos pendientes. La primera

pendiente (%Slope 1) se ajusta para asegurar la sensibilidad ante fallas internas del

transformador, cuyo ajuste debe ser comprobado en los límites operativos en la cual se

incluye los siguientes errores cuyo valor determina la siguiente expresión: P = eT + eTC + eR +

MS, dónde:

P : Pendiente 1 de la característica de operación del relé.

eT : Error debido a la variación del cambiador de tomas.

eTC : Error de los transformadores de corriente, el valor es inferior a 5%.

eR : Error debido a la exactitud del relé, se asume un valor de 1%.

MS : Margen de seguridad.

La segunda pendiente (%Slope 2) se ajusta para evitar actuaciones indeseadas debidas a

fallas externas de alta corriente que pueden producir saturación de los transformadores de

corriente. Los ajustes recomendados por el fabricante se consideran adecuados (Pendiente 2

= 50% y Punto base = 3,0 In).

La corriente diferencial sin restricción (IdUnre) se ajusta para despejar fallas internas de

muy altas corrientes el cual tiene en cuenta las corrientes de estabilización y las restricciones

por armónicos. El ajuste se considera el mayor valor de la corriente de energización del

transformador (corriente de Inrush) y a la corriente diferencial debido a la saturación completa

debido a una falla en la barra de 60 kV.

Por otro lado, para evitar activación ante corrientes armónicas el relé RET670 tiene la opción

de bloquear la corriente diferencial tradicional por corriente de segundo y quinto armónico. La

restricción del segundo armónico se usa para bloquear la función 87T durante la

energización de transformadores de potencia (corrientes de inrush) debido a que tiene un alto

contenido de corriente de segundo armónico el cual puede producir disparos indeseados de la

protección diferencial. Este valor se ajusta igual al 15% de la componente fundamental. La

restricción del quinto armónico se usa para bloquear la función 87T durante una condición

de sobreexcitación del núcleo del transformador debido al incremento de tensión o caída de

frecuencia o por ambas. Este valor se ajusta igual al 25% de la componente fundamental.






5.4.1.2 Resumen de ajustes de la protección diferencial

En la Tabla 23 se muestra los ajustes generales de la función diferencial de corriente del

transformador que se ajustará en el relé RET670.

Tabla 23. Ajustes generales de la protección diferencial de transformador Variable (T3D1) Ajuste









Connect TypeW3 Delta(D)



ZSCurrSubtrW1 On

ZSCurrSubtrW2 On

ZSCurrSubtrW3 Off

En la Tabla 24 se muestra los ajustes de la función diferencial de corriente del transformador

que se ajustará en el relé RET670.

Tabla 24. Ajustes de la protección diferencial de transformador Variable(T2D1) Ajuste

Operation On

SOTFMode Off

IDiffAlarm (%IB) 20

IdMin (xIB) 0,25





IdUnre (xIB) 7,0

I2/I1 Ratio (%) 15,0

I5/I1 Ratio (%) 25,0

OpCrossBlock On

OpNegSeqDiff On

IMinNegSeq (xIB) 0,04

NegSeqROA (Deg) 60,0

OpenCTEnable On

tOCTAlarmDelay 3,00






Variable(T2D1) Ajuste

tOCTResetDelay 0,25

5.4.2 Protección de sobrecorriente del transformador 60±2*2,5%/33/10 kV de la C.H. Runatullo III

La función sobrecorriente de los devanados de 60 kV, 33 kV y 10 kV se implementarán en el

relé de marca ABB modelo RET670.








sobrecorriente de las líneas de 60 kV.

TMS = 0,06




transformador.




sobrecorriente de las líneas.

TMS = 0,25








fusibles o sobrecorriente de la futura conexión.

TMS = 0,14









transformador.




fusibles o sobrecorriente de la futura conexión.

TMS = 0,24






El TMS se ajusta con el objetivo de que exista un tiempo de coordinamiento de

aproximadamente de 200 ms con las funciones de sobrecorriente de los devanados de 60 kV y

33 kV.

TMS = 0,08


No se habilita debido a que es conexión delta.


En la Tabla 25 se muestra el resumen de ajustes de las funciones de sobrecorriente de fases y

de tierra.

Tabla 25. Resumen de ajustes de la función de sobrecorriente del transformador de C.H. Runatullo III

S.E. Equipo/

Alimentador Marca/ Modelo

Tensión (kV)

TC (A) Función

1º Etapa 2º Etapa

Curva I>

(%IB o *In)

Dial Curva I>>

(%IB o *In)

t>> (seg.)

Runatullo III 60±2*2,5%/33/

10 kV ABB /

RET670

60 220-300/1

50/51 IEC NI 104%IB(312 A)

0,06 -- -- --

50N/51N IEC NI 24%IB(72 A)

0,25 -- -- --

33 100-150/150/51 IEC NI

106%IB(159 A)

0,14 -- -- --

50N/51N IEC NI 24%IB(36 A)

0,24 -- -- --

10 1500/1 50/51 IEC NI

125%IB(1875 A)

0,08 -- -- --

50N/51N -- -- -- -- -- --







de los devanados de 60 kV y 10 kV del transformador para una falla trifásica en la barra de 60

kV de la S.E. Runatullo III y el Figura 34 se muestra para una falla en la salida de 33 kV.

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

100 1000 10000

60.00 kV

33.00 kV


RUN3010\Cub_2\T1-10kV Runatullo3 RET670

T1-10kV Runatullo3 RET670 IEC 255-3 inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 0.08 Tripping Time: 0.842 s



I =605.272 pri.A

0.630 s

0.842 s

50-51 Tr Runatullo III

Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T






Figura 33. Falla trifásica en la barra de 60 kV de la S.E. Runatullo III

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

100 1000 10000

60.00 kV

33.00 kV






I =1010.510 pri.A

0.391 s

I =604.841 pri.A

0.842 s

I =461.969 pri.A

1.066 s


Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 34. Falla trifásica en la salida de 33 kV de la S.E. Runatullo III






En la Figura 35 se muestra el tiempo de actuación de las funciones de sobrecorriente de tierra

del devanado de 60 kV del transformador para una falla monofásica en la barra de 60 kV de la

S.E. Runatullo III y en la Figura 36 se muestra el tiempo de activación de la función de

sobrecorriente de tierra para una falla monofásica en la salida de 33 kV.






10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

100 1000 10000

60.00 kV

33.00 kV





3*I0 =1031.208 pri.A

0.640 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 50N-51N Tr Runatullo III

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T

Figura 35. Falla monofásica en la barra de 60 kV de la S.E. Runatullo III






10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

100 1000 10000

60.00 kV

33.00 kV





3*I0 =1281.119 pri.A

0.477 s

3*I0 = 67.741 pri.A

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 50N-51N Tr Runatullo III

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T

Figura 36. Falla monofásica en la salida de 33 kV de la S.E. Runatullo III







de los relés de los devanados de 60 kV y 10 kV del transformador para una falla bifásica a

tierra en la barra de 60 kV de la S.E. Runatullo III y en la Figura 38 se muestra el tiempo de

activación para una falla bifásica a tierra en la salida de 33 kV.






10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

100 1000 10000

60.00 kV

33.00 kV






I =594.187 pri.A

0.866 s

I =864.901 pri.A

0.408 s


Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 37. Falla bifásica a tierra en la barra de 60 kV de la S.E. Runatullo III






10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

100 1000 10000

60.00 kV

33.00 kV






I =1292.551 pri.A

0.354 s

I =594.988 pri.A

0.864 s

I =469.186 pri.A

1.025 s


Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 38. Falla bifásica a tierra en la salida de 33 kV de la S.E. Runatullo III






66.. PPRROOTTEECCCCIIOONN DDEE LLAA LLÍÍNNEEAA RRUUNNAATTUULLLLOO IIII –– RRUUNNAATTUULLLLOO IIIIII

La línea de transmisión Runatullo II – Runatullo III de 60 kV en ambos extremos está protegida

por relés multifunciones ABB cuyo modelo son RED670, en las cuales estarán habilitadas las

funciones 87L, 21, 21N, 67N y 67N en CD. Además, en la S.E. Runatullo III se tiene el relé

REC670.

UBICACIÓN EQUIPO MARCA/MODELO TT TC

Runatullo II Línea

Runatullo II-Runatullo III ABB/RED670 60:√3/0,10:√3 300/1 A

Runatullo III Línea

Runatullo II-Runatullo III ABB/RED670 ABB/REC670

60:√3/0,10:√3 250-500/1 A

6.1 Cálculo de los ajustes de la protección diferencial de línea

La protección diferencial de línea es parte del relé ABB RED670 el cual se compone por dos

relés de protección, instalados a ambos extremos de la línea. El relé ABB es de tecnología

digital y proporciona una protección diferencial por fase, con disparo monofásico o trifásico del

interruptor. Para la protección de las líneas Runatullo II – Runatullo III de 60 kV se ha previsto

el disparo trifásico.

La curva de activación tiene una característica porcentual de pendiente doble (ver Figura 39), el

cual está condicionada por la corriente de restricción que es la corriente máxima medida de las

corrientes de ambos extremos de las tres fases. El arranque es determinado por la corriente

diferencial (corriente local más corriente remota) de cada fase. Para determinar el disparo de la

función, este evalúa la corriente diferencial y corriente de restricción el cual debe estar en la

zona de operación (ver Figura 39).

Cuando la función determina la condición de disparo, éste envía una señal de transferencia de

disparo al relé del extremo remoto, esta característica asegura el despeje de la falla. La señal

de transferencia de disparo es verificada por la recepción de dos señales consecutivas. Por lo

tanto, bajo condiciones normales de falla cada relé detectará la falla y enviará la señal de

disparo a cada interruptor independientemente de la recepción de la transferencia de disparo.






Figura 39. curva de operación del relé RED670, corriente fundamental

Los ajustes principales que definen la curva de operación con corrientes de estabilización son

los siguientes:

IdMin: mínima corriente diferencial de operación para la sección 1, múltiplo de la corriente

base (IB).

EndSection1: fin de la sección 1, múltiplo de la corriente base (IB).


SlopeSection2: porcentaje de la pendiente de la sección 2.


Adicionalmente, para insensibilizar durante una energización de la línea ó cuando la falla es

determinada como externa, esta función se bloquea por 2da y 5ta armónica.

IdMinHigh: corriente diferencial con restricción y bloque por corrientes armónicas, múltiplo de

la corriente de base (IB).

Corriente diferencial sin restricción y sin bloqueo por corriente armónicas:

IdUnre: corriente diferencial sin restricción ni bloque de armónicos, múltiplo de la corriente de

base (IB).






Para evitar una actuación indebida durante los transitorios de energización, el ajuste de IdMin

debe ser mayor o igual a 2,5 veces la corriente capacitiva de la línea. La corriente capacitiva de

la línea se puede calcular con la siguiente ecuación:

Dónde:

U : Tensión nominal del sistema

XC1 : Reactancia capacitiva de secuencia positiva de la línea

f : Frecuencia del sistema

C1 : Capacitancia de secuencia positiva de la línea

Adicionalmente, se tiene la opción de habilitar protección diferencial de corriente de secuencia

negativa, esta función determina si la falla es interna o externa calculando la corriente

diferencial de secuencia negativa, en la Figura 40 se muestra el sector para discriminar fallas

interna o externas. Si la falla es determinada como falla externa este bloquea la protección

diferencial porcentual y queda bloqueada un tiempo adicional de 100 ms, si la falla es

determinada como falla interna este habilita la evaluación de la protección diferencial

porcentual sin bloqueo de corriente diferencial de segundo o quinto armónico.

Figura 40. Discriminación de una falla interna ó externa del relé RED670, con corriente de

secuencia negativa.






IMinNegSeq: mínima corriente diferencial de secuencia negativa, múltiplo de la corriente base

(IB).

NegSegR0A: ángulo de operación para detectar falla interna o externa con corriente de

secuencia negativa.

El ajuste de IMinNegSeq y NegSegR0A se toma de acuerdo a las recomendaciones del

fabricante.

En la Tabla 26 se muestra las corrientes capacitivas de la línea, considerando la energización

de un extremo, calculadas con el software Digsilent.

Tabla 26. Corrientes capacitivas de la línea

Línea Extremo

energizado Tensión (kV) Icapacitiva (A)

Runatullo II – Runatullo III Runatullo II 60 0,40

IdMin (IB) = 2,5*0,40 = 1 A, se recomienda un ajuste igual a 20 A primarios.

En el Tabla 27 se muestra los ajustes recomendados para la función diferencial de corriente de

la línea.

Tabla 27. Ajustes de la función diferencial de corriente (PDIF,87L) Variable S.E. Runatullo II S.E. Runatullo III

IB 300 500

Operation ON ON

IdMin (IB) 0,07 0,04

EndSection1 (IB) 1,5 1,5


SlopeSection2 (%) 25 25


IdMinHigh (IB) 1,0 1,0

tIdMinHigh (s) 1,0 1,0

IdUnre (IB) 10,0 10,0

NegSeqDiffEn ON ON

NegSeqROA (Deg) 60.0 60.0

IMinNegSeq (IB) 0.04 0.04

CrossBlockEn No No

I2/I1 Ratio (%) 10,0 10,0

I5/I1 Ratio (%) 25,0 25,0

hChargCurEnable OFF OFF

AddDelay OFF OFF

IMaxAddDelay (IB) 1,0 1,0

tDefTime (s) 0,0 0,0

tMinInv (s) 0,01 0,01

CurveType IEC Def. Time IEC Def. Time

K 1,00 1,00

P 0,02 0,02

A 0,14 0,14

B 1,00 1,00

C 1,00 1,00

IdiffAlarm (IB) 0,15 0,15

tAlarmdelay (s) 10,00 10,00






Variable S.E. Runatullo II S.E. Runatullo III

OpenCTEnable OFF OFF

tOCTAlarmDelay (s) 1,00 1,00

tOCTResetDelay (s) 0,25 0,25

6.2 CÁLCULO DE AJUSTES DE OTRAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN DE LA LÍNEA

EN LA S.E. RUNATULLO II

6.2.1 Ajustes de la función distancia de la S.E. Runatullo II

La línea Runatullo II – Runatullo III de 60 kV tiene una longitud de 3,344 km, para proteger en

forma instantánea con la función distancia se perdería selectividad para fallas por ejemplo entre

las líneas Runatullo III – Concepción de 60 kV por tal motivo las zonas de la función distancia

estarán temporizadas.

En el relé RED670 tiene disponible 3 zonas de protección (ZM01, ZM02 y ZM03): las zonas

ZM01 y ZM02 hacia delante y la ZM03 hacia atrás.

Zona 1 (ZM01):


El alcance reactivo de la Zona 1 se ajusta como el 75% de la impedancia total entre la

impedancia de la línea Runatullo II – Runatullo III de 60 kV y el ajuste de la zona 1 de la línea

Runatullo III – Concepción de 60 kV. Se escoge este criterio con el objetivo de no

sobrealcanzar la zona 1 de línea Runatullo III – Concepción de 60 kV de la S.E. Runatullo III.

X1FwPP (Ω) = 0,75*(1,65 +0,85*(25,16))= 17,28 Ω primarios

El alcance resistivo para fallas entre fases se ajusta igual a los 20 Ω primarios.

El alcance resistivo para fallas a tierra se ajusta igual a los 40 Ω primarios.

RFFwPP (Ω) = 20,00 Ω

RFFwPE (Ω) = 40,00 Ω

La temporización se ajusta en 150 ms.

Zona 2 (ZM02):


El alcance reactivo de la zona 3 igual a 120% de la impedancia total entre la línea Runatullo II –

Runatullo III y Runatullo III – Concepción de 60 kV.

X1FwPP (Ω) = 1,2*(1,65 +25,16) = 32,17 Ω

El alcance resistivo fase-fase lo ajustamos igual a 30 Ω y fase – tierra en 40 Ω.

RFPP = 30,00 Ω

RFPE = 40,00 Ω

La temporización se ajusta igual a 600 ms.






Zona 3 (ZM03):

Dirección: hacia atrás.

El alcance reactivo de la zona 3 lo ajustamos igual a 20% de la reactancia del transformador

60/10 kV de la S.E. Runatullo.

X1FwPP (Ω) = 0,20*0,125875*602/25 = 3,63 Ω

El alcance resistivo para fallas entre fases se ajusta igual a 3 veces el alcance reactivo.

El alcance resistivo para fallas a tierra se ajusta igual 4,5 veces el alcance reactivo.

RFPP = 3*3,63 = 10,88 Ω

RFPE = 4,5*3,63 = 16,31 Ω

La temporización se ajusta igual a 0,1 s. Esto con el objetivo de despejar falla en bujes del

transformador de la C.H. Runatullo II.

En la Tabla 28 se muestra los ajustes de la función distancia del relé RED670 de la línea

Runatullo II – Runatullo III de 60 kV para la S.E. Runatullo II.

Tabla 28. Ajustes de la función distancia, RED670 de la línea de 60 kV S.E. Runatullo II

Variable Zona 1 (ZM01)

Zona 2 (ZM02)

Zona 3 (ZM03)

Operation On On On

IBase (A) 300 300 300

UBase(kV) 60 60 60

OperationDir Forward Forward Reverse

OperationPP On On On

X1FwPP(Ω) 17,28 32,17 3,63

R1PP(Ω) 5,09 9,47 1,07

RFFwPP(Ω) 20,00 30,00 10,88

X1RwPP(Ω) 17,28 32,17 3,63

RFRvPP(Ω) 20,00 30,00 10,88

Timer Tpp On On On

tPP(s) 0,15 0,60 0,10

OperationPE On On On

X1FwPE(Ω) 17,28 32,17 3,63

R1PE(Ω) 5,09 9,47 1,07

X0PE(Ω) 63,68 118,58 13,36

R0PE(Ω) 16,10 29,98 3,38

RFFwPE(Ω) 40,00 40,00 16,31

X1RvPE(Ω) 17,28 32,17 3,63

RFRvPE(Ω) 40,00 40,00 16,31

Timer tPE On On On

tPE(s) 0,15 0,60 0,10

IMinOpPP(%IB) 20 20 20

IMinOpPE(%IB) 20 20 20







Zona 2 (ZM02)

Zona 3 (ZM03)

IMinOpIN(%IB) 5 5 5

Zona de arranque (PHS1):

Esta zona lo ajustamos para cumplir con las recomendaciones del fabricante.

El alcance reactivo se ajusta igual al 150% del alcance reactivo de la mayor zona.

X1 = 1,5*32,17 = 48,26 Ω

El alcance resistivo positivo se ajusta igual al 130% del alcance resistivo de la mayor zona.

RFFwPP = 1,3*30,00 = 39,00 Ω

RFFwPE = 1,3*40,00 = 52,00 Ω

El alcance resistivo negativo se ajusta para cubrir todas las zonas.

RFRvPP = 39,00 Ω primarios

RFRvPE = 52,00 Ω primarios.

En el Tabla 29 se muestra los ajustes de la zona de arranque.

Tabla 29. Ajustes de la función distancia, zona de arranque

Variable PHS

IBase (A) 300

UBase(kV) 60

INBlockPP 40

INRelease 20

RLdFw(Ω) 38,50

RLdRw(Ω) 38,50

ArgLd(°) 30

X1(Ω) 48,26

X0(Ω) 177,87

RFFwPP(Ω) 39

RFRvPP(Ω) 39

RFRwPE(Ω) 52

RFRwPE(Ω) 52

Timer tPP(s) off

tPP 3,00

Timer tPE off

tPE(s) 3,00

IMinOpPP(%IB) 10

IMinOpPE(%IB) 5

Oscilación de Potencia (PSD1):

En esta línea se debe bloquea el disparo del relé ante oscilaciones de potencia.






El alcance reactivo de la zona de oscilación de potencia (X1InFw) debe ser superior a la mayor

zona (ZM01, ZM02, ZM03, ZM05), se ajusta igual a 1,1 veces de la mayor zona.

X1InFw = 1,1 *X1(Z3) = 1,1*32,17 = 35,39 Ω

El ajuste del alcance resistivo de blinder interno se ajusta para cubrir a todas las zonas en el

primer cuadrante, se ajustará igual a resistencia mínima correspondiente a la máxima

capacidad de transmisión de 51,96 MW.

Rmin = (0,85*60kV)*(0,85*60kV)/(1,3*51,96MVA) = 38,51 Ω primario.

R1FInFw = 38,51 Ω primarios.

R1LInRv = 38,51 Ω primarios.

KLdRFw = 0,90

KLdRRv = 0,90

RLdOutFw = R1FInFw/0,9 = 42,78 Ω primarios.

RLdOutRv = R1LInRv/0,9 = 42,78 Ω primarios.

Las temporizaciones como tP1, tP2, tW, tH, tEF, tR1 y tR2.

Tabla 30. Ajustes recomendados para la función oscilación de potencia

Variable PSD1

Operation On

X1InFw (Ω) 35,39

R1Lin (Ω) 10,42

R1FInFw (Ω) 44,00

X1InRw (Ω) 3,99

R1LInRv (Ω) 44,00

OperationLdCh On

RLdOutFw (Ω) 42,78

ArgLd (Deg) 25,00

RLdOutRv (Ω) 42,78

kLdRFw (Mult) 0,90

kLdRRv (Mult) 0,90

tP1 (s) 0,030

tP2 (s) 0,015

tW (s) 0,250

tH (s) 0,5

tEF (s) 3

tR1 (s) 0,3

tR2 (s) 2

IMinOpPE (%IB) 10

IBase (A) 300






6.2.1.1 Cierre sobre falla (SOTF)

Para definir la función cierre sobre falla a habilitar en el relé RED670 se tiene en cuenta los

siguientes valores:

La corriente nominal de la línea es 500 A. Sin embargo, la máxima capacidad es de 216 A cuyo valor es

la máxima capacidad de generación.

La corriente de cortocircuito local es de 0,61 kA y remoto es de 0,592 kA, aproximadamente.

El umbral de corriente para la activación se recomienda ajustar en 400 A.

I>>> = 400 A (133%IBase).

Además, se recomienda habilitar la función SOTF con el arranque de la zona 2 (ZM02).

6.2.1.2 Función de sobrecorriente de fases

El ajuste se recomienda habilitar igual a los ajustes definidos para el transformador del

devanado de 60 kV.




TMS = 0,06

6.2.1.3 Sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (67N)

Se recomienda habilitar igual a la función de sobrecorriente de tierra del devanado de 60 kV del

transformador, solo que este será direccional.

Dirección hacia delante.

Curva IEC Normalmente Inversa.

El arranque de sobrecorriente a tierra se recomienda ajustar igual a 72,12 A.

I1> = 72,12 A (24%IB)

k1 = 0,21

6.2.1.4 Sobrecorriente a tierra en comparación direccional (67NCD)

Esta función no realiza disparo monofásico, por el cual el disparo no es temporizado. La

configuración se implementará de acuerdo a las lógicas descritas en el numeral 4.2.8 del

presente informe.

El umbral de ajuste es 30 Aprimario, para lo cual se debe implementar los ajustes que se

muestran en la Tabla 31.

Tabla 31. Para la función 67NCD (GAPC) Variable Ajuste






GF01

Operation On

CurrentInput 3*ZeroSeq

IBase (A) 300

VoltageInput phase1

UBase(kV) 60

OperHarmRestr Off

I_2nd/ I_fund (%) 20,0

BlkLevel2nd(%IB) 5000

EnRestrainCurr off

RestrCurrInput PosSeq

RestrCurrCoeff 0,00

RCADir 45

ROADir 45

LowVolt_VM 0,5

OC1

Operation _OC1 On

StartCurr_OC1 (%IB) 10,0

CurrMult_OC1 1,0

CurveType_OC1 IEC Def. Time

tDef_OC1 (s) 0,00

6.2.1.5 Falla fusible

Se implementará en el relé RED670.

Se propone ajustar el umbral de detección de U0> en 40%Un (ajuste típico).

6.2.1.6 Protección sobretensión y mínima tensión

Se implementará en ambos relés RED670, en dos etapas:

Etapa 1 (lenta):

U> = 1,15 pu (69 kV).

t> = 15 seg.

Etapa 2 (rápida):

U>> = 1,30 pu (78 kV).

t>> = 5,0 seg.

6.2.1.7 Recierre

No se habilitará esta función.

6.2.1.8 Esquema de teleprotección

El esquema de teleprotección será el POTT.






6.2.1.9 Falla interruptor (50BF)

Se debe implementar las 2 etapas:

El umbral de corriente se ajustará igual a 300 A (100%IBase).

La primera etapa dispara a su propio en un tiempo de 150 ms.

La segunda etapa dispara a los interruptores adyacentes en tiempo de 250 ms.


EN LA S.E. RUNATULLO III


La línea Runatullo III – Runatullo II de 60 kV tiene una longitud de 3,344 km, para proteger en

forma instantánea con la función distancia se perdería selectividad para fallas por ejemplo entre

bujes del transformador de la S.E. Runatullo II por tal motivo las zonas de la función distancia

estarán temporizadas.

En el relé RED670 tiene disponible 3 zonas: las zonas ZM01 y ZM02 hacia delante y la ZM03

hacia atrás. Adicionalemente, las funciones de sobrecorriente se habilitará en el relé REC670.

Zona 1 (ZM01):


El alcance reactivo de la Zona 1 se ajusta como la impedancia de la línea protegida mas el

20% de la impedancia del transformador de la S.E. Runatullo II.

X1FwPP (Ω) = 1,65 +0,5 *18,13= 10,72 Ω primarios

El alcance resistivo para fallas entre fases se ajusta igual a 20 Ω.

El alcance resistivo para fallas a tierra se ajusta igual a 40 Ω.




Zona 2 (ZM02):


El alcance reactivo de la zona 3 igual a la impedancia de la línea más el 80% de la impedancia

del transformador de la S.E. Runatullo II.

X1FwPP (Ω) = 1,65 +0,8*18,13 = 16,16 Ω


RFPP = 30,00 Ω

RFPE = 40,00 Ω







Zona 3 (ZM03):


El alcance reactivo de la zona 3 lo ajustamos igual a 20% de la reactancia de la línea Runatullo

III – Concepción de 60 kV.

X1FwPP (Ω) = 0,20*25,16 = 5,03 Ω



RFPP = 3*5,03 = 15,09 Ω

RFPE = 4,5*5,03 = 22,64 Ω

La temporización se ajusta igual a 0,8 s.


Runatullo III – Runatullo II de 60 kV para la S.E. Runatullo III.

Tabla 32. Ajustes de la función distancia, RED670 de la línea de 60 kV S.E. Runatullo III


Zona 2 (ZM02)

Zona 3 (ZM03)

Operation On On On

IBase (A) 500 500 500

UBase(kV) 60 60 60



X1FwPP(Ω) 10,72 16,16 5,03

R1PP(Ω) 3,16 4,76 1,48

RFFwPP(Ω) 20,00 30,00 15,09

X1RwPP(Ω) 10,72 16,16 5,03

RFRvPP(Ω) 20,00 30,00 15,09

Timer Tpp On On On

tPP(s) 0,25 0,40 0,80


X1FwPE(Ω) 10,72 16,16 5,03

R1PE(Ω) 3,16 4,76 1,48

X0PE(Ω) 39,50 59,54 18,54

R0PE(Ω) 9,99 15,06 4,69

RFFwPE(Ω) 40,00 40,00 22,64

X1RvPE(Ω) 10,72 16,16 5,03

RFRvPE(Ω) 40,00 40,00 22,64

Timer tPE On On On

tPE(s) 0,25 0,40 0,80



IMinOpIN(%IB) 5 5 5









X1 = 1,5*16,16 = 24,23 Ω


RFFwPP = 1,3*30,00 = 39,00 Ω

RFFwPE = 1,3*40,00 = 52,00 Ω



RFRvPE = 52,00 Ω primarios.

En la Tabla 33 se muestra los ajustes de la zona de arranque.


Variable PHS

IBase (A) 500

UBase(kV) 60

INBlockPP 40

INRelease 20

RLdFw(Ω) 38,50

RLdRw(Ω) 38,50

ArgLd(°) 30

X1(Ω) 24,23

X0(Ω) 89,32

RFFwPP(Ω) 39

RFRvPP(Ω) 39

RFRwPE(Ω) 52

RFRwPE(Ω) 52

Timer tPP(s) off

tPP 3,00

Timer tPE off

tPE(s) 3,00

IMinOpPP(%IB) 10

IMinOpPE(%IB) 5




zona (ZM01, ZM02, ZM03), se ajusta igual a 1,1 veces de la mayor zona.

X1InFw = 1,1 *X1(Z2) = 1,1*16,16 = 17,17 Ω









Rmin = (0,85*60kV)*(0,85*60kV)/(1,3*51,96MVA) = 38,51 Ω primario

R1FInFw = 38,51 Ω primarios

R1LInRv = 38,51 Ω primarios

KLdRFw = 0,90

KLdRRv = 0,90

RLdOutFw = R1FInFw/0,9 = 42,78 Ω primarios

RLdOutRv = R1LInRv/0,9 = 42,78 Ω primarios



Variable PSD1

Operation On

X1InFw (Ω) 17,77

R1Lin (Ω) 5,23

R1FInFw (Ω) 44,00

X1InRw (Ω) 5,53

R1LInRv (Ω) 44,00

OperationLdCh On

RLdOutFw (Ω) 42,78

ArgLd (Deg) 25,00

RLdOutRv (Ω) 42,78

kLdRFw (Mult) 0,90

kLdRRv (Mult) 0,90

tP1 (s) 0,030

tP2 (s) 0,015

tW (s) 0,250

tH (s) 0,5

tEF (s) 3

tR1 (s) 0,3

tR2 (s) 2

IMinOpPE (%IB) 10

IBase (A) 500



siguientes valores:






La corriente nominal de la línea es 500 A. Sin embargo, la máxima capacidad es de 216 A cuyo valor es

la máxima capacidad de generación.



I>>> = 500 A (100%IBase).



Se habilitará en los relés RED670 y REC670.

Primera etapa:





El TMS se ajusta con el objetivo que una falla en 10 kV sea despejado en 1 segundo

aproximadamente.

TMS = 0,12

Segunda etapa:


Curva de tiempo definido.

La corriente de arranque se ajusta igual a 900 A.

I > = 900 A (180%IB ajustado en el relé).

La temporización en 250 ms para que coordine con la función de sobrecorriente del los

transformadores de la C.H. Runatullo III.

tI> = 0,250 segundos.






100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV RUN3060\Cub_4\LíneaRunatullo2-3 RED670

PTOC 51_67 IEC Inverse Ipset: 0.63 sec.A Tpset: 0.12 Tripping Time: 0.604 s

PTOC 51_67 Definite time TCC Ipset: 1.80 sec.A Tpset: 0.25 Tripping Time: 0.260 s

Fa

lla 3

f Ba

rra

10

kV

C.H

. Ru

na

tullo

II (

Icc

= 7

37

A)

0.990 s

Fa

lla 3

f sa

lida

lín

ea

(Ic

c =

12

70

A)

0.260 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 67 Run.III-Run.II

Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 41. Curva se sobrecorriente de fases del relé de la línea para fallas trifásicas


Se habilitará en los relés RED670 y REC670.

Primera etapa:




3I0 > = 60 A (12%IB ajustado en el relé).

TMS = 0,20

Segunda etapa:












t3I0> = 0,250 segundos.

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV RUN3060\Cub_4\LíneaRunatullo2-3 RED670

PTOC 51N67N IEC Inverse Ipset: 0.12 sec.A Tpset: 0.20 Tripping Time: 0.501 s

PTOC 51N67N Definite time TCC Ipset: 1.23 sec.A Tpset: 0.25 Tripping Time: 0.260 s

Fal

la 1

f sa

lida

línea

(3I

0 =

125

1 A

)

0.250 s

Fa

lla 1

f e

xtre

mo

re

mo

to (

3I0

= 9

34

A)

0.250 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 67N Run.III-Run.II

Date:

Annex: /4

DIg

SIL

EN

T

Figura 42. Curva se sobrecorriente de tierra del relé de la línea para fallas monofásicas









presente informe.




GF01

Operation On


IBase (A) 300

VoltageInput phase1

UBase(kV) 60

OperHarmRestr Off

I_2nd/ I_fund (%) 20,0


EnRestrainCurr off


RestrCurrCoeff 0,00

RCADir 45

ROADir 45

LowVolt_VM 0,5

OC1

Operation _OC1 On


CurrMult_OC1 1,0


tDef_OC1 (s) 0,00

6.3.6 Falla fusible




Se implementará en los relés RED670 y REL670, en dos etapas:

Etapa 1 (lenta):

U> = 1,15 pu (69 kV)

t> = 15 seg.

Etapa 2 (rápida):

U>> = 1,30 pu (78 kV)






t>> = 5,0 seg.

6.3.8 Recierre



El esquema de teleprotección será el POTT.






77.. PPRROOTTEECCCCIIOONN DDEE LLAA LLÍÍNNEEAA RRUUNNAATTUULLLLOO IIIIII –– CCOONNCCEEPPCCIIÓÓNN

La línea de transmisión Runatullo III – Concepción de 60 kV en ambos extremos está protegida

por dos relés multifunciones ABB cuyo modelo son RED670 y REL670, en las cuales estarán

habilitadas las funciones 87L, 21, 21N, 67N y 67N en CD. La función 87L solo estará habilitada

en el relé RED670, mientras que las demás funciones estarán habilitadas en ambos relés.

Equipamiento:


Concepción Línea Runatullo III - Concepción ABB/RED670 ABB/REL670

60:√3/0,11:√3 (línea) 60:√3/0,11:√3 (barra)

250-500/5 A

Runatullo III Línea Runatullo III - Concepción ABB/RED670 ABB/REL670

60:√3/0,11:√3 (línea) 60:√3/0,11:√3 (barra)

250-500/1 A

7.1 CÁLCULO DE LOS AJUSTES DE LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA

La protección diferencial de línea es parte del relé ABB RED670 el cual se compone por dos

relés de protección, instalados a ambos extremos de la línea. El relé ABB es de tecnología

digital y proporciona una protección diferencial por fase, con disparo monofásico o trifásico del

interruptor. Para la protección de las líneas Runatullo II – Runatullo III de 60 kV se ha previsto

el disparo trifásico.

La curva de activación tiene una característica porcentual de pendiente doble (ver Figura 43), el

cual está condicionada por la corriente de restricción que es la corriente máxima medida de las

corrientes de ambos extremos de las tres fases. El arranque es determinado por la corriente

diferencial (corriente local más corriente remota) de cada fase. Para determinar el disparo de la

función, este evalúa la corriente diferencial y corriente de restricción el cual deben estar en la

zona de operación (ver Figura 43).






Cuando la función determina la condición de disparo, éste envía una señal de transferencia de

disparo al relé del extremo remoto, esta característica asegura el despeje de la falla. La señal

de transferencia de disparo es verificada por la recepción de dos señales consecutivas. Por lo

tanto, bajo condiciones normales de falla cada relé detectará la falla y enviará la señal de

disparo a cada interruptor independientemente de la recepción de la transferencia de disparo.

Figura 43. curva de operación del relé RED670, corriente fundamental

Los ajustes principales que definen la curva de operación con corrientes de estabilización son

los siguientes:

IdMin: mínima corriente diferencial de operación para la sección 1, múltiplo de la corriente

base (IB).





Adicionalmente, para insensibilizar durante una energización de la línea ó cuando la falla

es determinada como externa, esta función se bloquea por 2da y 5ta armónica.

IdMinHigh: corriente diferencial con restricción y bloque por corrientes armónicas, múltiplo

de la corriente de base (IB).






Corriente diferencial sin restricción y sin bloqueo por corriente armónicas:

IdUnre: corriente diferencial sin restricción ni bloque de armónicos, múltiplo de la corriente

de base (IB).

Para evitar una actuación indebida durante los transitorios de energización, el ajuste de IdMin

debe ser mayor o igual a 2,5 veces la corriente capacitiva de la línea. La corriente capacitiva de

la línea se puede calcular con la siguiente ecuación:

Dónde:

U : Tensión nominal del sistema

XC1 : Reactancia capacitiva de secuencia positiva de la línea

f : frecuencia del sistema

C1 : Capacitancia de secuencia positiva de la línea

Adicionalmente, se tiene la opción de habilitar protección diferencial de corriente de secuencia

negativa, esta función determina si la falla es interna o externa calculando la corriente

diferencial de secuencia negativa, en la Figura 44 se muestra el sector para discriminar fallas

interna o externas. Si la falla es determinada como falla externa este bloquea la protección

diferencial porcentual y queda bloqueada un tiempo adicional de 100 ms, si la falla es

determinada como falla interna este habilita la evaluación de la protección diferencial

porcentual sin bloqueo de corriente diferencial de segundo o quinto armónico.

Figura 44. Discriminación de una falla interna ó externa del relé RED670, con corriente de

secuencia negativa.






IMinNegSeq: mínima corriente diferencial de secuencia negativa, múltiplo de la corriente base

(IB).

NegSegR0A: ángulo de operación para detectar falla interna o externa con corriente de

secuencia negativa.

El ajuste de IMinNegSeq y NegSegR0A se toma de acuerdo a las recomendaciones del

fabricante.

En la Tabla 36 se muestra las corrientes capacitivas de la línea, considerando la energización

de un extremo, calculadas con el software Digsilent.

Tabla 36. Corrientes capacitivas de la línea

Línea Extremo

energizado Tensión (kV)

Icapacitiva

(A)

Runatullo II – Runatullo III Runatullo II 60 0,40

IdMin (IB) = 2,5*0,40 = 1 A, se recomienda un ajuste igual a 20 A primarios.

En el Tabla 37 se muestra los ajustes recomendados para la función diferencial de corriente de

la línea.

Tabla 37. Ajustes de la función diferencial de corriente (PDIF,87L) Variable S.E. Runatullo II S.E. Runatullo III

IB 500 500

Operation ON ON

IdMin (IB) 0,04 0,04





IdMinHigh (IB) 1,0 1,0

tIdMinHigh (s) 1,0 1,0

IdUnre (IB) 10,0 10,0

NegSeqDiffEn ON ON

NegSeqROA (Deg) 60.0 60.0

IMinNegSeq (IB) 0.04 0.04

CrossBlockEn No No






Variable S.E. Runatullo II S.E. Runatullo III

I2/I1 Ratio (%) 10,0 10,0

I5/I1 Ratio (%) 25,0 25,0

hChargCurEnable OFF OFF

AddDelay OFF OFF

IMaxAddDelay (IB) 1,0 1,0

tDefTime (s) 0,0 0,0

tMinInv (s) 0,01 0,01

CurveType IEC Def. Time IEC Def. Time

K 1,00 1,00

P 0,02 0,02

A 0,14 0,14

B 1,00 1,00

C 1,00 1,00

IdiffAlarm (IB) 0,15 0,15

tAlarmdelay (s) 10,00 10,00

OpenCTEnable OFF OFF

tOCTAlarmDelay (s) 1,00 1,00

tOCTResetDelay (s) 0,25 0,25


EN LA S.E. RUNATULLO III


La línea Runatullo III – Concepción de 60 kV tiene una longitud de 47,77 km, cuya longitud es

adecuada para habilitar la función de distancia. En el relé REL670 se habilitarán cuatro (4)

zonas: las ZM01, ZM02 y ZM03 hacia delante y la ZM05 hacia atrás. El relé RED670 solo tiene

disponible tres (3) zonas por lo cual se habilitará la zona 1 y zona 2 hacia delate y la zona 3

hacia atrás.

Zona 1 (ZM01):

Se habilitará en el relé REL670 y relé RED670 (ZM01).

Dirección: hacia delante






El alcance reactivo de la Zona 1 se ajusta como el 85% de la impedancia de la línea protegida.

X1FwPP (Ω) = 0,85*25,16 = 21,38 Ω primarios






Zona 2 (ZM02):

Se habilitará en el relé REL670.


El alcance reactivo de la Zona 2 se ajusta como el 120% de la impedancia de la línea

protegida.







Zona 3 (ZM03):



El alcance reactivo de la zona 3 igual a 120% de la impedancia total entre la línea Runatullo III

– Concepción y Concepción – Xauxa de 60 kV.

X1FwPP (Ω) = 1,2*(25,16 +13,61) = 46,52 Ω


RFPP = 30,00 Ω

RFPE = 50,00 Ω


Zona 5 (ZM05):








El alcance reactivo de la zona 5 lo ajustamos igual a 20% de la reactancia del transformador

60/10 kV de la S.E. Runatullo.

X1FwPP (Ω) = 0,20*0,128*602/25 = 3,69 Ω



RFPP = 3*3,69 = 11,06 Ω

RFPE = 4,5*3,69 = 16,59 Ω

La temporización se ajusta igual a 1,0 s. Esto con el objetivo de dar margen a las protecciones

que se encuentren hacia atrás.

En la Tabla 38 se muestra los ajustes de la función distancia de los relés REL670 y RED670 de

la línea Runatullo III – Concepción de 60 kV para la S.E. Runatullo III.

Tabla 38. Ajustes de la función distancia, RED670 y RED670 de la línea de 60 kV S.E. Runatullo III

Variable Zona 1

(ZM01, REL670) (ZM01, RED670)

Zona 2 (ZM02, REL670)

Zona 3 (ZM03, REL670) (ZM02, RED670)

Zona 5 (ZM05, REL670) (ZM03, RED670)

Operation On On On On

IBase (A) 500 500 500 500

UBase(kV) 60 60 60 60

OperationDir Forward Forward Forward Reverse

OperationPP On On On On

X1FwPP(Ω) 21.38 30.19 46.52 3.69

R1PP(Ω) 2.55 3.61 5.56 0.44

RFFwPP(Ω) 30.00 30.00 30.00 11.06

X1RwPP(Ω) 21.38 30.19 46.52 3.69

RFRvPP(Ω) 30.00 30.00 30.00 11.06

Timer Tpp On On On On

tPP(s) 0.00 0.40 0.80 1.00

OperationPE On On On On

X1FwPE(Ω) 21.38 30.19 46.52 3.69

R1PE(Ω) 2.55 3.61 5.56 0.44

X0PE(Ω) 51.09 72.13 111.15 8.81

R0PE(Ω) 14.53 20.51 31.61 2.50

RFFwPE(Ω) 50.00 50.00 50.00 16.59

X1RvPE(Ω) 21.38 30.19 46.52 3.69

RFRvPE(Ω) 50.00 50.00 50.00 16.59

Timer tPE On On On On

tPE(s) 0.00 0.40 0.80 1.00

IMinOpPP(%IB) 20 20 20 20

IMinOpPE(%IB) 20 20 20 20

IMinOpIN(%IB) 5 5 5 5









X1 = 1,5*46,52 = 69,78 Ω


RFFwPP = 1,3*30,00 = 39,00 Ω

RFFwPE = 1,3*50,00 = 65,00 Ω



RFRvPE = 65,00 Ω primarios



Variable PHS

IBase (A) 500

UBase(kV) 60

INBlockPP 40

INRelease 20

RLdFw(Ω) 38.50

RLdRw(Ω) 38.50

ArgLd(°) 30

X1(Ω) 69.78

X0(Ω) 166.73

RFFwPP(Ω) 39

RFRvPP(Ω) 39

RFRwPE(Ω) 65

RFRwPE(Ω) 65

Timer tPP(s) off

tPP 3,00

Timer tPE off

tPE(s) 3,00

IMinOpPP(%IB) 10

IMinOpPE(%IB) 5


En esta línea se debe bloquear el disparo del relé ante oscilaciones de potencia.



X1InFw = 1,1 *X1(Z3) = 1,1*46,52 = 51,17 Ω












KLdRFw = 0,90

KLdRRv = 0,90





Variable PSD1

Operation On

X1InFw (Ω) 51.17

R1Lin (Ω) 6.11

R1FInFw (Ω) 55.00

X1InRw (Ω) 4.06

R1LInRv (Ω) 55.00

OperationLdCh On

RLdOutFw (Ω) 42.78

ArgLd (Deg) 25.00

RLdOutRv (Ω) 42.78

kLdRFw (Mult) 0.90

kLdRRv (Mult) 0.90

tP1 (s) 0.030

tP2 (s) 0.015

tW (s) 0.250

tH (s) 0.5

tEF (s) 3

tR1 (s) 0.3

tR2 (s) 2

IMinOpPE (%IB) 10

IBase (A) 500


Para definir la función cierre sobre falla a habilitar en los relés RED670 y REL670 se tiene en

cuenta los siguientes valores:

La corriente nominal de la línea es 500 A.



I>>> = 650 A (130%IBase).








Se habilitará en el relé RED670 y REL670.

El arranque de esta función se habilita teniendo en cuenta la capacidad de la línea y la máxima

capacidad de los transformadores. El nivel de corriente de cortocircuito para una falla en el

extremo remoto es de 650 A cuyo valor es cercano a la capacidad de la línea (500 A) y a la

máxima capacidad de los transformadores (481 A). Por lo tanto, considerando que esta función

es como respaldo a la función distancia, para fallas entre fases se ajustará dos etapas de

sobrecorriente de tiempo definido, el primero con una temporización de 1 segundo y la segunda

con una temporización de 250 ms.

Primera etapa:



La corriente de arranque se ajusta 1,3 veces la corriente nominal de la línea.

I > = 1,30*481 = 625 A (125%IB ajustado en el relé).


Segunda etapa:




I > = 900 A (180%IB ajustado en el relé).









100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV RUN3060\Cub_1\LíneaRunatullo3-Concepción RED670

Fa

lla 3

f e

xtre

mo

re

mo

to (

Icc

= 6

51

A)

1.010 s

Fa

lla 3

f 5

0%

Lin

ea

(Ic

c =

84

5 A

)

1.010 s

Fa

lla 3

f 5

0%

Lin

ea

(Ic

c =

11

91

A)

0.260 s

ECP CC.HH. Runatullo III y Runatullo II 67 Runatullo-Concepción

Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T



Se habilitará en los relés RED670 y REL670.

Primera etapa:





TMS = 0,23

Segunda etapa:

Esta etapa se ajusta con el objetivo de detectar fallas en el 50% de la ubicación de la línea.











transformadores de las CC.HH. Runatullo III y Runatullo II.


10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV RUN3060\Cub_1\LíneaRunatullo3-Concepción RED670

Fa

lla 1

f 5

0%

líne

a (

3I0

=9

17

A)

0.250 s

Fa

lla 1

f lo

cal (

3I0

=1

92

8 A

)

0.250 s

Fa

lla 1

f e

xtre

mo

re

mo

to (

3I0

= 4

73

A)

0.763 s

PTOC 51N67N IEC Inverse Ipset: 0.12 sec.A Tpset: 0.23 :

PTOC 51N67N Definite time TCC Ipset: 1.60 sec.A Tpset: 0.25 :

67N Runatullo-Concepción

Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 46. Curva se sobrecorriente de tierra del relé de la línea para fallas monofásicas


Se habilitará en los relés RED670 y REL670.



presente informe.









GF01

Operation On


IBase (A) 500

VoltageInput phase1

UBase(kV) 60

OperHarmRestr Off

I_2nd/ I_fund (%) 20,0


EnRestrainCurr off


RestrCurrCoeff 0,00

RCADir 45

ROADir 45

LowVolt_VM 0,5

OC1

Operation _OC1 On


CurrMult_OC1 1,0


tDef_OC1 (s) 0,00

7.2.6 Falla fusible

Se implementará en los relés RED670 y REL670.



Se implementará en dos etapas en los relés RED670 y REL670:

Primera etapa 1 (lenta):

U> = 1,15 pu (69 kV).

t> = 15 seg.

Segunda etapa 2 (rápida):

U>> = 1,30 pu (78 kV).

t>> = 5,0 seg.

7.2.8 Recierre








El esquema de teleprotección será el POTT y se implemntará en los relés RED670 y REL670.







EN LA S.E. CONCEPCIÓN

7.3.1 Ajustes de la función distancia de la S.E. Concepción

La línea Runatullo III – Concepción de 60 kV tiene una longitud de 47,77 km, cuya longitud es

adecuada para habilitar la función de distancia. En el relé REL670 se habilitarán cuatro (4)

zonas: las ZM01, ZM02 y ZM03 hacia delante y la ZM05 hacia atrás. El relé RED670 solo tiene

disponible tres (3) zonas por lo cual se habilitará la zona 1 y zona 2 hacia delate y la zona 3

hacia atrás.

Zona 1 (ZM01):

Se habilitará en el relé REL670 y RED670 (ZM01).









Zona 2 (ZM02):

Se habilitará en el relé REL670.


El alcance reactivo de la Zona 2 se ajusta como el 120% de la impedancia de la línea

protegida.












Zona 3 (ZM03):



El alcance reactivo de la zona 3 igual a la impedancia de la línea más el 50% de la impedancia

del transformador del extremo remoto.

X1FwPP (Ω) = 25,16 +0,5*18,43 = 34,37 Ω


RFPP = 30,00 Ω

RFPE = 50,00 Ω


Zona 5 (ZM05):



El alcance reactivo de la zona 5 lo ajustamos igual a 50% de la línea Concepción – Parque

Industrial de 60 kV.

X1FwPP (Ω) = 0,50*9,02 = 4,51 Ω



RFPP = 3*4,51 = 13,53 Ω

RFPE = 4,5*4,51 = 20,30 Ω

La temporización se ajusta igual a 1,0 s. Esto con el objetivo de dar margen a las protecciones

que se encuentren hacia atrás.

En la Tabla 42 se muestra los ajustes de la función distancia de los relés RED670 y REL670 de

la línea Runatullo III – Concepción de 60 kV para la S.E. Concepción.

Tabla 42. Ajustes de la función distancia, RED670 de la línea de 60 kV S.E. Concepción

Variable Zona 1

(ZM01, REL670) (ZM01, RED670)


Zona 3 (ZM03, REL670) (ZM02, RED670)

Zona 5 (ZM05, REL670) (ZM03, RED670)

Operation On On On On

IBase (A) 500 500 500 500

UBase(kV) 60 60 60 60

OperationDir Forward Forward Forward Reverse






Variable Zona 1

(ZM01, REL670) (ZM01, RED670)


Zona 3 (ZM03, REL670) (ZM02, RED670)

Zona 5 (ZM05, REL670) (ZM03, RED670)

OperationPP On On On On

X1FwPP(Ω) 21.38 30.19 34.37 4.51

R1PP(Ω) 2.55 3.61 4.11 0.54

RFFwPP(Ω) 30.00 30.00 30.00 13.53

X1RwPP(Ω) 21.38 30.19 34.37 4.51

RFRvPP(Ω) 30.00 30.00 30.00 13.53

Timer Tpp On On On On

tPP(s) 0.00 0.40 0.80 1.00

OperationPE On On On On

X1FwPE(Ω) 21.38 30.19 34.37 4.51

R1PE(Ω) 2.55 3.61 4.11 0.54

X0PE(Ω) 51.09 72.13 82.13 10.78

R0PE(Ω) 14.53 20.51 23.35 3.06

RFFwPE(Ω) 50.00 50.00 50.00 20.30

X1RvPE(Ω) 21.38 30.19 34.37 4.51

RFRvPE(Ω) 50.00 50.00 50.00 20.30

Timer tPE On On On On

tPE(s) 0.00 0.40 0.80 1.00

IMinOpPP(%IB) 20 20 20 20

IMinOpPE(%IB) 20 20 20 20

IMinOpIN(%IB) 5 5 5 5




X1 = 1,5*34,37 = 51,56 Ω


RFFwPP = 1,3*30,00 = 39,00 Ω

RFFwPE = 1,3*50,00 = 65,00 Ω






Variable PHS

IBase (A) 500

UBase(kV) 60

INBlockPP 40

INRelease 20

RLdFw(Ω) 38.50






Variable PHS

RLdRw(Ω) 38.50

ArgLd(°) 30

X1(Ω) 51.56

X0(Ω) 123.19

RFFwPP(Ω) 39

RFRvPP(Ω) 39

RFRwPE(Ω) 65

RFRwPE(Ω) 65

Timer tPP(s) off

tPP 3,00

Timer tPE off

tPE(s) 3,00

IMinOpPP(%IB) 10

IMinOpPE(%IB) 5





X1InFw = 1,1 *X1(Z3) = 1,1*34,37 = 37,81 Ω







KLdRFw = 0,90

KLdRRv = 0,90





Variable PSD1

Operation On

X1InFw (Ω) 37.81

R1Lin (Ω) 4.52

R1FInFw (Ω) 55.00

X1InRw (Ω) 4.96

R1LInRv (Ω) 55.00

OperationLdCh On






Variable PSD1

RLdOutFw (Ω) 42.78

ArgLd (Deg) 25.00

RLdOutRv (Ω) 42.78

kLdRFw (Mult) 0.90

kLdRRv (Mult) 0.90

tP1 (s) 0.030

tP2 (s) 0.015

tW (s) 0.250

tH (s) 0.5

tEF (s) 3

tR1 (s) 0.3

tR2 (s) 2

IMinOpPE (%IB) 10

IBase (A) 500


Para definir la función cierre sobre falla a habilitar en los relés RED670 y REL670 se tiene en

cuenta los siguientes valores:




I>>> = 650 A (130%IBase).



Se habilitará en los relés REL670 y RED670.

El ajuste arranque de esta función se habilita teniendo en cuenta la capacidad de la línea y la

máxima capacidad de los transformadores del extremo remoto.


Curva de tiempo inverso.



TMS = 0,06






100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV CONCE060\Cub_9\L2-60kV Concepción RED670

Fal

la 3

f ext

rem

o re

mot

o (I

cc =

734

A)

2.614 s

FF

alla

3f 5

0%Li

nea

(Icc

= 9

89 A

)

0.922 s

Fal

la 3

f 1%

Line

a (I

cc =

150

1 A

)

0.485 s

PTOC 51_67 IEC Inverse Ipset: 1.25 sec.A Tpset: 0.06

ECP CC.HH. RUNATULLO III y RUNATULLO II 67 Concepción-Runatullo

Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T









Primera etapa:





TMS = 0,17

Segunda etapa:






La temporización en 250 ms para rápidamente para fallas cerca de la S.E. Concepción.







10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV CONCE060\Cub_9\L2-60kV Concepción RED670

Fal

la 3

f 50%

Line

a (I

cc =

119

1 A

)

0.250 s

Fal

la 1

f 50%

Line

a (3

I0 =

730

A)

0.250 s

Fal

la 1

f 99%

Line

a (3

I0 =

242

A)

0.840 s

PTOC 51N67N IEC Inverse Ipset: 0.12 sec.A Tpset: 0.17

PTOC 51N67N Definite time TCC Ipset: 1.40 sec.A Tpset: 0.25

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 67N Concepción-Runatullo

Date:

Annex: /15

DIg

SIL

EN

T

Figura 48. Curva se sobrecorriente de tierra del relé de la línea para fallas monofásica










presente informe.




GF01

Operation On


IBase (A) 500

VoltageInput phase1

UBase(kV) 60

OperHarmRestr Off

I_2nd/ I_fund (%) 20,0


EnRestrainCurr off


RestrCurrCoeff 0,00

RCADir 45

ROADir 45

LowVolt_VM 0,5

OC1

Operation _OC1 On


CurrMult_OC1 1,0


tDef_OC1 (s) 0,00

7.3.6 Falla fusible

Se implementará en los relés RED670 y REL670.



Se implementará en los relés RED670 y REL670, en dos etapas:

Etapa 1 (lenta):

U> = 1,15 pu (69 kV).

t> = 15 seg.

Etapa 2 (rápida):






U>> = 1,30 pu (78 kV).

t>> = 5,0 seg.

7.3.8 Recierre



El esquema de teleprotección será el POTT y se implemntará en los relés RED670 y REL670.






88.. PPRROOTTEECCCCIIOONN DDEE LLAA LLÍÍNNEEAA LL--66007722 ((CCOONNCCEEPPCCIIÓÓNN –– JJAAUUJJAA)) DDEE 6600 kkVV EENN LLAA

SS..EE.. CCOONNCCEEPPCCIIÓÓNN

En la S.E. Concepción, la línea Concepción - Jauja de 60 kV está protegida por dos relés

multifunciones ABB cuyo modelo son RED670 y REF630, en las cuales estarán habilitadas las

funciones 21/21N, 67/67N, 59 y 25. La función 21/21N solo estará habilitada en el relé

RED670, mientras que las demás funciones estarán habilitadas en ambos relés. Asimismo, el

relé REF630 se utilizará como controlador de bahía.

Equipamiento:


Concepción Línea Concepción

- Jauja ABB/RED670 ABB/REF630

60:√3/0,11:√3 (línea) 60:√3/0,11:√3 (barra)

250-500/5 A

8.1 Ajustes de la función distancia de la línea en la S.E. Concepción

La línea Concepción – Jauja de 60 kV tiene una longitud de 28,5 km, cuya longitud es

adecuada para habilitar la función de distancia. En el relé RED670 tiene disponible 3 zonas, en

las cuales se habilitarán ZM01 y ZM02 en dirección hacia delante y la ZM03 en dirección hacia

atrás.

Zona 1 (ZM01):














Zona 2 (ZM02):


El alcance reactivo de la zona 2 igual a la imedancia de la línea protegida mas el 50% de la

impedancia del transformador del extremo remoto.

X1FwPP (Ω) = 13,61 + 0,5*38,45 = 32,83 Ω


RFPP = 30,00 Ω

RFPE = 50,00 Ω

La temporización se ajusta igual a 250 ms

Zona 3 (ZM03):


El alcance reactivo de la zona 5 lo ajustamos igual a 50% de la impedancia de la línea reversa

más corta.

X1FwPP (Ω) = 0,50*9,02 = 4,51 Ω



RFPP = 3*4,51 = 13,53 Ω

RFPE = 4,5*4,51 = 20,30 Ω

La temporización se ajusta igual a 0,8 segundos.


Concepción – Jauja de 60 kV para la S.E. Concepción.



Zona 2 (ZM02)

Zona 3 (ZM03)

Operation On On On

IBase (A) 250 250 250

UBase(kV) 60 60 60



X1FwPP(Ω) 11.57 32.83 4.51







Zona 2 (ZM02)

Zona 3 (ZM03)

R1PP(Ω) 6.43 18.26 2.51

RFFwPP(Ω) 30.00 30.00 13.53

X1RwPP(Ω) 11.57 32.83 4.51

RFRvPP(Ω) 30.00 30.00 13.53

Timer Tpp On On On

tPP(s) 0.00 0.25 0.80


X1FwPE(Ω) 11.57 32.83 4.51

R1PE(Ω) 6.43 18.26 2.51

X0PE(Ω) 42.26 119.95 16.48

R0PE(Ω) 13.67 38.80 5.33

RFFwPE(Ω) 50.00 50.00 20.30

X1RvPE(Ω) 11.57 32.83 4.51

RFRvPE(Ω) 50.00 50.00 20.30

Timer tPE On On On

tPE(s) 0.00 0.25 0.80



IMinOpIN(%IB) 5 5 5




X1 = 1,5*32,83 = 49,25 Ω


RFFwPP = 1,3*30,00 = 39,00 Ω

RFFwPE = 1,3*50,00 = 65,00 Ω






Variable PHS

IBase (A) 250

UBase(kV) 60

INBlockPP 40

INRelease 20

RLdFw(Ω) 46.96






Variable PHS

RLdRw(Ω) 46.96

ArgLd(°) 30

X1(Ω) 49.25

X0(Ω) 179.93

RFFwPP(Ω) 39

RFRvPP(Ω) 39

RFRwPE(Ω) 65

RFRwPE(Ω) 65

Timer tPP(s) off

tPP 3,00

Timer tPE off

tPE(s) 3,00

IMinOpPP(%IB) 10

IMinOpPE(%IB) 5





X1InFw = 1,1 *X1(Z3) = 1,1*32,82 = 36,11 Ω







KLdRFw = 0,90

KLdRRv = 0,90





Variable PSD1

Operation On

X1InFw (Ω) 36.11

R1Lin (Ω) 20.09

R1FInFw (Ω) 55.00

X1InRw (Ω) 4.96






Variable PSD1

R1LInRv (Ω) 55.00

OperationLdCh On

RLdOutFw (Ω) 52.17

ArgLd (Deg) 25.00

RLdOutRv (Ω) 52.17

kLdRFw (Mult) 0.90

kLdRRv (Mult) 0.90

tP1 (s) 0.030

tP2 (s) 0.015

tW (s) 0.250

tH (s) 0.5

tEF (s) 3

tR1 (s) 0.3

tR2 (s) 2

IMinOpPE (%IB) 10

IBase (A) 250



Cierre sobre falla (SOTF)


siguientes valores:




I>>> = 750 A (300%IBase).


Función de sobrecorriente de fases

Se habilitará en los relés RED670 y REF630.

El ajuste para la primera etapa se recomienda habilitar teniendo como referencia la corriente

nominal del transformador del extremo remoto (7 MVA) el cual equivale a 67,36 A.

Primera etapa:

Curva de tiempo inverso, IEC 255-3 VI.

La corriente de arranque se ajusta igual 130 A el cual equivale al 193% de la corriente nominal

del transformador del extremo remoto.

I > = 130 A (52%IB, ajustado en el relé).






El TMS se ajusta con el objetivo de coordinar con la función e sobrecorriente del devanado de

60 kV de la S.E. Jauja

TMS = 0,39

Segunda etapa:



I > = 1250 A (500%IB, ajustado en el relé)

t1 = 0,25 segundos

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV CONCE060\Cub_5\Concepción-Jauja RED670 JAUJ060\Cub_2\Jauja60 T1 GE T60

Fal

la t

rifá

sica

Bor

nes

60 k

V S

.E.

Jauj

a

0.125 s

0.724 s

Overcurrent elements (F50 - F51 - F46) IEC Curve C Ipset: 3.25 sec.A Tpset: 0.70 Tripping Time: 9999.999 s

PTOC 51_67 IEC Very inverse Ipset: 2.60 sec.A Tpset: 0.39 Tripping Time: 0.357 s

Overcurrent elements (F50 - F51 - F46) Ipset: 35.00 sec.A Tset: 0.10 s Tripping Time: 9999.999 s

Fal

la t

rifá

sica

sal

ida

línea

0.260 s

PTOC 51_67 Definite time TCC Ipset: 25.00 sec.A Tpset: 0.25 Tripping Time: 0.260 s

51 Conc-Jauja

Date: 4/30/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 49. Curva de activación de la función de sobrecorriente de fases

Sobrecorriente de tierra de tiempo inverso y tiempo definido (67N)







Se recomienda habilitar igual a la función de sobrecorriente de tierra del devanado de 60 kV del

transformador, solo que este será direccional.

Primera etapa:

Dirección hacia delante


El arranque de sobrecorriente a tierra se recomienda ajustar igual a 50 A.

3I0> = 50 A (20%IB)

k1 = 0,14

Segunda etapa:


Curva tiempo definido.

El arranque se ajusta con el objetivo de detectar fallas hasta el 50% de la ubicación de la línea.

3I0> = 875 A (350%IB)

t1 = 0,25 segundos

En la Figura 50 se muestra el tiempo de activación para diferentes fallas monofásicas.

Falla fusible



Protección sobretensión y mínima tensión

Se implementará en los relés RED670 y REF630, en dos etapas:

Etapa 1 (lenta):

U> = 1,15 pu (69 kV).

t> = 15 seg.

Etapa 2 (rápida):

U>> = 1,30 pu (78 kV).

t>> = 5,0 seg.

Recierre


Falla interruptor (50BF)

Se debe implementar las dos (2) etapas:









10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV CONCE060\Cub_5\Concepción-Jauja RED670 JAUJ060\Cub_2\Jauja60 T1 GE T60

Fa

lla m

on

ofá

sica

Bo

rne

s 6

0 k

V S

.E.

Jau

ja

0.120 s

0.404 s

PTOC 51N67N IEC Normal inverse Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 0.14 Tripping Time: 0.333 s

Overcurrent elements (F50 - F51 - F46) IEC Curve B Ipset: 1.50 sec.A Tpset: 0.20 Tripping Time: 0.208 s


PTOC 51N67N Definite time TCC Ipset: 17.50 sec.A Tpset: 0.25 Tripping Time: 0.260 s

3*I0 =419.034 pri.A

0.208 s

Fa

lla m

on

ofá

sica

sa

lida

lín

ea

0.260 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 67N Conc-Jauja

Date:

Annex: /17

DIg

SIL

EN

T

Figura 50. Curva de activación de la función de sobrecorriente de tierra






99.. PPRROOTTEECCCCIIOONN DDEE LLAA LLÍÍNNEEAA LL--66008877 ((CCOONNCCEEPPCCIIÓÓNN –– PPAARRQQUUEE IINNDDUUSSTTRRIIAALL))

DDEE 6600 kkVV EENN LLAA SS..EE.. CCOONNCCEEPPCCIIÓÓNN

En la S.E. Concepción, la línea Concepción – Parque Industrial de 60 kV está protegida por dos

relés multifunciones ABB cuyo modelo son RED670 y REF630, en las cuales estarán

habilitadas las funciones 21/21N, 67/67N, 59 y 25. La función 21/21N solo estará habilitada en

el relé RED670, mientras que las demás funciones estarán habilitadas en ambos relés.

Además, el relé REF630 es utilizado como como controlador de bahía.

Equipamiento:


Concepción Línea Concepción – Parque Industrial

ABB/RED670 ABB/REF630

60:√3/0,10:√3 (línea) 60:√3/0,10:√3 (barra)

100-250-500/5 A

9.1 AJUSTES DE LA FUNCIÓN DISTANCIA DE LA LÍNEA EN LA S.E. CONCEPCIÓN

La línea Concepción – Parque Industrial de 60 kV tiene una longitud de 18,9 km, cuya longitud

es adecuada para habilitar la función de distancia. El relé RED670 tiene disponible 3 zonas, en

la cual las zonas ZM01y ZM02 se habilitará en dirección hacia delante y la ZM03 en dirección

hacia atrás.

Zona 1 (ZM01):




El alcance resistivo para fallas entre fases lo ajustamos igual al 3 veces el alcance reactivo

El alcance resistivo para fallas a tierra se ajusta igual a 4,5 veces el alcance reactivo.




Zona 2 (ZM02):


El alcance reactivo de la zona 2 igual a 120% de la impedancia total entre la línea Concepción

– Parque Industrial y Parque Industrial – Huayucachi de 60 kV.

X1FwPP (Ω) = 1.2*(9,02 +11.40) = 24,51 Ω


RFPP = 30,00 Ω

RFPE = 50,00 Ω







Zona 3 (ZM03):


El alcance reactivo de la zona 5 lo ajustamos igual a 50% de la impedancia de la línea reversa

más corta.

X1FwPP (Ω) = 0,50*13,61 = 6,81 Ω



RFPP = 3*6,81 = 20,42 Ω

RFPE = 4,5*6,81 = 30,62 Ω

La temporización se ajusta igual a 0,80 segundos. Esto con el objetivo de dar margen a las

protecciones que se encuentren hacia atrás.


Concepción – Parque Industrial de 60 kV para la S.E. Concepción.



Zona 2 (ZM02)

Zona 3 (ZM03)

Operation On On On

IBase (A) 500 500 500

UBase(kV) 60 60 60



X1FwPP(Ω) 7.67 24.51 6.81

R1PP(Ω) 4.27 13.63 3.79

RFFwPP(Ω) 23.01 30.00 20.42

X1RwPP(Ω) 7.67 24.51 6.81

RFRvPP(Ω) 23.01 30.00 20.42

Timer Tpp On On On

tPP(s) 0.00 0.6 0.80


X1FwPE(Ω) 7.67 24.51 6.81

R1PE(Ω) 4.27 13.63 3.79

X0PE(Ω) 28.03 89.56 24.86

R0PE(Ω) 9.07 28.97 8.04

RFFwPE(Ω) 34.52 50.00 30.62

X1RvPE(Ω) 7.67 24.51 6.81

RFRvPE(Ω) 34.52 50.00 30.62

Timer tPE On On On

tPE(s) 0.00 0.6 0.80









Zona 2 (ZM02)

Zona 3 (ZM03)

IMinOpIN(%IB) 5 5 5




X1 = 1,5*24,51 = 36,77 Ω


RFFwPP = 1,3*30,00 = 39,00 Ω

RFFwPE = 1,3*50,00 = 65,00 Ω






Variable PHS

IBase (A) 500

UBase(kV) 60

INBlockPP 40

INRelease 20

RLdFw(Ω) 46.96

RLdRw(Ω) 46.96

ArgLd(°) 30

X1(Ω) 36.77

X0(Ω) 134.34

RFFwPP(Ω) 39

RFRvPP(Ω) 39

RFRwPE(Ω) 65

RFRwPE(Ω) 65

Timer tPP(s) off

tPP 3,00

Timer tPE off

tPE(s) 3,00

IMinOpPP(%IB) 10

IMinOpPE(%IB) 5










X1InFw = 1,1 *X1(Z3) = 1,1*24,51 = 26,96 Ω







KLdRFw = 0,90

KLdRRv = 0,90





Variable PSD1

Operation On

X1InFw (Ω) 26.96

R1Lin (Ω) 15.00

R1FInFw (Ω) 55.00

X1InRw (Ω) 7.49

R1LInRv (Ω) 55.00

OperationLdCh On

RLdOutFw (Ω) 52.17

ArgLd (Deg) 25.00

RLdOutRv (Ω) 52.17

kLdRFw (Mult) 0.90

kLdRRv (Mult) 0.90

tP1 (s) 0.030

tP2 (s) 0.015

tW (s) 0.250

tH (s) 0.5

tEF (s) 3

tR1 (s) 0.3

tR2 (s) 2

IMinOpPE (%IB) 10

IBase (A) 500










siguientes valores:




I>>> = 650 A (130%IBase).




El arranque de corriente se ajusta igual al definido en la línea Runatullo – Concepción de 60

kV. El nivel de corriente de coortocircuito es bajo, por tal motivo se recomienda que la curva

sea de tiempo definido.





tI> = 1,5 segundos


Se habilitará en los relés RED670 y REF630. Asimismo, se recomienda habilitar dos etapas un

de tiempo inverso y otra de tiempo definido.

Primera etapa:



El arranque de sobrecorriente a tierra se recomienda ajustar igual a 60 A.

3I0> = 60 A (12%IB)

k1 = 0,14

Segunda etapa:


Curva tiempo definido.

El arranque se ajusta con el objetivo de detectar fallas hasta el 50% de la ubicación de la línea.






3I0> = 800 A (160%IB)

t1 = 0,25 segundos

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV CONCE060\Cub_10\Concepción-Parque Industrial RED670

Fa

lla 1

f sa

lida

(3

I0=

13

38

A)

0.250 s

Fa

lla 1

f e

xtre

mo

re

mo

to (

3I0

= 4

02

A)

0.722 sF

alla

1f

50

%lín

ea

(3

I0=

86

3 A

)

0.250 s

PTOC 51N67N IEC Normal inverse Ipset: 0.60 sec.A Tpset: 0.20 :

PTOC 51N67N Definite time TCC Ipset: 8.00 sec.A Tpset: 0.25 :

67N L6078 Concepción

Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 51. Curva de activación de la función de sobrecorriente de tierra

9.2.4 Falla fusible




Se implementará en los relés REF630 y RED670, en dos etapas:






Etapa 1 (lenta):

U> = 1,15 pu (69 kV).

t> = 15 seg.

Etapa 2 (rápida):

U>> = 1,30 pu (78 kV).

t>> = 5,0 seg.

9.2.6 Recierre



Se debe implementar las dos (2) etapas:









1100.. VVEERRIIFFIICCAACCIIÓÓNN DDEE LLOOSS AAJJUUSSTTEESS AACCTTUUAALLEESS DDEE LLAASS FFUUNNCCIIOONNEESS DDEE

SSOOBBRREECCOORRRRIIEENNTTEE DDEELL TTRRAANNSSFFOORRMMAADDOORR DDEE LLAA SS..EE.. JJAAUUJJAA

En la S.E. Jauja se tiene un transformador cuyo característica es de 58/13,9/10,75 kV con una

potencia de 7/7/3 MVA. Las protecciones eléctricas se encuentra protegido por un relé GE

modelo UR T60, en el cual se encuentra habilitado las funciones de sobrecorriente para los

devanados de 58 y 13,9 kV, tal como se muestra en la Tabla 2 del presente informe.

10.1 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES

En la Figura 52 se muestra el tiempo de activación para una falla trifásica en la barra de 13,9

kV y para una falla en bornes de 60 kV del transformador. El tiempo de activación del devanado

de 13,9 kV se considera adecuado. Sin embargo, el tiempo de activación de la función de

sobrecorriente de fases del devanado de 60 kV se considera muy elevado. Asimismo, la

corriente medido en el devanado de 60 kV para una falla trifásica en la barra de 13,9 kV se

encuentra cercana al umbral de tiempo definido del devanado de 60 kV, por tal motivo es

necesario el incremento de este ajuste.

Por lo tanto, se recomienda modificar el TMS del devanado de 60 kV de 0,7 a 0,5 y el arranque

de tiempo definido de 600 A modificarlos 700 A. En la Figura 53 se muestra los tiempos de

activación con las modificaciones mencionadas. Cabe resaltar que estas modificaciones no

altera el coordinamiento de los equipos que se conecta de la barra de 13,9 kV debido a que en

este nivel de tensión no se ha modificado los ajustes.






100 1000 10000 100000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

13.20 kV

60.00 kV JAUJ013\Cub_3\Jauja13 T1 GE T60 JAUJ060\Cub_2\Jauja60 T1 GE T60

Fal

la t

rifás

ica

Bar

ra d

e 13

,9 k

V

0.487 s

1.157 s

Fal

la t

rifás

ica

born

es 6

0 kV

0.025 s




51 Tr Jauja

Date: 4/30/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 52. Curvas de actuación de las funciones de sobrecorriente de fases del

transformador de la S.E. Jauja (ajuste actual)






100 1000 10000 100000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

13.20 kV


Fal

la tr

ifási

ca B

arra

de

13,9

kV

0.487 s

1.157 s




Fal

la tr

ifási

ca b

orne

s 60

kV

0.125 s

51 Tr Jauja

Date: 4/30/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


transformador de la S.E. Jauja (ajuste recomendado)

10.2 Función sobrecorriente de tierra

En la Figura 54 se muestra el tiempo de activación de las funciones de sobrecorriente de tierra

de los devanados de 13,9 kV y 60 kV para una falla monofásica en la barra de 13,9 kV.

Asimismo, en la Figura 55 se muestra el tiempo de activación para una falla en bornes de 60

kV. El tiempo de activación del devanado de 13,9 kV y 60 kV no se considera adecuado, sin

embargo, considerando que la modificación de ajustes afecta a las instalaciones aguas abajo y

debido a que para el presente estudio no se tiene el equipamiento y ajustes de aguas abajo no

se recomienda modificar los ajustes. Por lo tanto, es necesario que la empresa

ELECTROCENTRO revise los ajustes del transformador y alimentadores de la S.E. Jauja. Sin

embargo, se recomienda disminuir el arranque de 800 A a 450 A del arranque de tiempo






definido, cuyo valor no afecta el sistema de protección para el nivel de 13,8 kV debido a que

ante una falla en este nivel de tensión no arranca esta etapa.

100 1000 10000 100000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

13.20 kV





3*I0 =431.466 pri.A

1.248 s

3*I0 =2823.151 pri.A

0.096 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 51N Tr Jauja

Date:

Annex: /5

DIg

SIL

EN

T

Figura 54. Curvas de actuación de las funciones de sobrecorriente de tierra para una falla monofásica en la barra de 13,9 kV de la S.E. Jauja (ajuste actual)






100 1000 10000 100000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

13.20 kV





3*I0 =2425.156 pri.A

0.161 s


Date:

Annex: /5

DIg

SIL

EN

T

Figura 55. Curvas de actuación de las funciones de sobrecorriente de tierra para una falla monofásica en bornes de 60 kV de la S.E. Jauja (ajuste actual)






100 1000 10000 100000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

13.20 kV





3*I0 =2425.156 pri.A

0.120 s


Date:

Annex: /5

DIg

SIL

EN

T

Figura 56. Curvas de actuación de las funciones de sobrecorriente de tierra para una falla monofásica en bornes de 60 kV de la S.E. Jauja (ajuste actual)







SSOOBBRREECCOORRRRIIEENNTTEE DDEELL TTRRAANNSSFFOORRMMAADDOORR DDEE LLAA SS..EE.. PPAARRQQUUEE

IINNDDUUSSTTRRIIAALL

En la S.E. Parque Industrial se tiene un transformador cuyo característica es de 60/10 kV con

una potencia de 20 MVA. Las protecciones eléctricas se encuentra protegido por un relé GE

modelo UR T60, en el cual se encuentra habilitado las funciones de sobrecorriente para los

devanados de 60 y 10 kV, tal como se muestra en la Tabla 2 del presente informe.

11.1. FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES

En la Figura 57 se muestra el tiempo de activación de las funciones de sobrecorriente de los

devanados de 10 y 60 kV para una falla trifásica en la barra de 10 kV, sin considerar el

proyecto y en la Figura 58 se muestra considerando el proyecto. De las simulaciones se

concluye que el ingreso del proyecto no afecta el comportamiento de las funciones de

sobrecorriente de fases.

Asimimo, en la Figura 59 se muestra el tiempo de activación de la función de sobrecorriente del

devanado de 60 kV para fallas en la barra de 10 kV y fallas en bornes de 60 kV, para mejorar el

desempeño se recomieda incrementar la temporización de la función de tiempo definido a 50

ms.






100 1000 10000 100000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

10.00 kV

60.00 kV PQIND010\Cub_3\Parque Industrial10 T1 GE T60 PQIND060\Cub_1\Parque Industrial60 T1 GE T60

I =6578.467 pri.A

0.363 s

I =6052.296 pri.A

0.228 s

Parque Industrial60 T1 GE T60 IEC EI (IEC Curva C) Ipset: 4.70 sec.A Tpset: 0.15 Tripping Time: 0.363 s


Parque Industrial60 T1 GE TIpset: 50.00 sec.A Tset: 0.00 s Tripping Time: 9999.999 s

51 Tr Par.Industrial

Date: 5/1/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


transformador de la S.E. Parque Industrial (ajuste actual sin considerar el proyecto)






100 1000 10000 100000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

10.00 kV

60.00 kV PQIND010\Cub_3\Parque Industrial10 T1 GE T60 PQIND060\Cub_1\Parque Industrial60 T1 GE T60



Parque Industrial60 T1 GEIpset: 50.00 sec.A Tset: 0.00 s Tripping Time: 9999.999 s

I =6953.177 pri.A

0.324 s

I =6397.035 pri.A

0.204 s

51 Tr Par.Industrial

Date: 5/1/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


transformador de la S.E. Parque Industrial (ajuste actual considerando el proyecto)






10 100 1000 10000 100000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]

60.00 kV PQIND060\Cub_1\Parque Industrial60 T1 GE T60

Fal

la B

orne

s de

60

kV (

Icc

= 2

,7 k

A)

0.020 s

Fal

la e

n 10

kV

(Ic

c =

1,1

6 kA

)

0.324 s

Parque Industrial60 T1 GE T60 IEC EI (IEC Curva C) Ipset: 4.70 sec.A Tpset: 0.15 :

Parque Industrial60 T1 GE T60 Ipset: 50.00 sec.A Tset: 0.00 s :

51 Tr Par.Industrial(60kV)

Date: 5/1/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 59. Curvas de actuación de las funciones de sobrecorriente de fase del devanado de

60 kV de la S.E. Parque Industrial (ajuste actual considerando el proyecto)






11.1 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE TIERRA

El devando de 10 kV es en conexión delta por el cual no se tiene habilitado la fucnión de

sobrecorriente de tierra en este nivel de tensión. En Figura 60 se muestra el tiempo de

activación de la función de sobrecorriente de tierra para diferentes ubicaciones de falla en la

misa se observa que el tiempo de acivación para una falla en la barra de 60 kV de la S.E.

Concepción competiría con el tiempo de zona 2. Por lo tanto, se recomenda incrementar el

TMS de 0,15 a 0,19 y el umbral de arranque de tiempo definido disminuir de 2000 A a 1800 A y

temporizarlos en 50 ms, en la Figura 61 se muestra los tiempos de activación con

recomendación de ajustes.






10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]


Fa

lla m

on

ofá

sica

en

la b

arr

a 6

0 k

V (

3I0

=1

,4 k

A)

0.285 s

Fa

lla m

on

ofá

sica

bo

rne

s 6

0 k

V (

3I0

= 1

,9 k

A)

0.260 s

Fa

lla m

on

ofá

sica

Ba

rra

Co

nce

pci

ón

(3

I0 =

37

2 A

)

0.460 s

Parque Industrial60 T1 GE T60 IEC NI (IEC Curva A) Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 0.15 :

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 51N Tr Par.Industrial

Date:

Annex: /7

DIg

SIL

EN

T

Figura 60. Curvas de actuación de las funciones de sobrecorriente de tierra para fallas

monofásicas (ajuste actual)






10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]


Fa

lla m

onof

ásic

a en

la b

arra

60

kV (

3I0

=1,

4 k

A)

0.361 s

Fa

lla m

onof

ásic

a bo

rnes

60

kV (

3I0

= 1

,9 k

A)

Fa

lla m

onof

ásic

a B

arra

Con

cepc

ión

(3I0

= 3

72 A

)

0.583 s

Parque Industrial60 T1 GE T60 IEC NI (IEC Curva A) Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 0.19 :

Parque Industrial60 T1 GE T60 Ipset: 45.00 sec.A Tset: 0.00 s :

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 51N Tr Par.Industrial

Date:

Annex: /7

DIg

SIL

EN

T









SSOOBBRREECCOORRRRIIEENNTTEE DDEE LLOOSS TTRRAANNSSFFOORRMMAADDOORREESS DDEE LLAA SS..EE.. SSAALLEESSIIAANNOO

En la S.E. Salesiano se tiene dos (2) transformadores cuyas características son de 58/10 kV de

14 MVA y 58/10 MVA de 9 MVA. Cada transformador, las protecciones eléctricas se

encuentran protegidas por un relé GE modelo UR T60, en el cual se encuentra habilitado las

funciones de sobrecorriente para los devanados de 60 y 10 kV, tal como se muestra en la

Tabla 2 del presente informe.



devanados de 10 y 60 kV para una falla trifásica en la barra de 10 kV, considerando el

proyecto. De las simulaciones se concluye que el ingreso del proyecto no afecta el

comportamiento de las funciones de sobrecorriente de fases. Los tiempos de activación permite

reducir el TMS del devanado de 60 kV, si embargo no se reduce para tener en el futuro margen

para modificar ajustes cuando se tenga proyectos aguas abajo.

Asimimo, en la Figura 63 se muestra el tiempo de activación de la función de sobrecorriente del

devanado de 60 kV para fallas en la barra de 10 kV y fallas en bornes de 60 kV. Para mejorar

el desempeño, el umbral de arranque de tiempo definido se recomieda incrementar de 1200 A

a 1500 A y la temporización implementar en 50 ms.






100 1000 10000 100000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

10.00 kV

60.00 kV SALE010B\Cub_3(1)\Salesianos10 TP-009 GE T60 SALE060\Cub_2\Salesianos60 TP-009 GE T60

I =5340.165 pri.A

0.821 s

I =5162.159 pri.A

0.474 s

Salesianos60 TP-009 GE T60 IEC NI (IEC Curva A) Ipset: 3.25 sec.A Tpset: 0.23 Tripping Time: 0.821 s

Salesianos10 TP-009 GE T60 IEC NI (IEC Curva A) Ipset: 5.60 sec.A Tpset: 0.13 Tripping Time: 0.474 s

Salesianos60 TP-009 GE T60 Ipset: 30.00 sec.A Tset: 0.00 s Tripping Time: 9999.999 s

51 Tr 9MVA Salesianos

Date: 5/1/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


transformador de la S.E. Parque Industrial (ajuste actual considerando el proyecto)






100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV SALE060\Cub_2\Salesianos60 TP-009 GE T60

Fal

la 3

f bor

nes

60 k

V(I

cc=

3483

A)

Fal

la 3

f bor

nes

60 k

V(I

cc=

3483

A)

Fal

la 3

f bar

ra 1

0 kV

(Icc

=89

0 A

)

0.821 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 51 Tr 9MVA Salesianos (60kV)

Date:

Annex: /8

DIg

SIL

EN

T


60 kV de la S.E. Parque Industrial (ajuste actual considerando el proyecto)






100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]


Fa

lla 3

f b

orn

es

60

kV

(Icc

=3

48

3 A

)F

alla

3f

bo

rne

s 6

0 k

V(I

cc=

34

83

A)

Fa

lla 3

f b

arr

a 1

0 k

V(I

cc=

89

0 A

)

0.821 s

Salesianos60 TP-009 GE T60 IEC NI (IEC Curva A) Ipset: 3.25 sec.A Tpset: 0.23

Salesianos60 TP-009 GE T60 Ipset: 37.50 sec.A Tset: 0.00 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 51 Tr 9MVA Salesianos (60kV)

Date:

Annex: /8

DIg

SIL

EN

T


60 kV de la S.E. Parque Industrial (ajuste recomendado considerando el proyecto)







El devando de 10 kV es en conexión delta por el cual no se tiene habilitado la función de


activación de la función de sobrecorriente de tierra para diferentes ubicaciones de falla, cuyos

tiempos se considera adecuados. Sin embargo, se observa que existe margen para habilitar

una etapa de tiempo definido para detectar fallas en bornes del transformador. El ajuste

recomendado es 1500 A con una temporización de 100 ms, el cual se muestra en la Figura 66.






10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]


Fa

lla b

orn

es

de

60

kV

(3

I0=

34

70

A)

0.335 s

Fa

lla B

arr

a 6

0 k

V(3

I0 =

70

1 A

)

0.494 s

Fa

lla 1

f B

arr

a 6

0 k

V P

arq

.In

dsu

tria

l (3

I0=

14

8 A

)

0.890 s

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 51N Tr 9MVA Salesianos

Date:

Annex: /9

DIg

SIL

EN

T








10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]


Fal

la B

arra

60

kV(3

I0 =

701

A)

0.494 s

Fal

la 1

f Bar

ra 6

0 kV

Par

q.In

dsut

rial (

3I0=

148

A)

0.890 s

Fal

la b

orne

s de

60

kV (

3I0=

3470

A)

Salesianos60 TP-009 GE T60 IEC NI (IEC Curva A) Ipset: 0.50 sec.A Tpset: 0.26 :

Salesianos60 TP-009 GE T60 Ipset: 37.50 sec.A Tset: 0.05 s :


Date:

Annex: /9

DIg

SIL

EN

T


monofásicas (ajuste recomendado)








devanados de 10 y 60 kV para una falla trifásica en la barra de 10 kV, considerando el

proyecto, y en la Figura 68 se muestra sin considerar el proyecto. De las figuras se observa

que los tiempos de activación se encuentran en 300 ms en el devanado de 10 kV y 500 ms en

el devanado de 60 kV, las cuales se encuentran coordinados y estos son similares con el

proyecto y sin ella. Los tiempos se mantienen, pero se recomienda a ELECTROCENTRO

revisar el coordinamiento de los alimentadores.

Por otro lado, en la Figura 69 se muestra el tiempo de activación de la función de

sobrecorriente del devanado de 60 kV para fallas en la barra de 10 kV y fallas en bornes de 60

kV. Para mejorar el desempeño, el umbral de tiempo definido se recomieda incrementar el

arranque de 1500 A a 2000 A y la temporización implementar en 50 ms, tal como se muestra

en la Figura 70.






1000 10000 100000[pri.A]0.1

1

10

[s]

1000 10000

10.00 kV

60.00 kV SALE010A\Cub_5(1)\Salesianos10 TP-008 GE T60 SALE060\Cub_3\Salesianos60 TP-008 GE T60

Salesianos60 TP-008 GE T60 IEC VI (IEC Curva B) Ipset: 3.30 sec.A Tpset: 0.23 Tripping Time: 0.503 s



I =7096.526 pri.A

0.503 s

I =6859.976 pri.A

0.296 s


Date: 5/1/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


transformador de la S.E. Parque Industrial (ajuste actual sin considerar el proyecto)






1000 10000 100000[pri.A]0.1

1

10

[s]

1000 10000

10.00 kV

60.00 kV SALE010A\Cub_5(1)\Salesianos10 TP-008 GE T60 SALE060\Cub_3\Salesianos60 TP-008 GE T60




I =7139.861 pri.A

0.500 s

I =6901.865 pri.A

0.294 s


Date: 5/1/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 68. Curvas de actuación de las funciones de sobrecorriente de fases del transformador de la S.E. Parque Industrial (ajuste actual considerando el proyecto)






100 1000 10000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]


Fal

la 3

f bar

ra 1

0 kV

(Icc

= 1

190

A)

0.500 s

Fal

la b

orne

s 60

kV

(Icc

= 3

483

A)

0.020 s

Fal

la b

orne

s 60

kV

(Icc

= 3

483

A)

0.020 s

Salesianos60 TP-008 GE T60 Ipset: 30.00 sec.A Tset: 0.00 s

Salesianos60 TP-008 GE T60 IEC VI (IEC Curva B) Ipset: 3.30 sec.A Tpset: 0.23

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 51 Tr 14MVA Salesianos(60kV)

Date:

Annex: /10

DIg

SIL

EN

T


60 kV de la S.E. Salesianos (ajuste actual considerando el proyecto)






100 1000 10000[pri.A]0.01

0.1

1

10

100

[s]


Fal

la 3

f bar

ra 1

0 kV

(Icc

= 1

190

A)

0.500 s

Fal

la b

orne

s 60

kV

(Icc

= 3

483

A)

0.070 s


Salesianos60 TP-008 GE T60 IEC VI (IEC Curva B) Ipset: 3.30 sec.A Tpset: 0.23 :

ECP CC.HH. Runatullo II y Runatullo III 51 Tr 14MVA Salesianos(60kV)

Date:

Annex: /10

DIg

SIL

EN

T

Figura 70. Curvas de actuación de las funciones de sobrecorriente de fase del devanado de 60 kV de la S.E. Salesianos (ajuste recomendado considerando el proyecto)







El devando de 10 kV es en conexión delta por el cual no se tiene habilitado la función de


activación de la función de sobrecorriente de tierra para diferentes ubicaciones de falla, cuyos

tiempos se considera adecuados. Sin embargo, se observa que existe margen para habilitar

una etapa de tiempo definido para detectar fallas en bornes del transformador. El ajuste

recomendado es 1600 A con una temporización de 50 ms, el cual se muestra en la Figura 72.






100 1000 10000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]


Fal

la 1

f Bar

ra 6

0 kV

(3I

0=1,

1 kA

)

0.176 s

Fal

la 1

f Bor

nes

60 k

V(3

I0 =

3,1

kA

)

0.058 s

Fal

la 1

f B

arra

60

kV P

ar.I

ndus

tria

l (3I

0=22

5 kA

)

1.097 s

Fal

la 1

f Bar

ra 6

0 kV

Hua

yuca

chi (

3I0=

0,3

kA)

0.759 s


Date:

Annex: /11

DIg

SIL

EN

T








100 1000 10000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]


Fal

la 1

f Bar

ra 6

0 kV

(3I

0=1,

1 kA

)

0.176 s

Fal

la 1

f Bor

nes

60 k

V(3

I0 =

3,1

kA

)

0.058 s

Fal

la 1

f Bar

ra 6

0 kV

Par

.Indu

stri

al (

3I0=

225

kA)

1.097 s

Fal

la 1

f Bar

ra 6

0 kV

Hua

yuca

chi (

3I0=

0,3

kA)

0.759 s

Salesianos60 TP-008 GE T60 IEC VI (IEC Curva B) Ipset: 1.30 sec.A Tpset: 0.20 :



Date:

Annex: /11

DIg

SIL

EN

T


monofásicas (ajuste recomendado)







SSOOBBRREECCOORRRRIIEENNTTEE DDEELL TTRRAANNSSFFOORRMMAADDOORR CCOONNCCEEPPCCIIÓÓNN

En la S.E. Concepción se tiene un (1) transformadores cuya característica es de 60/13,2/6 kV

de 10-13 MVA. El transformador se encuetra protegida por un relé GE modelo UR T60, en el

cual se encuentra habilitado las funciones de sobrecorriente para los devanados de 60 y 10 kV

y diferencial de corriente. Asimismo, también en el devanado de 60 kV se encuentra habilitado

un relé Alsthom modelo MCGGB2 y en el devanado de 13,2 kV se encuentra implementada un

relé GE modelo F650. El resumen de ajustes se muestra en la Tabla 2 del presente informe. La

empresa ELECTROCENTRO no ha suministrado los paramentros del transformador, por lo

cual para el presente informe se ha considerado los niveles de tensión suministrados por

ELECTROCENTRO y las potencias de cortocircuitos de la base de datos del Digsilent

descargada de la página de COES.

13.1 FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASES DEL TRANSFORMADOR

Considerando la información dispobible, en la Figura 73 se muestra el tiempo de activación de

las funciones de sobrecorriente de los devanados de 13,2 y 60 kV para una falla trifásica en la

barra de 13,2 kV, considerando el proyecto. De las simulación se concluye que el ingreso del

proyecto no afecta el comportamiento de las funciones de sobrecorriente de fases. Los tiempos

de activación permite reducir el TMS del devanado de 60 kV e incrmentar del devanado de 13,2

kV, si embargo no se reduce debido a que no tiene la información exacta de los parámetros de

los transformadores. Por tal motivo, a ELECTROCENTRO se le recomeinda revisar los ajustes

del sistema de protección del transformador teniendo en cuanta el equipamiento dispobible en

13,2 kV.






10 100 1000 10000[pri.A]0.01

0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

60.00 kV

13.20 kV CONCE060\Cub_11(1)\Concepción60 T1 MCGG CONCE013\Cub_6(1)\Concepción13 T1 GE T60

CONCE060\Cub_11(1)\Concepción60 T1 GE T60

Concepción60 T1 GE T60 IEC EI (IEC Curva C) Ipset: 4.75 sec.A Tpset: 0.30 Tripping Time: 3.715 s

Concepción60 T1 MCGG Extremely Inverse IEC 255-3 Ipset: 4.50 sec.A Tpset: 0.30 Tripping Time: 3.282 s

Concepción60 T1 GE T60 Ipset: 55.00 sec.A Tset: 0.00 s Tripping Time: 9999.999 s

Concepción60 T1 MCGG Ipset: 49.50 sec.A Tset: 0.04 s Tripping Time: 9999.999 s

Concepción13 T1 GE T60 IEC VI (IEC Curva B) Ipset: 3.60 sec.A Tpset: 0.13 Tripping Time: 0.425 s

I =487.800 pri.A

0.425 s

I =518.936 pri.A

3.282 s

3.715 s

51 Tr Concepción

Date: 5/4/2014

Annex: D

IgS

ILE

NT


transformador de la S.E. Concepción (ajuste actual considerando el proyecto), para una falla trifásica en la barra de 13,2 kV

13.2 Función sobrecorriente de tierra del transformador

Considerando la información dispobible, en la Figura 74 se muestra el tiempo de activación de

las funciones de sobrecorriente de los devanados de 13,2 y 60 kV para una falla monofásica en

la barra de 13,2 kV, considerando el proyecto. De las simulaciones se concluye que el ingreso

del proyecto no afecta el comportamiento de las funciones de sobrecorriente de tierra. Por tal

motivo, a ELECTROCENTRO se le recomeinda revisar los ajustes del sistema de protección

del transformador teniendo en cuanta el equipamiento dispobible en 13,2 kV. Asimismo, en la

Figura 75 se muestra los tiempos de activación para una falla monofásica en 60 kV en la S.E.






Jauja, cuyo tiempo coordina adecuadmaente con los tiempos de la activación de la función

distancia de la línea.

10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

60.00 kV



Concepción60 T1 GE T60 IEC NI (IEC Curva A) Ipset: 2.60 sec.A Tpset: 0.17 Tripping Time: 0.802 s


Concepción60 T1 MCGG Standard Inverse IEC 255-3 Ipset: 1.50 sec.A Tpset: 0.15 Tripping Time: 0.511 s



3*I0 =908.981 pri.A

0.339 s

3*I0 =448.883 pri.A

0.511 s

0.802 s

51N Tr Concepción

Estudio de estabilidad Transitoria CC.HH. Runatullo II y Runatullo III

Date:

Annex: /23

DIg

SIL

EN

T

Figura 74. Curvas de actuación de las funciones de sobrecorriente de tierra del transformador de la S.E. Concepción (ajuste actual considerando el proyecto), para una falla monofásica en la

barra de 13,2 kV






10 100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

100 1000 10000

60.00 kV





Concepción60 T1 MCGG Standard Inverse IEC 255-3 Ipset: 1.50 sec.A Tpset: 0.15 Tripping Time: 0.511 s



3*I0 =908.981 pri.A

0.339 s

3*I0 =448.883 pri.A

0.511 s

0.802 s

51N Tr Concepción

Estudio de estabilidad Transitoria CC.HH. Runatullo II y Runatullo III

Date:

Annex: /23

DIg

SIL

EN

T


transformador de la S.E. Concepción (ajuste actual considerando el proyecto), para una falla monofásica en la barra de 13,2 kV






1144.. VVEERRIIFFIICCAACCIIÓÓNN DDEE LLOOSS AAJJUUSSTTEESS AACCTTUUAALLEESS DDEE LLAA PPRROOTTEECCCCIIÓÓNN DDEE LLAA

LLÍÍNNEEAA LL--66007700 ((PPAARRQQUUEE IINNDDUUSSTTRRIIAALL –– HHUUAAYYUUCCAACCHHII)) DDEE 6600 kkVV EENN LLAA

PPAARRQQUUEE IINNDDUUSSTTRRIIAALL

La línea L-6070 (parque Industrial – Huayucachi) de 60 kV en la S.E. Parque industrial esta

protegida por un relé multifunción GE modelo UR D60 con los ajustes que se muestran en el

anexo 1 y el resumen de la función sobrecorriente que se muestra en la Tabla 2 del presente

informe.

14.1 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DISTANCIA

En el relé GE D60 solo se tiene habilitada dos zonas de protección y ambas hacia delante.

Además, los ajustes de la zona 1 y zona 2 son mucho menores al alcance de la impedancia de

la línea, tal como se muestra en las Figura 76. Con el ingreso de las CC.HH. Runatullo existe

flujo en la dirección Parque Industrial a Huayucachi por lo cual es necesario que los ajustes

estén habilitado correctamente.

Para definir los ajustes se tiene en cuenta la derivación existente en la S.E. Salesianos.

Además, la línea es de doble terna con puentes cerca de Parque Industrial, en la S.E.

Salesianos y cerca de la S.E. Huayucachi.






8.757.506.255.003.752.501.25-1.25-2.50-3.75-5.00-6.25-7.50-8.75-10.0-11.3 [pri.Ohm]

16.3

15.0

13.8

12.5

11.3

10.0

8.75

7.50

6.25

5.00

3.75

2.50

1.25

-1.25

-2.50

-3.75

-5.00

-6.25

-7.50

-8.75

-10.0

-11.3

-12.5

-13.8

-15.0

-16.3

[pri.Ohm]

PQIND060\Cub_6\Parq.Industrial60 L6070 GE D60

21 L6070 Parq.Industrial

Date: 5/1/2014

Annex: Figura 76. Ajustes actuales de la función distancia de línea L-6070 de la S.E. Parque

Industrial

PHASE DISTANCE Z1:

La zona 1 lo ajustamos igual al 0,85% de la impedancia de la línea, considerando que la línea

es paralela.

Reach = 0,85*7,21 = 6,13 Ω (0,61 Ωsecundario)

La temporización lo ajustamos igual a 200 ms, con el objetivo de coordinar con la función de

sobrecorriente de los transformadores para fallas en los bujes de los transformadores.

Delay = 0,20 segundos

PHASE DISTANCE Z2:

La zona 2 lo ajustamos como el 1,20% de la impedancia de la línea, considerando que la línea

es paralela.







La temporización lo ajustamos igual a 400 ms.


PHASE DISTANCE Z3:

La zona 3 lo ajustamos como el 1,20% de la impedancia de la línea, considerando el ultimo

tramo de la línea con doble impedancia debido que este podrá ser cuando se rompe el

conductor y hace contacto a tierra el lado Huayucachi.


La temporización lo ajustamos igual a 800 ms.


PHASE DISTANCE Z4:

La zona 4 lo ajustamos como el 50% de la impendacia de la línea reversa.


La temporización lo ajustamos igual a 1 segundo.


RESUMEN DE AJUSTES:

En la Tabla 52 se muestra el resumen de ajustes de la función distancia.

Tabla 52. Ajustes de la función distancia para fallas entre fases

PARAMETER PHASE

DISTANCE Z1

PHASE DISTANCE

Z2

PHASE DISTANCE

Z3

PHASE DISTANCE Z4

Distance Shape Graph View View View View

Function Enabled Enabled Enabled Enabled

Direction Forward Forward Forward Reversa

Shape Mho Mho Mho Mho

Xfmr Vol Connection None None None None

Xfmr Curr Connection None None None None

Reach 0.61 ohms 0.87 ohms 1.51 ohms 0.52 ohms

RCA 60 deg 60 deg 60 deg 60 deg

Comp Limit 90 deg 90 deg 90 deg 90 deg

DIR RCA 60 deg 60 deg 60 deg 60 deg

DIR Comp Limit 90 deg 90 deg 90 deg 90 deg

Quad Right Blinder 10.00 ohms 10.00 ohms 10.00 ohms 10.00 ohms

Quad Right Blinder RCA 85 deg 85 deg 85 deg 85 deg

Quad Left Blinder 10.00 ohms 10.00 ohms 10.00 ohms 10.00 ohms

Quad Left Blinder RCA 85 deg 85 deg 85 deg 85 deg

Supervision 0.200 pu 0.200 pu 0.200 pu 0.200 pu

Volt Level 0.000 pu 0.000 pu 0.000 pu 0.000 pu

Delay 0.200 s 0.400 s 0.800 s 1.000 s






PARAMETER PHASE

DISTANCE Z1

PHASE DISTANCE

Z2

PHASE DISTANCE

Z3

PHASE DISTANCE Z4

Distance Shape Graph View View View View

Block OFF OFF OFF OFF

Target Latched Latched Latched Latched

Events Enabled Enabled Enabled Enabled

Tabla 53. Ajustes de la función distancia para fallas a tierra

PARAMETER GROUND

DISTANCE Z1

GROUND DISTANCE

Z2

GROUND DISTANCE

Z3

GROUND DISTANCE

Z4 Distance Shape

Graph View View View View

Function Enabled Enabled Enabled Enabled

Direction Forward Forward Forward Reversa

Shape Mho Mho Mho Mho

Z0/Z1 Mag 3.39 3.39 3.39 3.39

Z0/Z1 Ang 8 deg 8 deg 8 deg 8 deg

Z0M Z1 Mag 0 0 0 0

Z0M Z1 Ang 0 deg 0 deg 0 deg 0 deg

Reach 0.61 ohms 0.87 ohms 1.51 ohms 0.52 ohms

RCA 60 deg 60 deg 60 deg 60 deg

Comp Limit 90 deg 90 deg 90 deg 90 deg

DIR RCA 60 deg 60 deg 60 deg 60 deg

DIR Comp Limit 90 deg 90 deg 90 deg 90 deg

Quad Right Blinder 10.00 ohms 10.00 ohms 10.00 ohms 10.00 ohms

Quad Right Blinder RCA

85 deg 85 deg 85 deg 85 deg

Quad Left Blinder 10.00 ohms 10.00 ohms 10.00 ohms

10.00 ohms

Quad Left Blinder RCA

85 deg 85 deg 85 deg 85 deg

Supervision 0.200 pu 0.200 pu 0.200 pu 0.200 pu

Volt Level 0.000 pu 0.000 pu 0.000 pu 0.000 pu

Delay 0.200 s 0.400 s 0.800 s 1.000 s

Block OFF OFF OFF OFF

Target Latched Latched Latched Latched

Events Enabled Enabled Enabled Enabled

En la Figura 77 se muestra el diagrama de impedancia considerando los ajustes actuales.

Estos ajustes se consideran adecudos debido a que con estos no detectan fallas en otro nivel

de tensión.






10.59.007.506.004.503.001.50-1.50-3.00-4.50-6.00-7.50-9.00-10.5-12.0-13.5 [pri.Ohm]

18.0

16.5

15.0

13.5

12.0

10.5

9.00

7.50

6.00

4.50

3.00

1.50

-1.50

-3.00

-4.50

-6.00

-7.50

-9.00

-10.5

-12.0

-13.5

-15.0

-16.5

-18.0

-19.5

[pri.Ohm]

PQIND060\Cub_6\Parq.Industrial60 L6070 GE D60

21 L6070 Parq.Industrial

Date: 5/1/2014

Annex: Figura 77. Diagrama de impedancia con los ajustes recomendados

14.2 FUNCIÓN DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE

Esta función se habilita en dirección Paque industrial a Huayucach.

14.2.1 sobrecorrrriente de fases

Se recomienda habilitar una curva de tiempo definido.


La corriente se ajusta igual a 600 A.






I > = 600 A

Tiempo se ajusta en 1,2 segundos

14.2.2 función sobrecorriente de tierra

Primera etapa:


Curva de tiempo inverso, IEC Curve A (IEC-NI).


3I0 > = 60 A (0,2 pu ajustado en el relé)

TMS = 0,17

Segunda etapa:





3I0 > = 540 A (1,8 pu ajustado en el relé)

La temporización en 250 ms para rápidamente para fallas cerca de la S.E. Parque Industrial.







100 1000 10000[pri.A]0.1

1

10

[s]

60.00 kV PQIND060\Cub_6\Parq.Industrial60 L6070 GE D60

Fal

la m

onof

ásic

a sa

lida

(3I0

=23

94 A

)

0.270 s

Fal

la 1

f Hua

yuca

chi (

3I0=

250

A)

0.823 s

Fal

la 1

f Sal

esia

nos

(3I0

=57

5 A

)

0.270 s

Overcurrent elements (F50 - F51 - F46) IEC Curve A Ipset: 1.00 sec.A Tpset: 0.17

Overcurrent elements (F50 - F51 - F46) Ipset: 9.00 sec.A Tset: 0.25 s

ECP CC.HH. RUNATULLO I Y RUNATULLO II 67N L6070 Parq.Industrial

Date: 5/2/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Figura 78. Curvas de actuación de la función de sobrecorriente de tierra para fallas

monofásicas (ajuste actual de la curva de tiempo inverso y ajuste recomendado de tiempo definido)






1155.. CCOONNCCLLUUSSIIOONNEESS YY RREECCOOMMEENNDDAACCIIOONNEESS

Para el ingreso del proyecto se está modificando la configuración de la S.E. Concepción y

se está instaldno el sistema de protección de las líneas L-6072 (Concepción – Jauja) de 60

kV y L-6078 (Concepción – Parque Industrila) de 60 kV, con lo cual se esta mejorando el

sistema de protección del área de influencia.

Los ajustes de las funciones de protección de los grupos de las Centrales Hidroeléctricas

Runatullo II (G1 y G2) y Runatullo III (G1 y G2) deben ser implementadas tal como es

definida en el numeral 5.2 del presente informe.

Las funciones de protección del transformador 60±2*2,5%/10 kV de la C.H. Runatullo II

deben ser implementadas tal como es definida en el numeral 5.3 del presente informe.

Las funciones de protección del transformador 60±2*2,5%/33/10 kV de la C.H. Runatullo III

deben ser implementadas tal como es definida en el numeral 5.4 del presente informe.

Las funciones de protección de la línea Runatullo II – Runatullo III de 60 kV deben ser

implementadas tal como es definida en el numeral 6 del presente informe.

Las funciones de protección de la línea Runatullo III – Concepción de 60 kV deben ser

implementadas tal como es definida en el numeral 7 del presente informe.

Las funciones de protección de la línea L-6072 (Concepción – Jauja) de 60 kV en la S.E.

Concepción deben ser implementadas tal como es definida en el numeral 8 del presente

informe.

Las funciones de protección de la línea L-6078 (Concepción – Parque Industrial) de 60 kV

en la S.E. Concepción deben ser implementadas tal como es definida en el numeral 9 del

presente informe.

En el área de influencia, para las funciones de sobrecorriente de fases y tierra, se

recomienda implementar los ajustes sombreados que se muestran en la siguiente tabla, las

cuales fueron estableciods en los numerales 10, 11, 12, 13 y 14, los ajustes que no se

encuentran sobreados se recomienda mantener a los actuales.

S.E. Equipo/



I> (*In) / A

Curva Dial I>>(pu)

o %IB

T>> (seg.)

Huayucachi L-6631 (Huayucachi-Salesianos – Parque Industrial) de 60 kV

60 TC: 600/1 A

TT: 60/0,10 kV Siemens / 7SJ6222

67 450 A IEC NI 0,09 3000 A 0,10

67N 72 A IEC NI 0,16 3000 A 0,10

Huayucachi L-6632 (Huayucachi-

Huancayo Este) de 60 kV 60

TC: 300/1 A TT: 60/0,10 kV

GE UR / L90 y F60

51/50 0.500 pu IEC Curve A 0,15 8.700 pu 0,20

51N/50N 0.140 pu Definite Time 0,40 seg. 1,300 pu 0,30

Salesianos Llegada L-6631 60 TC: 300/5 A

TT: 66/0,10 kV GE / F650

51/50 5,65 A IEC Curve A 0,12 27,00 A 0,05

51N/50N 2,00 A IEC Curve A 0,22 24,00 A 0,05

Salesianos Tr 14 MVA

60 TC: 250/5 A

TT: 66/0,10 kV GE UR /

T60

51/50 0.660 pu IEC Curve B 0,23 8.000 pu 0,05


10 TC: 1500/5 A 51/50 0.620 pu IEC Curve B 0,14 -- --

51N/50N -- -- -- -- --

Salesianos Tr 9 MVA 60 TC: 200/5 A GE UR / 51/50 0.650 pu IEC Curve A 0,23 7.500 pu 0,05






S.E. Equipo/



I> (*In) / A

Curva Dial I>>(pu)

o %IB

T>> (seg.)

TT: 66/0,10 kV T60 51N/50N 0.100 pu IEC Curve A 0,26 7.500 pu 0,05

10 TC: 700/5 A 51/50 1.120 pu IEC Curve A 0,13 -- --

51N/50N -- -- -- -- --

Parque Industrial

L-6070 (Parque Industrial – Salesianos)

60 TC: 300/5 A

TT: 60/0,10 kV GE UR /

D60

51/50 -- -- -- 2,00 pu 1,20

51N/50N 0.20 pu IEC Curve A 0,17 1,80 pu 0,250

Parque Industrial

L-6078 (Parque Industrial – Concepción)

60 TC: 100/5 A

TT: 60/0,10 kV GE UR /

D60

51/50 1,600 pu IEC Curve B 0,25 -- --

51N/50N 0.800 pu IEC Curve A 0,10 -- --

Parque Industrial

Tr 9 MVA

60 TC: 200/5 A

TT: 66/0,10 kV GE UR /

T60

51/50 0.939 pu IEC Curve C 0,15 10.000 pu 0,050


10 TC: 1200/5 A 51/50 0.936 pu IEC Curve C 0,08 -- --

51N/50N -- -- -- -- --

Concepción Transformador

60/13,2 kV 10MVA

60 TC: 100/5 A

TT: 66/0,10 kV

Alsthom / MCGG

51/50 0.90 pu EI 0,30 11*I> 0,00

51N/50N 0,30 pu SI 0.15 31*I> 0,00

GE UR / T60

51/50 0.950 pu IEC Curve C 0,30 11,000 pu 0,00

51N/50N 2,600 pu IEC Curve A 0.17 22.000 pu 0,00

13.2 TC: 600/5 A GE UR/T60

GE/F650

51/50 0.720 pu(3,60 A)

IEC Curve B 0,13 -- --

51N/50N 0,417 pu(2,08 A)

IEC Curve A 0.14 -- --

Jauja (Xauxa)

Transformador 7 MVA

58 TC: 100/5 A

TT: 66/0,10 kV

GE UR / T60

51/50 0.650 pu IEC Curve C 0,50 7.000 pu 0,10


13.9 TC: 400/5 A

51/50 0.6000 pu IEC Curve C 0.45 -- --

51N/50N 0.320 pu IEC Curve B 0,15 -- --

Las funciones de protección de la línea L-6070 (Parque Industrial - Huayucachi) de 60 kV en

la S.E. Parque Industrial deben ser implementadas tal como es definida en el numeral 14 del

presente informe.






1166.. BBIIBBLLIIOOGGRRAAFFÍÍAA

[1]. Informe de criterios de coordinamiento de protecciones del COES.

[2]. Diagramas unifilares y ajustes actuales del sistema de protección de los grupos de las

CC.HH. Runatullo.

[3]. Manual del relé de protección de unidad de generación de marca Siemens modelo

7UM623.

[4]. Manual del relé de protección de transformador marca ABB modelo RET670

[5]. Manual del relé de protección de transformador marca ABB modelo REC670

[6]. Manual del relé de protección de transformador marca ABB modelo RED670

1177.. AANNEEXXOOSS

01. Resumen de ajustes actaules del área influencia.

02. Diagrama unifilar del sistema de protección de las instaciones del proyecto.






ANEXO 1

(Resumen de ajustes actuales del área de

influencia)






Relé GE D60 de la L-6632 (Huayucachi – Huancayo Este) de 60 kV en la S.E. Huayucachi:






Relé GE F60 de la L-6632 (Huayucachi – Huancayo Este) de 60 kV en la S.E. Huayucachi:






Relé GE D60 de la L-6070 (Parque industrial – Huayucachi) de 60 kV en la S.E. Parque

Industrial:






Relés GE D60 de la L-6078 (Parque Industrial – Concepción) de 60 kV de la S.E. Parque

Industrial:






ANEXO 2

(Diagramas de Protección)

B

Fecha Nombre Aprobado

.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

N

WE

RE

SE

RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FO

RM

ATIO

N C

ON

TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

SU

RE

TO

TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM1

PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU2Esquemas de principio de protección,Portada

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G. T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

ALO\

Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U2

GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.

S.E RUNATULLO II

8

Cliente:

Nombre de proyecto:

Orden:

Subestación:

Equipamiento:

Título:

Cod. de planos

Campo


INTERCONEXION AL SEIN DE LAS CCHH RUNATULLO II Y RUNATULLO III

OS1286089000

S.E. RUNATULLO II

BAHIAS EN EL ALCANCE DEL PROYECTO

ESQUEMAS DE PRINCIPIO DE PROTECCION, CONTROL Y MEDIDA

PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU2

Rev. Fecha Aprobado por Descripción

Rev. 0

Rev. 1

10-01-13

06-05-13

M. Sandoval

M. Sandoval

Emisión inicial

Para Fabricación

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

N

WE

RE

SE

RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FO

RM

ATIO

N C

ON

TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

SU

RE

TO

TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM2

PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU2Esquemas de principio de protección,Indice

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G. T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

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Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U2


S.E RUNATULLO II

8

ReferenciaHoja Descripción Fecha Autor Código de plano

1 Esquemas de principio de protección, control y medida Portada 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.2 Esquemas de principio de protección, control y medida Indice 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.3 Esquemas de principio de protección, control y medida Simbología 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.4 Esquemas de principio de protección, control y medida Simbología 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.5 Esquemas de principio de protección, control y medida Diagrama unifilar general S.E Cinco Manantiales 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.6 Esquemas de principio de protección, control y medida Protección de bahía línea L1 a S.E. Carhuamayo 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.7 Esquemas de principio de protección, control y medida Control y medición de bahía línea L1 a S.E. Carhuamayo 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.8 Esquemas de principio de protección, control y medida Diagrama de bloque de protección de bahía línea L1 a S.E Carhuamayo 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

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alm

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Nom

bre

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Libr

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CR

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LL R

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TS

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DO

CU

ME

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D IN

TH

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FO

RM

ATIO

N C

ON

TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

SU

RE

TO

TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM3

PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU2Esquemas de principio de protección,Simbología

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G. T.L. LL

C:\U

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Desk

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RABA

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GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U2


S.E RUNATULLO II

8

ION 8650

MW-h

MVAR-h

A

D

MEDIDOR

DE ENERGIA

Seccionador

(Enclavamiento Mecanico)

Seccionador de linea

Interruptor de Potencia

Pararrayos

Transformadores de Corriente

Símbolo : Descripción : Símbolo : Descripción : Símbolo : Descripción :

+ Cuchilla de PAT

Trampa de Onda

P1

P2

P1

P2

P1

P2

P1

P2

Transformadores de tensióntipo capacitivo 2 nucleos secundarios

Reactor

Compensador estático

Autotransformador

Transformador de 2 devanados

Medidor de energía

- XT1

Bloque de pruebas

Comunicación via F.O multimodo

MCB

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

N

WE

RE

SE

RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FO

RM

ATIO

N C

ON

TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

SU

RE

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TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM4


10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G. T.L. LL

C:\U

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GONZ

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Desk

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RABA

JOS

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PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

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CZ\R

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ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U2


S.E RUNATULLO II

8

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SMBRREC O->I

1/3ph1

=79

SDDRFUF

=RFUF

ECPSCH EFC

=85

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=68

ZpsbZMRPSB

ZCPSCH ZCOM

=85

=52PD

CCRPLD PD

DTTCOM

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

L3CPDIF 3ID/I>

=87L

SESRSYN

=25

SC/VC

=59

OV2PTOV 3U>

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

UV2PTUV

=27

3U<

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=46

I >BRCPTOC

TRPTTR

=49

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

CCSRDIF

=96TW

CTWS

T2WPDIF 3ID/I>

=87T

Símbolo : Descripción : Símbolo : Descripción : Símbolo : Descripción : Símbolo : Descripción :

PROTECCION DE BAHIA

TRIP

ABBRED670

A

V

A

W

Var

D

.

-FP1

Función de protección por sobrecorrientede fase instantánea

Función de protección por sobrecorrientede tierra instantánea

Función de sobrecorriente temporizada de fases(Cuatro etapas)

Función de sobrecorriente temporizada de tierra(Cuatro etapas)

Función protección falla interruptor

Función de sobretensión

Función de subtensión

Función de sincronismo

Esquema de comunicación para corrientedireccional a tierra

Función de supervisión de circuito de corriente

Función de lógica de disparos

Oscilopertubografo

Supervisión de falla fusible

Función de recierre

Función de detección de oscilación de potencia

Función discordancia de polos

Función verificación conductor roto

Función de protección diferencial de linea

PROTECCION Y CONTROLDE BAHIA

A

V

A

W

Var

D

TRIP

ABB

-FP2

RET670












Oscilopertubografo


Función de sobrecarga termica

Función diferencial de trafo dedos devanados

Esquema de comunicación para distancia

-BU1-F1

-QB9

-QC9

-QA1

-F1

-BI1

-T01

-BI2

-F2

-BI1

-F1

-BU1

-QA1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

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Nom

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RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

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RM

ATIO

N C

ON

TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

SU

RE

TO

TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM5

PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU2Esquemas de principio de protección,Diagrama unifilar general S.E Cinco Manantiales

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G. T.L. LL

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GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U2


S.E RUNATULLO II

8

=F1.Q01

=T1.Q02

=K1.Q01

=K1.Q02 =K1.Q03 =K1.Q04

-BU1

-F1

-QB9

-QC9

-QA1

-F1

-BI1

-T01

-BI2

-F2

-BI1

-F1

-BU1

-QA1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

N

WE

RE

SE

RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FO

RM

ATIO

N C

ON

TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

SU

RE

TO

TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM6

=A1.C01.CP01PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU2Esquemas de principio de protección,

Protección de bahía línea L1 a S.E. Carhuamayo

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G. T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

ALO\

Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U2


S.E RUNATULLO II

8

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SMBRREC O->I

1/3ph1

=79

SDDRFUF

=RFUF

ECPSCH EFC

=85

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=68

ZpsbZMRPSB

SESRSYN

=25

SC/VC

=59

OV2PTOV 3U>

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

UV2PTUV

=27

3U<

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

ZCPSCH ZCOM

=85

=52PD

CCRPLD PD

DTTCOM

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

=46

I >BRCPTOC

TRPTTR

=49

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

CCSRDIF

=96TW

CTWS

T2WPDIF 3ID/I>

=87T

L3CPDIF 3ID/I>

=87L

=A1.C01.CP01

-XT1 -XT2

3I

PROTECCION DE BAHIA

A

V

A

W

Var

D

.

ABB

-FP1

RED670PROTECCION Y CONTROLDE BAHIA

A

V

A

W

Var

D

ABB

-FP2

RET670

3U 3U

3I

3I

1U

-P11

-P11

TC1TC2

CC

TCS1TCS2

L-O

=K1.Q01

3U

3U

1U

3I

3I

3I

3I

TC1TC2

CC

TCS1TCS2

L-O

-BU1

-F1

-QB9

-QC9

-QA1

-F1

-BI1

-T01

-BI2

-F2

-BI1

-F1

-BU1

-QA1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

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anie

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Nom

bre

de P

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Libr

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da:

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SE

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PR

OD

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CLO

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IES

WIT

HO

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ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM7


Control y medición de bahía línea L1 a S.E.Carhuamayo

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G. T.L. LL

C:\U

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GONZ

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Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

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RUN

ATUL

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roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U2


S.E RUNATULLO II

8

SESRSYN

=25

SC/VC

.

MW-h

MVAR-h

A

D

MEDIDOR DE ENERGIA

60kV

=A1.C01.CP01

CONTROLADOR DE BAHIA

V

A

W

Var

D

CMD

CONTROL

INTERLOCKING

APC8

ABB

-FP2

RET670

OPEN / CLOSE -K1.Q01.QA1

OPEN / CLOSE -F1.Q01.QA1

OPEN / CLOSE -F1.Q01.QB9

-XU11

-XI11

3U

3I

-P11

-FP2-FP1

-FP1/-FP2

-FP2

-FP2

A

=K1.Q01

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

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.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

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.6.3 .4 .5 .7 .8

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S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM8


Diagrama de bloque de protección de bahía líneaL1 a S.E Carhuamayo

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G. T.L. LL

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ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U2


S.E RUNATULLO II

8

3.- Función de distancia de tierra.4.- Función de distancia de fases.

Notas:

2.-1.-

* Función como reserva no activada (No implementada).Función considerada como activada o desactivada según estudio de coordinación.

50-1

50N-1

51N/67N-2

51/67

EFPIOC

EF4PTOC

OC4PTOC

IED Función de ProtecciónOtra

Prim

aria

Sec

un

dari

a

GrupoProtección

Disparo60kV

-F1.Q01.QA1

TC2

TC1

Matríz Disparos Protección Linea - Trafo T01 60/10kV

Disparo10kV

-K1.Q01.QA1

TC2

TC1

87T T3WPDIF

PHPIOC IOC-1

PDIF

TOC-1

IEF-1

TEF-2

51/67 OC4PTOC TOC-2

50N-2 EFPIOC IEF-2

51N/67N-1 EF4PTOC TEF-1

50-2 PHPIOC IOC-2

27 UV2PTUV TUV-2 * *

49 TRPTTR TTR-2 * *59 OV2PTOV TOV-1

50BF-1 CCRBRF BFP-1

50BF-2 CCRBRF

ProtecciónMecánicas

Transformador

26Q

49W

63S

63P

71Q

80R

Disparo & BloqueoK86.T01

86T

CB.Bloqueo

-F1.

Q01

.QA

1

-K1.

Q01

.QA

1

50BF-1 CCRBRF BFP-1

BFP-2

50BF-2 CCRBRF BFP-2

(STEP1)

(STEP2)

(STEP1)

(STEP2)

Activación86T

Disparo &Bloqueo

-K86.T01

Arranque50BF

-F1.

Q01

.QA

1

-K1.

Q01

.QA

1

*

*RET 670Respaldo

-FP2

RED 670Principal

-FP1

21N ZMCPDIS ZM1 (3)

21 ZMCPDIS ZM1 (4)

50 PHPIOC IOC

67N EF4PTOC TEF

68 ZRMPSB PSD

59 OV2PTOV TOV

21SOFT ZCVPSOFT PSOFT

25 SESRSYN SYN

79 SMBRREC AR-1

85 DTT

85 ZCOM(ZCPSCH)

85 EFC(ECPSCH)

L3CPDIF L3D87L

* *

*

*

Condición Sincronismo

IED

Pri

nci

pal

IED

Res

pald

o

ArranqueAuto-Recierre

BloqueoRecierre

Recierre

-F1.

Q01

.QA

1

-F1.

Q01

.QA

1 Blo

queo

D

ista

cia

(21)

Teleprotección

-F1.

Q01

.QA

1

21 67N

DTT

*

*

TC1

TC2

-K1.Q02.QA1

TC1

TC2

-K1.Q03.QA1

50BF-1 CCRBRF BFP-1

50BF-1 CCRBRF BFP-1

(STEP1)

(STEP2)

**

*

*

**

*

**

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

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.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

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Hj.No.

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EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM1

PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU3Esquemas de principio de protección,Portada

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

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AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

Cliente:

Nombre de proyecto:

Orden:

Subestación:

Equipamiento:

Título:

Cod. de planos

Campo



OS1286089000

S.E. RUNATULLO III


ESQUEMAS DE PRINCIPIO DE PROTECCION, CONTROL Y MEDIDA

PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU3

Rev. Fecha Aprobado por Descripción

Rev. 0

Rev. 1

10-01-13

06-05-13

M. Sandoval

M. Sandoval

Emisión inicial

Para Fabricación

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

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.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

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DPTO. RESPONSABLE

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EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM2

PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU3Esquemas de principio de protección,Indice

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

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ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15


1 Esquemas de principio de protección, control y medida Portada 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.2 Esquemas de principio de protección, control y medida Indice 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.3 Esquemas de principio de protección, control y medida Simbología 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.4 Esquemas de principio de protección, control y medida Simbología 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.5 Esquemas de principio de protección, control y medida Simbología 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.6 Esquemas de principio de protección, control y medida Diagrama unifilar general S.E Concepcion 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.7 Esquemas de principio de protección, control y medida Protección de bahía línea L1 a S.E. Concepcion 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.8 Esquemas de principio de protección, control y medida Control y medición de bahía línea L1 a S.E. Concepcion 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.9 Esquemas de principio de protección, control y medida Diagrama de bloque de protección de bahía línea L1 a S.E Concepcion 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.10 Esquemas de principio de protección, control y medida Protección de bahía línea L2 a S.E. Runatullo II 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.11 Esquemas de principio de protección, control y medida Control y medición de bahía línea L2 a S.E. Runatullo II 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.12 Esquemas de principio de protección, control y medida Diagrama de bloque de protección de bahía línea L2 a S.E Runatullo II 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.13 Esquemas de principio de protección, control y medida Protección de bahía Transformador 60/33/10kV T01 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.14 Esquemas de principio de protección, control y medida Control y medición de bahía Transformador 60/33/10kV T01 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.15 Esquemas de principio de protección, control y medida Diagrama de bloque de protección de bahía Transformador 60/33/10kV T01 10-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

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.3Subst. Subst. Por

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S A

UT

HO

RIT

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ST

RIC

TLY

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EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM3


10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

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Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

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Proy

ecto

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EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

.

MW-h

MVAR-h

A

D

MEDIDOR

DE ENERGIA

Seccionador




Pararrayos


Símbolo : Descripción : Símbolo : Descripción : Símbolo : Descripción :

+ Cuchilla de PAT

Trampa de Onda

P1

P2

P1

P2

P1

P2

P1

P2


Reactor

Compensador estático

Autotransformador


Medidor de energía

- XT1

Bloque de pruebas

Comunicación via F.O multimodo

MCB

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

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B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

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Hj.No.

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EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM4


10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

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Desk

top\T

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ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

=21

ZMCPDIS 3Z<

HS 3

3

3

SFCV

=21SOFT

SOFT

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SMBRREC O->I

1/3ph1

=79

SDDRFUF

=RFUF

ECPSCH EFC

=85

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=68

ZpsbZMRPSB

ZCPSCH ZCOM

=85

=52PD

CCRPLD PD

L3CPDIF 3ID/I>

=87L

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=68

ZpsbZMRPSB

=52PD

CCRPLD PD

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

=21

ZMCPDIS 3Z<

HS 3

3

3

SFCV

=21SOFT

SOFT

ECPSCH EFC

=85

ZCPSCH ZCOM

=85

SMBRREC O->I

1/3ph1

=79

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SMBRREC O->I

1/3ph1

=79

SDDRFUF

=RFUF

ECPSCH EFC

=85

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=68

ZpsbZMRPSB

ZCPSCH ZCOM

=85

=52PD

CCRPLD PD

DTTCOM

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

L3CPDIF 3ID/I>

=87L

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=52PD

CCRPLD PD

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>


PROTECCION DE BAHIA

A

V

A

W

Var

D

TRIP

.

ABB

-FP1

RED670


Función de distancia de linea

Función de cierre sobrefalla

















Oscilopertubografo



A

V

A

W

Var

D

TRIP

ABB

-FP2

REL670

Función de distancia de linea

Función de cierre sobrefalla

















Oscilopertubografo


PROTECCION DE BAHIA

TRIP

ABBRED670

A

V

A

W

Var

D

.

-FP1












Oscilopertubografo









TRIP

ABBREC670

A

V

A

W

Var

D

.

-FP2











Oscilopertubografo




B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

N

WE

RE

SE

RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FO

RM

ATIO

N C

ON

TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

SU

RE

TO

TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM5


10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

ALO\

Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=52PD

CCRPLD PD

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

=59

OV2PTOV 3U>

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

UV2PTUV

=27

3U<

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=46

I >BRCPTOC

TRPTTR

=49

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

CCSRDIF

=96TW

CTWS

T3WPDIF 3ID/I>

=87T



TRIP

ABBREC670

A

V

A

W

Var

D

.

-FP2











Oscilopertubografo




PROTECCION DE BAHIA

A

V

A

W

Var

D

TRIP

ABB

-FP1

RET670











Oscilopertubografo


Función de sobrecarga termica

Función diferencial de trafo detres devanados

-BU1 -BU1

-L1

-F1-F1

-QB9-QB9

-QC9 -QC9

-BI1 -BI1

-QA1 -QA1

-QB1 -QB1

-QB1

-QA1

-F1

-F3

-F2

-BI1

-BI3

-T01

-BI2

-QA1

-BU1

-F1

-BI1

-BU1B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

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WE

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LL R

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. RE

PR

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UC

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N, U

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CLO

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TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM6

PEABB-PSNM13-OS1286089000-EP-SE-RU3Esquemas de principio de protección,Diagrama unifilar general S.E Runatullo III

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

ALO\

Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

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RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

=F1.Q01 =F1.Q02

=F1.Q03

=F1.WA1

=T1.Q04

=K1.Q01

=K1.Q02 =K1.Q03 =K1.Q04

-BU1

-L1

-F1

-QB9-QC9

-BI1

-QA1

-QB1

-BU1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

N

WE

RE

SE

RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FO

RM

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ED

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EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

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CLO

SU

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TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM7


Protección de bahía línea L1 a S.E. Concepcion

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

ALO\

Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

=21

ZMCPDIS 3Z<

HS 3

3

3

SFCV

=21SOFT

SOFT

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SMBRREC O->I

1/3ph1

=79

SDDRFUF

=RFUF

ECPSCH EFC

=85

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=68

ZpsbZMRPSB

ZCPSCH ZCOM

=85

=52PD

CCRPLD PD

L3CPDIF 3ID/I>

=87L

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=68

ZpsbZMRPSB

=52PD

CCRPLD PD

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

=21

ZMCPDIS 3Z<

HS 3

3

3

SFCV

=21SOFT

SOFT

ECPSCH EFC

=85

ZCPSCH ZCOM

=85

SMBRREC O->I

1/3ph1

=79

=A1.C01.CPM1

-XT1 -XT2

3I

3U 3U

1U

3I

1U

-P11

TC1TC2

CC

TCS1TCS2

L-O

=A1.C01.CPM2

1U

3I

3I

1U

=F1.WA1

-P113U

3U

-P113U =A1.C01.CPM3

PROTECCION DE BAHIA

A

V

A

W

Var

D

TRIP

.

ABB

-FP1

RED670PROTECCION Y CONTROLDE BAHIA

A

V

A

W

Var

D

TRIP

ABB

-FP2

REL670

ONDA PORTADORA

CH:4

Tx

Rx

CH:3

Tx

Rx

CH:2

Tx

Rx

CH:1

Tx

Rx

Hacia la S.E. Concepcion

-FP1/-FP2

=A1.C01.CPM3

1U-FP2

-BU1

-L1

-F1

-QB9-QC9

-BI1

-QA1

-QB1

-BU1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

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LL R

IGH

TS

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. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

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OR

DIS

CLO

SU

RE

TO

TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM8


Control y medición de bahía línea L1 a S.E.Concepcion

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

ALO\

Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

SESRSYN

=25

SC/VC

.

MW-h

MVAR-h

A

D

MEDIDOR DE ENERGIA

60kV

=A1.C01.CP01


A

V

A

W

Var

D

CMD

CONTROL

INTERLOCKING

APC8

ABB

-FP2

REL670




-FP2

-FP1

-FP1/-FP2

-XU11

-XI11

3U

3I

-P11

3U

3U

3I

3I

3I

-FP1/-FP2

-P113U

=A1.C01.CPM3

=F1.WA1

=A1.C01.CPM1

=A1.C01.CPM2-FP1/-FP2

1U

=A1.C01.CPM3-FP2

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

N

WE

RE

SE

RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FO

RM

ATIO

N C

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TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

SU

RE

TO

TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM9


Diagrama de bloque de protección de bahía líneaL1 a S.E Concepcion

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

ALO\

Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

Notas:

2.-1.-


IED Función de Protección

Prim

aria

Sec

un

dari

a

GrupoProtección

Matríz Disparos Protección Línea 60kV a S.E. Concepcion

CB.Bloqueo

Disparo60kV

-F1.Q01.QA1

TC2

TC1

-F1.

Q01

.QA

1

-F1.

Q01

.QA

1

Arranque50BF


IED

Pri

nci

pal

IED

Res

pald

o


BloqueoRecierre

Recierre

-F1.

Q01

.QA

1

-F1.

Q01

.QA

1 Blo

queo

D

ista

cia

(21)

RED 670Principal

-FP1

REL 670Respaldo

-FP2

Teleprotección

-F1.

Q01

.QA

1

21 67N

DTT

21N ZMCPDIS ZM1 (3)

21 ZMCPDIS ZM1 (4)

50 PHPIOC IOC

67N EF4PTOC TEF

68 ZRMPSB PSD

59 OV2PTOV TOV


25 SESRSYN SYN

79 SMBRREC AR-1

85 DTT

85 ZCOM(ZCPSCH)

85 EFC(ECPSCH)

67N EF4PTOC TEF

59 OV2PTOV TOV * * * * *

50 PHPIOC IOC * * * *

* * * *


* *

L3CPDIF L3D87L

25 SESRSYN SYN *

TC2

TC1

-F1.Q02.QA1

TC2

TC1

-F1.Q03.QA1

50BF CCRBRF BFP

50BF CCRBRF BFP

(STEP1)

(STEP2)

50BF CCRBRF BFP

50BF CCRBRF BFP

(STEP1)

(STEP2)

*

-F1.

Q02

.QA

1

-F1.

Q03

.QA

1

21 ZMCPDIS ZM1 (4)

-BU1

-F1

-QB9-QC9

-BI1

-QA1

-QB1

-BU1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

N

WE

RE

SE

RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FO

RM

ATIO

N C

ON

TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

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IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM10


Protección de bahía línea L2 a S.E. Runatullo II

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

ALO\

Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SMBRREC O->I

1/3ph1

=79

SDDRFUF

=RFUF

ECPSCH EFC

=85

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=68

ZpsbZMRPSB

ZCPSCH ZCOM

=85

=52PD

CCRPLD PD

DTTCOM

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

L3CPDIF 3ID/I>

=87L

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=52PD

CCRPLD PD

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

=A1.C01.CPM2

-XT1 -XT2

3I

3U 3U

1U

3I

1U

-P11

=A1.C01.CPM1

1U

3U

3U

TC1TC2

CC

TCS1TCS2

L-O

-P11

3I

3I

3I

PROTECCION DE BAHIA

ABBRED670

A

V

A

W

Var

D

.

-FP1


ABBREC670

A

V

A

W

Var

D

.

-FP2

-P11=A1.C01.CPM33U

1U

=F1.WA1

-FP1/-FP2

=A1.C01.CPM3

1U-FP2

-BU1

-F1

-QB9-QC9

-BI1

-QA1

-QB1

-BU1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

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LL R

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CLO

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TH

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HO

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S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM11


Control y medición de bahía línea L2 a S.E.Runatullo II

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

sers\

GONZ

ALO\

Desk

top\T

RABA

JOS

ABB\

PROY

ECTO

RUN

ATUL

LO\P

roye

cto G

CZ\R

ev.1\

Proy

ecto

GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

SESRSYN

=25

SC/VC

.

MW-h

MVAR-h

A

D

MEDIDOR DE ENERGIA

60kV

=A1.C01.CP02


A

V

A

W

Var

D

CMD

CONTROL

INTERLOCKING

APC8

ABB

-FP2

REC670




-FP2

-FP1

-FP1/-FP2

-XU21

-XI21

3U

3I

-P11

3U

3U

3I

3I

3I

-P11=A1.C01.CPM33U

1U

=F1.WA1

-FP1/-FP2=A1.C01.CPM1


=A1.C01.CPM3-FP2

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

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nto:

Nom

bre

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Libr

eria

usa

da:

CR

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DO

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RV

E A

LL R

IGH

TS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FO

RM

ATIO

N C

ON

TAIN

ED

TH

ER

EIN

. RE

PR

OD

UC

TIO

N, U

SE

OR

DIS

CLO

SU

RE

TO

TH

IRD

PA

RT

IES

WIT

HO

UT

EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM12


Diagrama de bloque de protección de bahía líneaL2 a S.E Runatullo II

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

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Desk

top\T

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GCZ.

EP\

PE

AB

B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

Notas:

2.-1.-



Matríz Disparos Protección Línea 60kV a S.E. Runatullo II

IED Función de Protección

Prim

aria

Sec

un

dari

a

GrupoProtección CB.

Bloqueo

Disparo60kV

-F1.Q01.QA1

TC2

TC1

-F1.

Q01

.QA

1

-F1.

Q01

.QA

1

Arranque50BF


IED

Pri

nci

pal

IED

Res

pald

o


BloqueoRecierre

Recierre

-F1.

Q01

.QA

1

-F1.

Q01

.QA

1 Blo

queo

D

ista

cia

(21)

RED 670Principal

-FP1

REC 670Respaldo

-FP2

Teleprotección

-F1.

Q01

.QA

1

21 67N

DTT

21N ZMCPDIS ZM1 (3)

21 ZMCPDIS ZM1 (4)

50 PHPIOC IOC

67N EF4PTOC TEF

68 ZRMPSB PSD

59 OV2PTOV TOV


25 SESRSYN SYN

79 SMBRREC AR-1

85 DTT

85 ZCOM(ZCPSCH)

85 EFC(ECPSCH)

67N EF4PTOC TEF

59 OV2PTOV TOV * * * *

50 PHPIOC IOC * * *

* * *

* *

L3CPDIF L3D87L

25 SESRSYN SYN *

TC2

TC1

-F1.Q02.QA1

TC2

TC1

-F1.Q03.QA1

50BF CCRBRF BFP

50BF CCRBRF BFP

(STEP1)

(STEP2)

50BF CCRBRF BFP

50BF CCRBRF BFP

(STEP1)

(STEP2)

*

*

*

**

*

*

**

*

*

*

*

-F1.

Q02

.QA

1

-F1.

Q03

.QA

1

-BU1 -QB1

-QA1

-F1

-F3

-F2

-BI1

-BI3

-T01

-BI2

-QA1

-BU1

-F1

-BI1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

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Nom

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S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM13


Protección de bahía Transformador 60/33/10kVT01

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

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GONZ

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Desk

top\T

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SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

=59

OV2PTOV 3U>

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

UV2PTUV

=27

3U<

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=46

I >BRCPTOC

TRPTTR

=49

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

CCSRDIF

=96TW

CTWS

T3WPDIF 3ID/I>

=87T

SESRSYN

=25

SC/VC

UV2PTUV

=27

3U<

=59

OV2PTOV 3U>

CCRBRF 3I>BF

=50BF

=51/67

0C4PTOC3I>

alt4

4

=51N/67N

EF4PTOCIN

SDDRFUF

=RFUF

ABRDRE

=95DR

DR

SMPPTRC

=94

=46

I >BRCPTOC

CCSRDIF

=96TW

CTWS

=52PD

CCRPLD PD

PHPIOC

=50

3I>>

EFPIOC

=50N

IN>>

=A1.C01.CP03

-XT1

3I

3U3I

1U

=A1.C01.CPM1

1U

PROTECCION DE BAHIA

A

V

A

W

Var

ABB

-FP1

RET670PROTECCION Y CONTROLDE BAHIA

ABBREC670

A

V

A

W

Var

D

.

-FP2

3U

=A1.C01.CPM2

1U

TC1TC2

CC

TCS1TCS2

L-O

-P11

3I

3I

3I

3I

3I

3I

3I

D

-P113U

1U

=K1.Q01

TC1TC2

CC

TCS1TCS2

L-O

=F1.WA1

-XT2A

D

-FP1/-FP2

-FP1/-FP2

3U

SEÑAL TENSION DEBARRA 33kV

(FUTURO)

INFORMACION FALTANTE PORENTREGAR POR EL CLIENTE.

-BU1 -QB1

-QA1

-F1

-F3

-F2

-BI1

-BI3

-T01

-BI2

-QA1

-BU1

-F1

-BI1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

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B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

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Hojas

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HO

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TLY

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RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM14


Control y medición de bahía Transformador60/33/10kV T01

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

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SN

M13

-OS

1286

0890

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P-S

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U3


S.E RUNATULLO III

15

SESRSYN

=25

SC/VC

.

MW-h

MVAR-h

A

D

MEDIDOR DE ENERGIA

60kV

=A1.C01.CP03


A

V

A

W

Var

D

CMD

CONTROL

INTERLOCKING

APC8

ABB

-FP2

REC670

OPEN / CLOSE -K1.Q01.QA1



-XU11

-XI11

3U

3I

-P11

3U

-FP2

-FP13I

3I

3I

-FP23I

-FP2

-FP1

3I3I

-FP13I

-FP11U

=K1.Q01

=F1.WA1

-FP1/-FP2=A1.C01.CPM1


-FP2=A1.C01.CPM3

3U

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

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B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

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Hj.No.

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F

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alm

acem

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Nom

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eria

usa

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CR

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LL R

IGH

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HIS

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RM

ATIO

N C

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TAIN

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TIO

N, U

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IES

WIT

HO

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EX

PR

ES

S A

UT

HO

RIT

YIS

ST

RIC

TLY

FO

RB

IDD

EN

.

C A

BB

SA

.

PSNM15


Diagrama de bloque de protección de bahíaTransformador 60/33/10kV T01

10-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

Rev. 1Rev. 0

06-05-1310-01-13

G.T.L. LL

C:\U

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Desk

top\T

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B-P

SN

M13

-OS

1286

0890

00-E

P-S

E-R

U3


S.E RUNATULLO III

15

Notas:

2.-1.-



50-1

50N-1

51N-2

51-1

EFPIOC

EF4PTOC

OC4PTOC

IED Función de ProtecciónOtra

Prim

aria

Sec

un

dari

a

GrupoProtección

Disparo60kV

-F1.Q03.QA1

TC2

TC1

Matríz Disparos Protección Trafo T01 60/33/10kV

Disparo10kV

-K1.Q01.QA1

TC2

TC1

87T T3WPDIF

PHPIOC IOC-1

PDIF

TOC-1

IEF-1

TEF-2

51-2 OC4PTOC TOC-2

50N-2 EFPIOC IEF-2

51N-1 EF4PTOC TEF-1

50-2 PHPIOC IOC-2

27 UV2PTUV TUV-2 * *

49 TRPTTR TTR-2 * *59 OV2PTOV TOV-1

50BF-1 CCRBRF BFP-1

50BF-2 CCRBRF

ProtecciónMecánicas

Transformador

26Q

49W

63S

63P

71Q

80R

Disparo & BloqueoK86.T01 86T

CB.Bloqueo 60kV

-F1.

Q01

.QA

1

50BF-1 CCRBRF BFP-1

BFP-2

50BF-2 CCRBRF BFP-2

(STEP1)

(STEP2)

(STEP1)

(STEP2)

Activación86T

Disparo &Bloqueo

-K86.T01

Arranque50BF

-F1.

Q03

.QA

1

-K1.

Q01

.QA

1

*

*RET 670Principal

-FP1


IED

Pri

nci

pal

IED

Res

pald

o

REC 670Respaldo

-FP2

67N EF4PTOC TEF

59 OV2PTOV TOV

25 SESRSYN SYN *

50BF-1 CCRBRF BFP-1

50BF-1 CCRBRF BFP-1

(STEP1)

(STEP2)

TC1

TC2

TC1

TC2

-F1.Q01.QA1 -F1.Q02.QA1 -K1.Q03.QA1

TC1

TC2

-K1.Q04.QA1

TC1

TC2

50BF-2 CCRBRF BFP-2

50BF-2 CCRBRF BFP-2

(STEP1)

(STEP2)

-F1.

Q03

.QA

1

-K1.

Q03

.QA

1

-K1.

Q04

.QA

1

-K1.

Q01

.QA

1

-F1.

Q02

.QA

1

CB.Bloqueo 10kV

50-1 PHPIOC IOC-1

50N-1 EFPIOC IEF-1

51-1 OC4PTOC TOC-1

51N-1 EF4PTOC TEF-1

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

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C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

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Nom

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MAT

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RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM1

PEABB-PSNM13-OS1286089000-LC-SE-CONEsquemas lógicos de controlPortada

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

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ATUL

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. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

Cliente

Nombre de proyecto

Orden

Subestación

Equipamiento

Título

Cod. de planos

Campo



OS1286089000

S.E. CONCEPCION


ESQUEMAS LOGICOS DE CONTROL

PEABB-PSNM13-OS1286089000-LC-SE-CON

Rev. Fecha. Aprobado por. Descripción

Rev 0.

Rev 1.

18-01-13

04-06-13

M. Sandoval

M. Sandoval

Para revisión

Emisión inicial

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

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F

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A

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MAT

ION

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DU

CTI

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RD

ISC

LOS

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HIR

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TIE

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XP

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AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

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OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM2

PEABB-PSNM13-OS1286089000-LC-SE-CONEsquemas lógicos de controlIndice

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32


1 Esquemas lógicos de control Portada 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.2 Esquemas lógicos de control Indice 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.3 Esquemas lógicos de control Simbología 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.4 Esquemas lógicos de control Principio de Operacion de Equipo Hibrido Compacto (PASS-MO RC) para L1 a S.E. Parque Industrial 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.5 Esquemas lógicos de control Niveles de mando y señalizacion Linea 60kV L1 a S.E. Parque Industrial 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.6 Esquemas lógicos de control Secuencia de maniobras: Energizar circuitos en la Barra 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.7 Esquemas lógicos de control Secuencia de maniobras: Des-energizar circuitos en la Barra 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.8 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Interruptor F1.Q01.QA1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.9 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L1 Apertura Interruptor F1.Q01.QA1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.10 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Seccionadores F1.Q01.QB1, F1.Q01.QB9 para Energización 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.11 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Seccionadores F1.Q01.QB9, F1.Q01.QC1 para Aterramiento de Linea L1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.12 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Seccionadores F1.Q01.QB1, F1.Q01.QC9 para Aterramiento de Barra 60kV 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.13 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L1 Apertura de Seccionadores de L1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.14 Esquemas lógicos de control Secuencia de maniobras: Esquema Verificación de Sincronismo Linea L1 60kV 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.15 Esquemas lógicos de control Niveles de mando y señalizacion Linea 60kV L2 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.16 Esquemas lógicos de control Secuencia de maniobras: Energizar circuitos en la Barra 60kV 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.17 Esquemas lógicos de control Secuencia de maniobras: Des-energizar circuitos en la Barra 60kV 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.18 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L2 Cierre Interruptor F1.Q02.QA1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.19 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L2 Apertura Interruptor F1.Q02.QA1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.20 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L2 Mando Seccionador Barra F1.Q02.QB1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.21 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L2 Mando Seccionador Línea F1.Q02.QB9 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.22 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L2 Mando Cuchilla PAT. F1.Q02.QC9 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.23 Esquemas lógicos de control Secuencia de maniobras: Esquema Verificación de Sincronismo Linea L2 60kV 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.24 Esquemas lógicos de control Niveles de mando y señalizacion Linea 60kV L3 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.25 Esquemas lógicos de control Secuencia de maniobras: Energizar circuitos en la Barra 60kV 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.26 Esquemas lógicos de control Secuencia de maniobras: Des-energizar circuitos en la Barra 60kV 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.27 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L3 Cierre Interruptor F1.Q04.QA1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.28 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L3 Apertura Interruptor F1.Q04.QA1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.29 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L3 Mando Seccionador Barra F1.Q04.QB1 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.30 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L3 Mando Seccionador Línea F1.Q04.QB9 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.31 Esquemas lógicos de control Bahía de Linea 60kV L3 Mando Cuchilla PAT. F1.Q04.QC9 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.32 Esquemas lógicos de control Secuencia de maniobras: Esquema Verificación de Sincronismo Linea L3 60kV 18-01-13 L. Lloza GCZ SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION S.A.C.

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

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PEABB-PSNM13-OS1286089000-LC-SE-CONEsquemas lógicos de controlSimbología

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NM

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S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

t 0

&

≥1

Seccionador




Pararrayos


Simbolo : Descripción :

AND (Inclusión)

OR (Disyuntiva)

Simbolo : Descripción : Simbolo : Descripción :

+ Cuchilla de PAT

Trampa de Onda

P1

P2

P1

P2

P1

P2

P1

P2



Temporizador

Negado

Señal para comando de

Señal de operacion

Señal de selector Local - Remoto

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

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MAT

ION

CO

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BB

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.

PSNM4

=A1.C01.CPM1PEABB-PSNM13-OS1286089000-LC-SE-CONEsquemas lógicos de control

Principio de Operacion de Equipo HibridoCompacto (PASS-MO RC) para L1 a S.E. Parque

18-01-13

L. Lloza

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-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

0°

90°

180°

270°

45°

-45°-135°

QA1

QC1QC9

L2L1

QA1

QC1QC9

L2L1

QA1

QC1QC9

L2L1

QA1

QC1QC9

L2L1

ESTADO DE SECCIONADORES: F1.Q01.QB9, F1.Q01.QB1, F1.Q01.QC1, F1.Q01.QC9.SEGUN ANGULOS DE OPERACION.

ESTO APLICA A COMANDOS Y POSICIONES DE LOS MISMOS.

QB9 QB1

QB1QB9

QB1QB9QB1QB9

Principio de Operacion de Equipo Hibrido Compacto (PASS-MO RC) para L1 a S.E. Parque Industrial

-F1

-BU1

-QA1

-QB9

-QB1

-QC9

-QC1

-BI1

-BU1

B


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Fecha

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Proyectado

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.

PSNM5


Niveles de mando y señalizacion Linea 60kV L1 aS.E. Parque Industrial

18-01-13

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-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

CONSIDERACIONES PARA LA SEÑALIZACION

Indicador tipo bandera o lampara delestado posición abierto-cerradodel equipo

Indicador mecánico del estadoPosición abierto-cerrado del equipo

Indicador en pantalla del estadoPosición abierto-cerrado del equipo

CONSIDERACIONES PARA EL CONTROL

Control manual mecánicoCierre-apertura del equipo

Control manual eléctricoCierre-apertura del equipo

Control por mímico de HMICierre-apertura del equipo

Descripción

Niv

el 3

Cen

tro

de c

ontr

ol

HM

IR

TU

Niv

el 1

Con

trol

ador

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Niv

el 0

Gab

inet

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con

trol

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quip

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lta

Ten

sión

Niv

el 0

Equ

ipos

de

pati

o

Control por mímico de conmutadoresCierre-apertura del equipo

RE

P

Niv

el 2

Bah

ía

Alt

a Te

nsi

ón

Niveles de mando y señalizacion Linea 60kV L1 a S.E. Parque IndustrialBAHIA DE LINEA 60kV L1=F1.Q01

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

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.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

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DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

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STR

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C A

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.

PSNM6


Secuencia de maniobras: Energizar circuitos en laBarra

18-01-13

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-CO

N


SE. CONCEPCION

32

BAHIA DE LINEA 60kV L1 A S.E. PARQUE INDUSTRIALSECUENCIA DE MANIOBRAS: ENERGIZAR CIRCUITO DE LINEA

INICIO

INTERRUPTOR (F1.Q01.QA1)

SECC. DE BARRA (F1.Q01.QB1)

SECC. DE LINEA (F1.Q01.QB9)

SECC. DE TIERRA (F1.Q01.QC9)


CONDICIONES INICIALES

CERRADO

ABIERTO

CERRADO

ABIERTO

CERRADO

1er PASO 2do PASO 3er PASO

ABRIR ABRIR CERRAR

CONDICIONES GENERALES:

F1.Q01.QA1

F1.Q01.QC1

4to PASO

CERRAR

F1.Q01.QB1

F1.Q01.QA1

FIN DE MANIOBRAS

CONDICIONES FINALES

F1.Q01.QA1

F1.Q01.QB1

F1.Q01.QB9

F1.Q01.QC9

F1.Q01.QC1

CERRADO

CERRADO

CERRADO

ABIERTO

ABIERTO

X

X

(*) EQUIPOS DE MANIOBRA PERTENECIENTES A EQUIPO HIBRIDO COMPACTO INSTALADO ENBAHIA DE LINEA 60kV L1 LAS MANIOBRAS SE REALIZARAN DESDE EL MIMICO DE CONTROL(CONTROLADOR DE BAHIA).

SENTIDO DE REALIZACION DE LAS MANIOBRAS

INICIO







CERRADO

CERRADO

CERRADO

ABIERTO

ABIERTO

1er PASO 2do PASO 3er PASO

ABRIR ABRIR CERRAR

F1.Q01.QA1

F1.Q01.QC1

4to PASO

CERRAR

F1.Q01.QA1

FIN DE MANIOBRAS

CONDICIONES FINALES

F1.Q01.QA1

F1.Q01.QB1

F1.Q01.QB9

F1.Q01.QC9

F1.Q01.QC1

CERRADO

ABIERTO

CERRADO

ABIERTO

CERRADO

X

F1.Q01.QB1

F1.Q01.QB9 F1.Q01.QB9


X



F1.Q01.QB9 F1.Q01.QB9

BAHIA DE LINEA 60kV L1 A S.E. PARQUE INDUSTRIALSECUENCIA DE MANIOBRAS: DES-ENERGIZAR CIRCUITO DE LINEA

Secuencia de maniobras: Energizar circuitos en la Barra

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

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.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

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Hj.No.

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N.

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.

PSNM7


Secuencia de maniobras: Des-energizar circuitosen la Barra

18-01-13

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-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

BAHIA DE LINEA 60kV L1 A S.E. PARQUE INDUSTRIALSECUENCIA DE MANIOBRAS: ATERRAMIENTO DE LA BARRA A TRAVES DE F1.Q01.QC9

INICIO







CERRADO

CERRADO

CERRADO

ABIERTO

ABIERTO

1er PASO 3er PASO

CERRAR

FIN DE MANIOBRAS

CONDICIONES FINALES

F1.Q01.QA1

F1.Q01.QB1

F1.Q01.QB9

F1.Q01.QC9

F1.Q01.QC1

CERRADO

CERRADO

ABIERTO

CERRADO

ABIERTO

X

ABRIR

F1.Q01.QB1

F1.Q01.QA1

2do PASO

ABRIR

4to PASO

CERRAR

F1.Q01.QA1

F1.Q01.QB9

F1.Q01.QB1

F1.Q01.QC9


X



BAHIA DE LINEA 60kV L1 A S.E. PARQUE INDUSTRIALSECUENCIA DE MANIOBRAS: LIBERAR LA TIERRA EN LA BARRA A TRAVES DE F1.Q01.QC9

INICIO







CERRADO

CERRADO

ABIERTO

CERRADO

ABIERTO

1er PASO FIN DE MANIOBRAS

CONDICIONES FINALES

F1.Q01.QA1

F1.Q01.QB1

F1.Q01.QB9

F1.Q01.QC9

F1.Q01.QC1

ABIERTO

ABIERTO

ABIERTO

ABIERTO

ABIERTO

X

ABRIR

F1.Q01.QB1

F1.Q01.QA1

2do PASO

ABRIR

F1.Q01.QC9


X



Secuencia de maniobras: Des-energizar circuitos en la Barra

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

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D

C

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B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

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.6.3 .4 .5 .7 .8

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de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

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CR

EA

DO

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E R

ES

ER

VE

ALL

RIG

HTS

IN T

HIS

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CU

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D IN

TH

EIN

FOR

MAT

ION

CO

NTA

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RIT

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C A

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.

PSNM8


Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Interruptor F1.Q01.QA1

18-01-13

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NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

t 0

t 0

t 0

t 0

InterruptorCerrar

.

Mando Cerrar

Baja presión SF62da Etapa

Selector L/R en remotoF1.Q01.QA1

&

&

≥1

&

&

&

&

≥1

Controlador en Local

Mando Cerrar

Controlador en Remoto

&

&

Control en Local

Control en Remoto

Mando Cerrar

≥1

Mando Cerrar

Selector L/R en localF1.Q01.QA1

Condicion desincronismo ok

(*) Falla mecanismode operacion

Rele de disparo y bloqueo operado (86BF-1)

NIVEL 3CENTRO DE CONTROL

NIVEL 2SALA DE CONTROL SUBESTACION

(DESDE HMI DE SAS)SALA DE CONTROL SUBESTACION

NIVEL 1

(CONTROLADOR DE BAHIA)

NIVEL 0

GABINETE DE CONTROL EN PATIO DE LLAVES


(*) Falla mecanismode operacion

Bloqueo por 50BF

(*) Resorte descargado por guarda motor operado falla alimentacion motor de interruptor


B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

NW

E R

ES

ER

VE

ALL

RIG

HTS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FOR

MAT

ION

CO

NTA

INE

D T

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RO

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, US

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ISC

LOS

UR

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RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM9


Bahía de Linea 60kV L1 Apertura Interruptor F1.Q01.QA1

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

t 0

.

Mando Abrir

(*) Disparo por protecciones de línea. Ver matriz de disparo

Selector L/R en RemotoF1.Q01.QA1 &

≥1

&

&

&


Mando Abrir

Controladoren Remoto

&

&

Control en Local

Control en Remoto

Mando Abrir

≥1

(*)Disparo por protecciones de linea

≥1

&

Mando Abrir

Selector L/R en local F1.Q01.QA1

InterruptorAbrir

CENTRO DE CONTROLNIVEL 3 NIVEL 2

SALA DE CONTROL SUBESTACION(DESDE HMI DE SAS)



NIVEL 0



Selector L/R en RemotoF1.Q01.QA1

Bahía de Linea 60kV L1 Apertura Interruptor F1.Q01.QA

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

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nto:

Nom

bre

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cto:

Libr

eria

usa

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CR

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MAT

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RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM10


Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Seccionadores F1.Q01.QB1, F1.Q01.QB9 para Energización

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

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Desk

top\

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1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

t 0

SeccionadorF1.Q01.QB1, F1.Q01.QB9 Cerrar

.

Selector L/R Seccionadoresen Local

Selector L/R Seccionadoresen Remoto

&

≥1&

&

≥1


Mando Cerrar

&

(*) Falla mecanismode operación

&

&

Interruptor AbiertoF1.Q01.QA1


&

&

Control en Local

Control en Remoto

≥1

Mando Cerrar

Mando Cerrar

(*) Guardamotor operado Falla alimentación motor y control






NIVEL 0


Seccinadores AbiertosF1.Q01.QC9, F1.Q01.QC1

(*) Falla Mecanismo de operacion

Mando Cerrar

Seccinadores AbiertosF1.Q01.QC9, F1.Q01.QC1

Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Seccionadores F1.Q01.QB1, F1.Q01.QB9 para Energización

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

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A

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B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

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Hj.No.

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RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM11


Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Seccionadores F1.Q01.QB9, F1.Q01.QC1 para Aterramiento de Linea

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

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1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

t 0

SeccionadoresF1.Q01.QB9, F1.Q01.QC1Cerrar

Mando Cerrar



&

≥1

&

&

≥1


Mando Cerrar

&

&&


&

&

Control en Local

Control en Remoto

≥1

Mando Cerrar

Mando Cerrar



Seccionadores AbiertosF1.Q01.QB1, F1.Q01.QC9

Seccionadores AbiertosF1.Q01.QC9, F1.Q01.QB1






NIVEL 0


Ausencia de Tensionen L1


Ausencia de Tension en L1

Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Seccionadores F1.Q01.QB9, F1.Q01.QC1 para Aterramiento de Linea L1


B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

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A

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B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

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F

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.6.3 .4 .5 .7 .8

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SS

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THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM12


Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Seccionadores F1.Q01.QB1, F1.Q01.QC9 para Aterramiento de

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

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and

Setti

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Desk

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@ABB

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3\6.

GCZ

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gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

t 0

SeccionadoresF1.Q01.QB1, F1.Q01.QC9Cerrar

.

Mando Cerrar



&

≥1

&

&

≥1


Mando Cerrar

&

&&


&

&

Control en Local

Control en Remoto

≥1

Mando Cerrar

Mando Cerrar










NIVEL 0


Ausencia de Tensionen Barra 60kV


Ausencia de Tensionen Barra 60kV

Bahía de Linea 60kV L1 Cierre Seccionadores F1.Q01.QB1, F1.Q01.QC9 para Aterramiento de Barra 60kV


B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

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SS

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THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM13


Bahía de Linea 60kV L1 Apertura deSeccionadores de L1

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

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Desk

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1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

t 0

&

&

≥1


Mando Abrir

&



SeccionadorF1.Q01.QB1,F1.Q01.QB9,F1.Q01.QC1,F1.Q01.QC9Abrir

.

Mando Abrir



&

≥1

&

&





NIVEL 0




&

&

Control en Local

Control en Remoto

≥1

Mando Abrir

Mando Abrir

Bahía de Linea 60kV L1 Apertura de Seccionadores de L1



B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

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cto:

Libr

eria

usa

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CR

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MAT

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LOS

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RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM14


Secuencia de maniobras: Esquema Verificación deSincronismo Linea L1 60kV

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

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Desk

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3\6.

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ATUL

LO\2

. Esq

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gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

≥1

≥1 &

&

&

Nota:1 = Señal presente (vivo)0 = Señal ausente (muerto)

*

V2

0

0

1

1

V1

0

1

0

1

Falla MCB Tensión de Barra

Condición de sincronismo OK

V

F

*

Tensión de Linea L1F1.Q01.BU1

Tensión de Barra 60kVF1.WA1.BU1

Falla MCB Tensión de Linea

= Diferencia de Tensión entre VL y VB= Diferencia de Frecuencia entre VL y VB= Diferencia de angulo entre VL y VB

VF

Secuencia de maniobras: Esquema Verificación de Sincronismo Linea L1 60kV

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

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alm

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Nom

bre

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cto:

Libr

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usa

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CR

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TH

EIN

FOR

MAT

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CO

NTA

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D T

HE

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RO

DU

CTI

ON

, US

E O

RD

ISC

LOS

UR

E T

O T

HIR

D P

AR

TIE

S W

ITH

OU

T E

XP

RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM15


Niveles de mando y señalizacion Linea 60kV L2

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

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ATUL

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. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

-BU1

-F1

-QB9-QC9

-BI1

-QA1

-QB1

-BU1









Descripción

Niv

el 3

Cen

tro

de c

ontr

ol

HM

IR

TU

Niv

el 1

Con

trol

ador

de

Niv

el 0

Gab

inet

e de

con

trol

de e

quip

os d

e A

lta

Ten

sión

Niv

el 0

Equ

ipos

de

pati

o


RE

P

Niv

el 2

Bah

ía

Alt

a Te

nsi

ón

BAHIA DE LINEA 60kV L2=F1.Q02


B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

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Nom

bre

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cto:

Libr

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CR

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MAT

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RD

ISC

LOS

UR

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XP

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SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM16


Secuencia de maniobras: Energizar circuitos en laBarra 60kV

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

BAHIA DE LINEA 60kV L2 A S.E. JAUJASecuencia de maniobras: Energizar circuitos en la Barra


Equipos correspondientes a la Bahía de Línea L2Las maniobras se realizarán desde el mímico de control( Controlador de Bahía de Línea 60kV L2 ).

SENTIDO DE REALIZACION DE MANIOBRAS

Inicio de maniobras

Interruptor

Secc. Barra

Secc. Línea

Condiciones Iniciales

Abierto

Abierto

Abierto

1er Paso

Abrir

F1.Q02.QA1

F1.Q02.QB1

F1.Q02.QB9

Secc. Tierra F1.Q02.QC9 Cerrado F1.Q02.QC9

2do Paso

Cerrar

F1.Q02.QB1

3er Paso

Cerrar

F1.Q02.QB9

4to Paso

Cerrar

F1.Q02.QA1

Fin de maniobras

Condiciones Finales

Cerrado

Cerrado

Cerrado

F1.Q02.QA1

F1.Q02.QB1

F1.Q02.QB9

F1.Q02.QC9 Abierto

Secuencia de maniobras: Energizar circuitos en la Barra 60kV

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

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Nom

bre

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ME

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LOS

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RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM17


Secuencia de maniobras: Des-energizar circuitosen la Barra 60kV

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

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and

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PELU

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Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

BAHIA DE LINEA 60kV L2 A S.E. JAUJASecuencia de maniobras: Des-energizar circuitos en la Barra




Inicio de maniobras

Interruptor

Secc. Barra

Secc. Línea


Cerrado

Cerrado

Cerrado

1er Paso

Abrir

F1.Q02.QA1

F1.Q02.QB1

F1.Q02.QB9

Secc. Tierra F1.Q02.QC9 Abierto F1.Q02.QC9

2do Paso

Abrir

F1.Q02.QB1

3er Paso

Abrir

F1.Q02.QB9

4to Paso

Cerrar

F1.Q02.QA1

Fin de maniobras

Condiciones Finales

Abierto

Abierto

Abierto

F1.Q02.QA1

F1.Q02.QB1

F1.Q02.QB9

F1.Q02.QC9 Cerrado

Secuencia de maniobras: Des-energizar circuitos en la Barra 60kV

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

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Nom

bre

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MAT

ION

CO

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CTI

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RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM18



18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

t 0

t 0

InterruptorF1.Q02.QA1Cerrar

.

Mando Cerrar


&

&

≥1

&

&

&

&

≥1


Mando Cerrar


&

&

Control en Local

Control en Remoto

Mando Cerrar

≥1

Mando Cerrar


(*) Resorte descargado por guardamotor operadofalla alimentación motores interruptor



Seccionador CerradoF1.Q02.QB9



Baja presion SF62da etapa





NIVEL 0




B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

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CR

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MAT

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ISC

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RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM19



18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

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and

Setti

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LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

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ATUL

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as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

.

Mando Abrir

(*) Disparo por protecciones de línea.Ver matriz de disparo


≥1

&

&

&


Mando Abrir


&

&

Control en Local

Control en Remoto

Mando Abrir

≥1


≥1

&

Mando Abrir


InterruptorF1.Q02.QA1Abrir







NIVEL 0


&

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

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SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM20


Bahía de Linea 60kV L2 Mando Seccionador BarraF1.Q02.QB1

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

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ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

Bahía de Linea 60kV L2 Mando Seccionador Barra F1.Q02.QB1

SeccionadorF1.Q02.QB1Abrir-Cerrar

.

Mando ManualOperado

Selector L/R en LocalF1.Q02.QB1

&

≥1

&

&

≥1


Mando Abrir-Cerrar

&


&

Mando Abrir-Cerrar

Mando ManualOperado

&

≥1

&



&

&

Control en Local

Control en Remoto

≥1

Mando Abrir-Cerrar

Mando Abrir-Cerrar

(*) Guardamotor operadoFalla alimentación motor y control


Mando Abrir-Cerrar

Selector L/R en RemotoF1.Q02.QB1






NIVEL 0


B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

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SS

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THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM21


Bahía de Linea 60kV L2 Mando Seccionador LíneaF1.Q02.QB9

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

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LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

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\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

Bahía de Linea 60kV L2 Mando Seccionador Línea F1.Q02.QB9


.

Mando ManualOperado



&

≥1

&

&

≥1


Mando Abrir-Cerrar

&


&

Mando Abrir-Cerrar

Mando ManualOperado

&

≥1

&



&

&

Control en Local

Control en Remoto

≥1

Mando Abrir-Cerrar

Mando Abrir-Cerrar



Cuchilla de PAT. AbiertoF1.Q02.QC9

Cuchilla de PAT. Abierto F1.Q02.QC9

Mando Abrir-Cerrar







NIVEL 0


B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

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Nom

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usa

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MAT

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SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM22


Bahía de Linea 60kV L2 Mando Cuchilla PAT. F1.Q02.QC9

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32


Ausencia de tensionen linea L2

SeccionadorF1.Q02.QC9Abrir-Cerrar

.


&

Mando ManualOperado

Seccionador AbiertoF1.Q02.QB9





NIVEL 0


B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

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SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM23



18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

≥1

≥1 &

&

&


*


V2

0

0

1

1

V1

0

1

0

1

Falla MCB Tensión de Barra 60kV


V

F

*



Falla MCB Tensión de Linea L2


VF

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

alm

acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

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cto:

Libr

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usa

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CR

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XP

RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM24



18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

-BU1

-QB1

-QA1

-F1

-BI1

-QB9

-QC9

-BU1

-L1









Descripción

Niv

el 3

Cen

tro

de c

ontr

ol

HM

IR

TU

Niv

el 1

Con

trol

ador

de

Niv

el 0

Gab

inet

e de

con

trol

de e

quip

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e A

lta

Ten

sión

Niv

el 0

Equ

ipos

de

pati

o


RE

P

Niv

el 2

Bah

ía

Alt

a Te

nsi

ón

BAHIA DE LINEA 60kV L3=F1.Q04


B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

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alm

acem

anie

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Nom

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TH

EIN

FOR

MAT

ION

CO

NTA

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EP

RO

DU

CTI

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, US

E O

RD

ISC

LOS

UR

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HIR

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XP

RE

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AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM25


Secuencia de maniobras: Energizar circuitos en laBarra 60kV

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

BAHIA DE LINEA 60kV L3 A S.E. RUNATULLO IIISecuencia de maniobras: Energizar circuitos en la Barra




Inicio de maniobras

Interruptor

Secc. Barra

Secc. Línea


Abierto

Abierto

Abierto

1er Paso

Abrir

F1.Q04.QA1

F1.Q04.QB1

F1.Q04.QB9

Secc. Tierra F1.Q04.QC9 Cerrado F1.Q04.QC9

2do Paso

Cerrar

F1.Q04.QB1

3er Paso

Cerrar

F1.Q04.QB9

4to Paso

Cerrar

F1.Q04.QA1

Fin de maniobras

Condiciones Finales

Cerrado

Cerrado

Cerrado

F1.Q04.QA1

F1.Q04.QB1

F1.Q04.QB9

F1.Q04.QC9 Abierto

Secuencia de maniobras: Energizar circuitos en la Barra 60kV

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

.2

A

.1

B

.6Orig. De

.3Subst. Subst. Por

.4

DPTO. RESPONSABLE

.5 .7 .8

Hj.No.

Hojas

F

E

D

C

.6.3 .4 .5 .7 .8

A

Rut

a de

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acem

anie

nto:

Nom

bre

de P

roye

cto:

Libr

eria

usa

da:

CR

EA

DO

CO

NW

E R

ES

ER

VE

ALL

RIG

HTS

IN T

HIS

DO

CU

ME

NT

AN

D IN

TH

EIN

FOR

MAT

ION

CO

NTA

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D T

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RO

DU

CTI

ON

, US

E O

RD

ISC

LOS

UR

E T

O T

HIR

D P

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TIE

S W

ITH

OU

T E

XP

RE

SS

AU

THO

RIT

YIS

STR

ICTL

Y F

OR

BID

DE

N.

C A

BB

SA

.

PSNM26


Secuencia de maniobras: Des-energizar circuitosen la Barra 60kV

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

C:\D

ocum

ents

and

Setti

ngs\

PELU

LLO\

Desk

top\

@ABB

\PRO

YECT

OS E

3\6.

GCZ

_RUN

ATUL

LO\2

. Esq

uem

as Ló

gicos

\Rev

1\

PEA

BB

-PS

NM

13-O

S12

8608

9000

-LC

-SE

-CO

N


SE. CONCEPCION

32

BAHIA DE LINEA 60kV L3 A S.E. RUNATULLO IIISecuencia de maniobras: Des-energizar circuitos en la Barra




Inicio de maniobras

Interruptor

Secc. Barra

Secc. Línea


Cerrado

Cerrado

Cerrado

1er Paso

Abrir

F1.Q04.QA1

F1.Q04.QB1

F1.Q04.QB9

Secc. Tierra F1.Q04.QC9 Abierto F1.Q04.QC9

2do Paso

Abrir

F1.Q04.QB1

3er Paso

Abrir

F1.Q04.QB9

4to Paso

Cerrar

F1.Q04.QA1

Fin de maniobras

Condiciones Finales

Abierto

Abierto

Abierto

F1.Q04.QA1

F1.Q04.QB1

F1.Q04.QB9

F1.Q04.QC9 Cerrado

Secuencia de maniobras: Des-energizar circuitos en la Barra 60kV

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

F

Revisión

.1

E

D

C

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BB

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.

PSNM27



18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

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32

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t 0

InterruptorF1.Q04.QA1Cerrar

.

Mando Cerrar


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&

≥1

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&

&

&

≥1


Mando Cerrar


&

&

Control en Local

Control en Remoto

Mando Cerrar

≥1

Mando Cerrar


(*) Resorte descargado por guardamotor operadofalla alimentación motores interruptor











NIVEL 0




B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

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Revisión

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C A

BB

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PSNM28



18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

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32

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&

&

&


Mando Abrir


&

&

Control en Local

Control en Remoto

Mando Abrir

≥1


≥1

&

Mando Abrir


InterruptorF1.Q04.QA1Abrir







NIVEL 0


&

B


.2

Fecha

Revisado

Proyectado

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PSNM29


Bahía de Linea 60kV L3 Mando Seccionador BarraF1.Q04.QB1

18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

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32

Bahía de Linea 60kV L3 Mando Seccionador Barra F1.Q04.QB1


.

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≥1


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Mando Abrir-Cerrar

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&

Control en Local

Control en Remoto

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Mando Abrir-Cerrar

Mando Abrir-Cerrar



Mando Abrir-Cerrar







NIVEL 0


B


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Fecha

Revisado

Proyectado

Índice

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Bahía de Linea 60kV L3 Mando Seccionador LíneaF1.Q04.QB9

18-01-13

L. Lloza

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21

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Control en Local

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Mando Abrir-Cerrar

Mando Abrir-Cerrar




Cuchilla de PAT. Abierto F1.Q04.QC9

Mando Abrir-Cerrar







NIVEL 0


B


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Fecha

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PSNM31



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L. Lloza

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SE. CONCEPCION

32


Ausencia de tensionen linea L2

SeccionadorF1.Q04.QC9Abrir-Cerrar

.


&

Mando ManualOperado

Seccionador AbiertoF1.Q04.QB9





NIVEL 0


B


.2

Fecha

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Proyectado

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N.

C A

BB

SA

.

PSNM32



18-01-13

L. Lloza

M. SandovalL. Yucra

21

REV.1REV.0

04-06-1318-01-13

G.T.L.LL

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LLO\

Desk

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GCZ

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1\

PEA

BB

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NM

13-O

S12

8608

9000

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N


SE. CONCEPCION

32

≥1

≥1 &

&

&


*


V2

0

0

1

1

V1

0

1

0

1

Falla MCB Tensión de Barra 60kV


V

F

*



Falla MCB Tensión de Linea L3


VF

estudio de coordinaciónproteccion

Documents

proteccin de sobrecorriente

proteccin de diferencial

sistema de proteccin

proteccin de sobretensin

proteccin de distancia4

proteccin de prdida

proteccin diferencial5

proteccin de fallas