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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
DISEÑO DEL SISTEMA DE PROTECCION Y CALCULOS DE LOS AJUSTES DE LOS RELES DE PROTECCION DE UNA
SUBESTACION ELECTRICA DE ALTA TENSION
INFORME DE SUFICIENCIA
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTADO POR:
EVERT RAMOS VILA
PROMOCIÓN 2006 -1
LIMA-PERU 2013
DISEÑO DEL SISTEMA DE PROTECCION Y CALCULOS DE LOS AJUSTES DE LOS RELES DE PROTECCION DE UNA
SUBESTACION DE AL TA TENSION
Agradezco en primer lugar a mis padres Abdón y Teodora, por su apoyo y todo su amor, por creer en mí siempre. A mis hermanos por acompañarme en este largo camino. A mi querida universidad, mi alma mater.
SUMARIO
En el distrito de Morococha, provincia de Yauli, departamento de Junín, la empresa SN
Power Perú S.A. cuenta con la Subestación Eléctrica Morococha que abastece de
energía a las mineras Morococha, Austria Duvaz y Alpamina, esta subestación se
encuentra dentro del área de explotación de la minera Chinalco, por tal motivo SN Power
Perú S.A. ejecutó el proyecto de reubicación de la SE Morococha, líneas de transmisión y
cargas asociadas a la subestación.
El presente informe detalla el diseño del sistema de protección implementado en la nueva
subestación de Morococha, también se presenta el análisis de coordinación de las
protecciones, el cual tiene como objetivo establecer los ajustes de protección
correspondientes a las nuevas instalaciones y la revisión de los ajustes de protección
ubicados en las subestación colindantes, utilizando criterios adecuados con el fin de
garantizar un correcto funcionamiento del sistema de protecciones ante un evento que
influya de alguna manera sobre el sistema eléctrico, cumpliendo con los principios
básicos de selectividad, sensibilidad, fiabilidad y seguridad que todo sistema de
protección debe cumplir.
ÍNDICE
PROLOGO ........................................................................................................................ 1
CAPÍTULO 1
INTRODUCCION ............................................................................................................... 2
1 . 1 Antecedentes ......................................................................................................... 2
1.2 Objetivo general ..................................................................................................... 3
1.3 Objetivos específícos .............................................................................................. 3
1.4 Alcance .................................................................................................................. 3
1.5 Importancia o justificación del informe .................................................................... 3
CAPÍTULO 11
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................... 4
2.1 Descripción del problema ....................................................................................... 4
2.2 Descripción del sistema eléctrico en estudio .......................................................... 4
2.3 Metodología ............................................................................................................ 4
CAPÍTULO 111
FUNDAMENTO TEORICO ................................................................................................ 6
3.1 Sistemas eléctricos ................................................................................................. 6
3.1.1 Generación eléctrica ............................................................................................... 6
3.1.2 Transmisión eléctrica .............................................................................................. 6
3.1.3 Distribución eléctrica .............................................................................................. 6
3.2 Sistemas de protección eléctrica ............................................................................ 6
3.2.1 Elementos de medición .......................................................................................... 6
3.2.2 Relés ...................................................................................................................... 7
3.2.3 Interruptores de potencia ........................................................................................ 7
3.2.4 Sistema de alimentación del sistema de protecciones ............................................ 7
3.2.5 Sistema de comunicaciones ................................................................................... 7
3.3 Relés de protección ................................................................................................ 7
3.3.1 Tipos de relés de protección ................................................................................... ?
3.3.2 Funciones de los relés de protección ...................................................................... 9
CAPÍTULO IV
DISEÑO DEL SISTEMA DE PROTECCION DE LA NUEVA SUBESTACION
VII
MOROCOCHA Y CALCULO DE LOS AJUSTES DE LOS RE LES DE PROTECCION .. 12
4.1 Diseño del sistema de protección de la nueva subestación Morococha ................ 12
4.1.1 Protección del transformador de potencia ............................................................ 12
4.1.2 Protección del banco de condensadores .............................................................. 12
4.1.3 Protección de la línea de transmisión l-6532A ..................................................... 12
4.1.4 Protección de la línea de transmisión L-6533A ..................................................... 13
4.1.5 Protección de la línea de transmisión Morococha - Duvaz .................................... 13
4.1.6 Protección de la línea de transmisión "Salida a Chinalco" en 23kV ...................... 13
4.1. 7 Protección de la línea de transmisión "Salida a Argentum" en 23kV ..................... 13
4.1.8 Protección de la línea de transmisión "Salida a Nueva Morococha" en 23kV ........ 14
4.1.9 Protección de la línea de transmisión "Salida a Chinalco" en 4.16kV. ................... 14
4.1.10 Protección de la línea de transmisión "Salida a Argentum" en 4.16kV .................. 14
4.2 Análisis de cortocircuito ........................................................................................ 14
4.2.1 Casos simulados .................................................................................................. 14
4.2.2 Capacidad de ruptura de los interruptores ............................................................ 15
4.2.3 Nivel de saturación y daño térmico de los transformadores de corriente .............. 15
4.2.4 Comparación de los niveles de cortocircuito ......................................................... 15
4.3 Calculo de los ajustes de los relés de protección .................................................. 16
4.3.1 Protección del transformador de la nueva subestación Morococha ...................... 16
4.3.2 Protección de distancia de las líneas de transmisión de 50kV .............................. 21
4.3.3 Protección de sobrecorriente de las líneas de transmisión ................................... 35
CAPÍTULO V
ANALISIS DE RESULTADOS ......................................................................................... 51
5.1 Protección de distancia ......................................................................................... 51
5.2 Protección de sobrecorriente ................................................................................ 53
5.2.1 Protección de sobrecorriente de fases .................................................................. 53
5.2.2 Protección de sobrecorriente de fase -tierra (homopolar) ................................... 54
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................... 56
ANEXOS ......................................................................................................................... 58
ANEXO A: Diagrama unifilar de protecciones de la nueva subestación Morococha ......... 59
ANEXO B: Impedancias vistas de la protección de distancia ........................................... 61
BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................... 76
PROLOGO
El presente informe, describe el diseño del sistema de protección de una subestación de
alta tensión y los cálculos de los ajustes de los relés de protección de la nueva
subestación eléctrica Morococha, el sistema de protección tiene la finalidad de proteger
correctamente a los equipos del sistema eléctrico y lograr una actuación coordinada entre
los relés de protección de la subestación y de las subestaciones eléctricas aledañas ante
fallas ocurridas en el sistema eléctrico. El informe consta de cinco capítulos, el Capítulo 1
corresponde a la introducción, indicándose los antecedentes, objetivos, alcance e
importancia del informe. El Capítulo II corresponde al planteamiento del problema. El
Capítulo 111 describe el fundamento teórico para resolver el problema. En el Capítulo IV se
muestra el diseño del sistema de protección de una subestación de alta tensión y se
realiza los cálculos de los ajustes de los relés de protección. En el Capítulo V se
muestran y analizan los resultados, y finalmente se muestra las conclusiones y
recomendaciones del informe.
1.1. Antecedentes
CAPITULO 1
INTRODUCCION
En el distrito de Morococha, provincia de Yauli, departamento de Junín, la empresa SN
Power Perú S.A. ejecutó el proyecto de reubicación de la subestación eléctrica de
Morococha, líneas de transmisión y cargas asociadas. Esta reubicación se realizó debido
a que la minera Chinalco explotara el área donde se encuentra la actual subestación de
Morococha.
La nueva subestación eléctrica de Morococha cuenta con un transformador de potencia
de 6/4/3MVA y 48.5/24/4.3kVy un banco de condensadores de 6MVA.
Esta nueva subestación se encuentra ubicada en la zona sierra centro del sistema
eléctrico nacional.
En la figura 1.1 se muestra la ubicación geográfica de la subestación Nueva Morococha.
Figura 1.1 Ubicación geográfica de la subestación Nueva Morococha
3
1.2. Objetivo general
El objetivo del presente informe, es realizar el diseño del sistema de protección de una
subestación de alta tensión y calcular los ajustes de los relés de protección de la nueva
subestación eléctrica Morococha.
1.3. Objetivos específicos
• Describir las características del sistema de protección y funciones de protección de
una subestación de alta tensión.
• Calcular los ajustes de las funciones de protección de la nueva subestación
Morococha.
1.4. Alcance
El alcance del presente informe comprende lo siguiente:
• Realizar las simulaciones de máxima y mínima corriente de cortocircuito para el
sistema eléctrico en estudio, considerando todo el sistema eléctrico interconectado
nacional (SEIN); cuyos resultados servirán para el cálculo de los parámetros de
ajustes del sistema de protecciones.
• Realizar el análisis de coordinación de las protecciones para determinar los
parámetros de ajuste que deberán ser ingresados a los relés de protección de la
nueva subestación Morococha.
• Realizar la verificación de los ajustes actualmente implementados en los relés de
protección de las líneas Pachachaca - Morococha y Carlos Francisco - Morococha
en SOkV.
1.5. Importancia o justificación del informe
El sistema de protección de una subestación, protege a los equipos importantes, tales
como transformadores, bancos de condensadores, etc. ante eventos que ocurran en el
sistema eléctrico. Una correcta coordinación de las protecciones es necesaria para no
abrir interruptores innecesariamente ocasionando que se pierda carga o generación sin
ninguna razón, y también para que se abran los interruptores cuando así se requiera.
Las malas actuaciones de las protecciones pueden ocasionar problemas de sub y sobre
frecuencia en el sistema eléctrico.
CAPITULO 11
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
2.1. Descripción del problema
La reubicación de la subestación de Morococha, provocó el cambio de la topología del
sistema eléctrico de esa zona y también el ingreso de nuevos equipos (por ejemplo el
trasformador de potencia).
Para proteger correctamente los nuevos equipos se tendrán que realizar el diseño del
sistema de protección de la nueva subestación y se tendrá que revisar la coordinación de
las protecciones de la nueva subestación y las subestaciones adyacentes.
2.2. Descripción del sistema eléctrico en estudio
El sistema eléctrico que se analizará comprende la nueva subestación Morococha, las
celdas de las líneas de transmisión L-6529 y L-6530 de la SE Pachachaca y las celdas de
las líneas de transmisión L-65328 y L-6533C de la SE Carlos Francisco, en la Figura 2.1
se muestra el sistema eléctrico en estudio.
2.3. Metodología
El diseño del sistema de protección de la nueva subestación Morococha, se realizó de
acuerdo a los estándares de la empresa SN Power Perú S.A. y los criterios definidos en
el documento "Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN".
El ajuste de los relés de protección de la nueva subestación Morococha y la revisión de
las protecciones ubicadas en las subestaciones colindantes, se realizó en base a criterios
definidos en el documento "Criterios de ajuste y coordinación de los sistemas de
protección del SEIN" y a las recomendaciones consignadas en los manuales de los relés
de protección.
El cálculo de los ajustes de las protecciones se realizó en base a los resultados de las
simulaciones de flujo de carga y cortocircuito.
Las simulaciones de flujo de carga y cortocircuito se efectuaron mediante la ayuda del
software DlgSILENT Power Factory 14.0.525, en base al archivo *.pdf desarrollado por el
Coes. Para el análisis de coordinación de las protecciones de distancia y sobrecorriente
se utilizó las herramientas de análisis de protecciones del software DlgSILENT Power
Factory 14.0.525.
P,\CHACl1.,CA fl'.l.r.V __ .,.,._....,._
-M29 '--11Ulkm
110A
L�533A
L¡:.;�1�
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L-6528 L-1.543 k'
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Figura 2.1 Sistema eléctrico en estudio
3.1. Sistemas eléctricos
CAPITULO 111
FUNDAMENTO TEORICO
Un sistema eléctrico es el que tiene en su concepción global, independientemente de su
tamaño y extensión, tres partes fundamentales:
• Generación eléctrica
• Transmisión eléctrica
• Distribución eléctrica
3.1.1. Generación eléctrica
Comprende los generadores, transformadores (elevadores o reductores), los servicios
auxiliares tales como motores, equipos de excitación, etc.
3.1.2. Transmisión eléctrica
Comprende las líneas de transmisión y los transformadores que realizan la función de
enlazar los centros de generación con los centros de distribución, o bien la unión de
redes de una u otra empresa eléctrica.
3.1.3. Distribución eléctrica
Comprende las líneas de transmisión y los transformadores necesarios para distribuir la
energía eléctrica hasta los diferentes usuarios finales.
3.2. Sistemas de protección eléctrica
Los sistemas de protección eléctrica se utilizan en los sistemas eléctricos de
potencia para evitar la destrucción de equipos o instalaciones por causa de una falla que
podría iniciarse de manera simple y después extenderse sin control en forma
encadenada. Los sistemas de protección deben aislar la parte donde se ha producido la
falla buscando perturbar lo menos posible la red, limitar el daño al equipo fallado,
minimizar la posibilidad de un incendio, minimizar el peligro para las personas y minimizar
el riesgo de daños de equipos eléctricos adyacentes.
Los sistemas de protección de un sistema de potencia se componen generalmente de los
siguientes elementos:
3.2.1. Elementos de medición
Permiten saber en qué estado se encuentra el sistema eléctrico. En esta categoría se
clasifican los transformadores de corriente y los transformadores de voltaje. Estos
7
equipos son una interfaz entre el sistema de potencia y los relés de protección. Reducen
las señales de intensidad de corriente y tensión, respectivamente, a valores adecuados
que pueden ser conectados a las entradas de los relés de protección.
3.2.2. Relés de protección
Son los equipos que ordenan disparos automáticos en caso de falla. Son la parte
principal del sistema de protección, contienen la lógica que deben seguir los interruptores.
Se comunican con el sistema de potencia por medio de los elementos de medida y
ordenan operar a los interruptores de potencia.
3.2.3. Interruptores de potencia
Son los equipos que realizan la conexión o desconexión de las redes eléctricas. Son
gobernados por los relés y operan directamente el sistema de potencia.
3.2.4. Sistema de alimentación del sistema de protecciones
Se acostumbra alimentar, tanto interruptores como relés de protección con un sistema de
alimentación de energía eléctrica independiente del sistema protegido, con el fin de
garantizar autonomía en la operación. De esta forma los relés e interruptores pueden
efectuar su trabajo sin interferir. Estos sistemas son de tensión continua y están
alimentados por bancos de baterías.
3.2.5. Sistema de comunicaciones
Este sistema permite conocer el estado de interruptores y relés con el fin de poder
realizar operaciones y analizar el estado del sistema eléctrico de potencia.
3.3. Relés de protección
3.3.1. Tipos de relés de protección
los relés de protección se clasifican de acuerdo a su tecnología de la siguiente manera:
a) Relés electromecánicos
Estos fueron las formas iniciales de relés de protección que se utilizaron en los sistemas
de potencia. Funcionan con el principio de la fuerza mecánica que causa la operación de
un contacto en respuesta a un estímulo. La fuerza mecánica se genera a través del flujo
de corriente en uno o más devanados de una o varias bobinas, de ahí el nombre
electromecánico, en la figura 3. 1 se muestra un relé electromecánico.
b) Relés estáticos
El término estático se refiere a que el relé no tiene partes móviles. No es estrictamente el
caso para un relé estático ya que los contactos de salida son generalmente relés
mecánicos. En un relé de protección el término estático se refiere a que el relé no utiliza
partes móviles para crear la característica del relé.
Su diseño está basado en el uso de elementos electrónicos análogos en vez de bobinas
e imanes para crear la característica del relé. Las primeras versiones utilizaron elementos
8
discretos como transistores y diodos en conjunto con resistencias, condensadores,
inductores, etc., pero los avances de la electrónica permitieron el uso de circuitos
integrados lineales y digitales en las versiones posteriores para el procesamiento de las
señales e implementación de funciones lógicas.
induci,jo l1ierro dulce pivote contactos fijos
núcleo..._ �--·�-"-_______ --... contacto n1ovi 1
bobina -t-----t: ... =_ =_ =_ =- =-= _= -1=1
conexiones bobina metal flexible
Figura 3.1 Relé electromecánico temporizado
c) Relés digitales y relés numéricos
Los relés digitales introdujeron un cambio importante de tecnología. Los circuitos
análogos utilizados en los relés estáticos, fueron remplazados por microprocesadores y
microcontroladores, para implementar las funciones de los relés.
Comparados con los relés estáticos, los relés digitales utilizan conversión análoga/digital
(A/D) de todas las variables análogas medidas.
Los relés numéricos son desarrollos de los relés digitales como resultado del avance de
la tecnología. Típicamente utilizan un procesador de señal digital (DSP), acompañado de
un software asociado.
La continua reducción en el costo de los microprocesadores y de los elementos digitales
asociados, lleva naturalmente a que un solo equipo es utilizado para proveer un rango de
funciones que anteriormente eran implementadas por equipos separados.
En la figura 3.2 se muestra el diagrama de bloques de un relé numérico.
Tarjeta principal
Memorias RAM.EPROM
000000�-LEDs
Salidas digitales
Tarjeta Relés {Salidas)
Tarjeta Alimentación
Alimentación DC
Display
CPU
RELOJ
Puerto RS232
Teclado
CONVERSOR A/O
Tarjeta Transfom1adores
Entrada de Corrientes y vo1ta·es
Figura 3.2 Diagrama de bloques de un relé numérico
3.3.2. Funciones de los relés de protección
a) Función diferencial de transformador
Entradas digitales
9
Para la protección diferencial del transformador se utiliza el relé de protección marca
Siemens modelo 7UT613, en la figura 3.3 se muestra su característica de operación.
1drf --·10 1----------C. caract fallo �� 7
9 /
1231 S 1-DIF>> � . . . - . - . - - - - - - - - - - - . -/- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
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6
5
4
3
2
-,
·1242 PIE 1
1
/
/ #
/
2 3 4
1244 PIE 2
/ #
/ #
5 6
Disparo
7 I 8 91256 EXF-ESfAB
'IO ·11 -12 '13 14 15 ·15 17 '18
1estab1NObj
Figura 3.3 Característica de operación del relé Siemens 7UT613
10
El tramo "a" representa la sensibilidad del umbral de la protección diferencial (setting I
DIFF >) y considera los errores permanentes tales como las corrientes de magnetización.
El tramo "b" considera el error en la proporción de corriente el cual puede ser resultado
de los errores de transformación de los TC's principales o de los TC's del dispositivo, el
cual por ejemplo puede ser causado por el desalineamiento o por la influencia del
cambiador de taps en transformadores con control de voltaje.
Para altas corrientes de falla, las cuales pueden alcanzar la corriente de saturación de los
transformadores de corriente, la característica del tramo "c" proporciona una restricción
adicional.
La corriente diferencial por encima del tramo "d" provocara un disparo inmediato sin tener
en cuenta las restricciones de armónicos (setting I-DIFF >>). Este es el rango de
operación de "Fast Unrestrained Trip with High - current Faults".
El área "add - on restrain" es el área operacional del indicador de saturación Los valores
ldiff y lstab son asignados para la característica de disparo por protección diferencial. Si
los valores resultan en un punto de operación el cual se encuentra en el área de disparo,
una señal de disparo es enviada. Si las condiciones de corriente ldiff/lstab aparecen
cerca de la característica de falla (>=98% de la pendiente de la característica falla),
ocurrirá un disparo incluso cuando la característica de disparo haya sido excesivamente
incrementada debido a add - on stabilisation, arranques o detección de corriente DC.
b) Función de distancia
La protección de distancia es la función principal del relé Siemens 7SA611, el cual tiene
característica cuadrilateral para fallas entre fases y fallas a tierra. En la Figura 3.4 se
puede observar cinco zonas de ajuste independientes y una zona de sobre alcance. Las
zonas de distancia pueden ser ajustadas hacia delante, hacia atrás y no direccional.
c) Función de sobrecorriente
La protección de sobrecorriente es la forma más simple y la menos costosa de proteger
una línea. Esta protección permite aclarar las fallas en la línea con un retardo de tiempo
que depende de la magnitud de corriente circulante, suministrando un respaldo para los
terminales remotos.
Los relés de fase operan para todo tipo de falla pero el ajuste de la corriente de arranque
debe estar por encima de la máxima corriente de carga esperada. El disparo de los relés
de sobrecorriente puede ser instantáneo, retardado por un tiempo fijo o retardado por un
tiempo inversamente proporcional a la magnitud de la corriente.
Las normas ANSI/IEEE C37.112-1996 e IEC 255-4 definen las ecuaciones para cada una
de las características Tiempo vs. Corriente. Las curvas normalizadas son: Inversa,
Moderadamente Inversa, Muy Inversa y Extremadamente Inversa.
11
Sin embargo, los fabricantes de relés de sobrecorriente en ocasiones ofrecen otras
posibilidades de curvas adicionales a las normalizadas.
I
/
/
jX
/ Línea derecha
R
Figura 3.4 Característica cuadrilateral de la protección de distancia del relé
Siemens 7SA611
CAPITULO IV
DISEÑO DEL SISTEMA DE PROTECCION DE LA NUEVA SUBEST ACION
MOROCOCHA Y CALCULO DE LOS AJUSTES DE LOS RELES DE PROTECCION
4.1. Diseño del sistema de protección de la nueva subestación Morococha
Para realizar el diseño del sistema de protección de la nueva subestación Morococha, se
consideró los estándares que tiene implementado la empresa SN Power Perú S.A. y los
criterios que se indican en el documento "Requisitos mínimos para los sistemas de
protección del SEIN".
4.1.1. Protección del transformador de potencia
Para el caso del transformador de potencia se consideró las siguientes protecciones
eléctricas.
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7UT61 y se habilita las siguientes
funciones, diferencial de transformador (87T), sobrecorriente de fases (50/51) para
el lado de alta tensión (50kV) y sobrecorriente de neutro (50N/51 N) para el lado de
alta tensión (50kV).
• Protección de Respaldo: Relé Siemens, modelo 7SJ64 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51) para el lado de alta tensión (50kV),
sobrecorriente de neutro (50N/51 N) para el lado de alta tensión (50kV) y falla
interruptor (508F).
4.1.2. Protección del banco de condensadores
Para el banco de condensadores se consideró las siguientes protecciones eléctricas.
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7SJ64 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51), mínimo y máximo voltaje (27/59) y falla
interruptor (508F).
• Protección de Respaldo: Relé Siemens, modelo 7SJ62 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51), protección de corriente de secuencia
negativa (46) y mínimo y máximo voltaje (27/59).
4.1.3. Protección de la línea de transmisión L-6532A (Morococha - Carlos
Francisco)
Para la línea de transmisión L-6532A se consideró las siguientes protecciones eléctricas.
13
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7SA61 y se habilita las siguientes
funciones, protección de distancia de fases y neutro (21 /21 N) y sobrecorriente
direccional de fases y neutro (67/67N).
• Protección de Respaldo: Relé Siemens, modelo 7SJ64 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51), sobrecorriente direccional de fases y
neutro (67/67N) y falla interruptor (50BF).
4.1.4. Protección de la línea de transmisión L-6533A (Morococha - Carlos
Francisco)
Para la línea de transmisión L-6533A se consideró las siguientes protecciones eléctricas.
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7SA61 y se habilita las siguientes
funciones, protección de distancia de fases y neutro (21/21 N) y sobrecorriente
direccional de fases y neutro (67/67N).
• Protección de Respaldo: Reté Siemens, modelo 7SJ64 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51 ), sobrecorriente direccional de fases y
neutro (67/67N) y falla interruptor (508F).
4.1.5. Protección de la línea de transmisión Morococha - Ouvaz
Para la línea de transmisión Morococha - Duvaz se considero tas siguientes protecciones
eléctricas.
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7SA61 y se habilita las siguientes
funciones, protección de distancia de fases y neutro (21/21 N) y sobrecorriente
direccional de fases y neutro (67/67N).
• Protección de Respaldo: Reté Siemens, modelo 7SJ64 y se habilita tas siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51), sobrecorriente direccional de fases y
neutro (67/67N) y falla interruptor (50BF).
4.1.6. Protección de la línea de transmisión "Salida a Chinalco" en 23kV
Para la línea de transmisión "Salida a Chinalco" en 23kV se considero las siguientes
protecciones eléctricas.
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7SJ80 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51 ), sobrecorriente de neutro (50N/51 N) y
sobrecorriente direccional de neutro (67N).
4.1.7. Protección de la línea de transmisión "Salida a Argentum" en 23kV
Para la línea de transmisión "Salida a Argentum" en 23kV se considero las siguientes
protecciones eléctricas.
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7SJ80 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51), sobrecorriente de neutro (50N/51N) y
sobrecorriente direccional de neutro (67N).
14
4.1.8. Protección de la línea de transmisión "Salida a Nueva Morococha" en 23kV
Para la línea de transmisión "Salida a Nueva Morococha" en 23kV se consideró las
siguientes protecciones eléctricas.
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7SJ80 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51 ), sobrecorriente de neutro (50N/51 N) y
sobrecorriente direccional de neutro (67N).
4.1.9. Protección de la línea de transmisión "Salida a Chinalco" en 4.16kV
Para la línea de transmisión "Salida a Chinalco" en 4. 16kV se consideró las siguientes
protecciones eléctricas.
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7SJ80 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51 ), sobrecorriente de neutro (50N/51 N) y
sobrecorriente direccional de neutro (67N).
4.1.1 O. Protección de la línea de transmisión "Salida a Argentum" en 4.16kV
Para la línea de transmisión "Salida a Argentum" en 4.16kV se consideró las siguientes
protecciones eléctricas.
• Protección Principal: Relé Siemens, modelo 7SJ80 y se habilita las siguientes
funciones, sobrecorriente de fases (50/51 ), sobrecorriente de neutro (50N/51 N) y
sobrecorriente direccional de neutro (67N).
En el Anexo A se muestra el diagrama unifilar de protecciones de la nueva subestación
Morococha.
4.2. Análisis de cortocircuito
4.2.1. Casos simulados
Se han simulado los siguientes casos de cortocircuito para el escenario de máxima
demanda en avenida 2013, para determinar la máxima corriente de cortocircuito para la
evaluación de la capacidad de los interruptores de potencia de la nueva subestación
Morococha:
• Cortocircuito trifásico franco (norma IEC 60909).
• Cortocircuito monofásico franco (norma IEC 60909).
Se han simulado los siguientes casos de cortocircuito para el escenario de máxima
demanda en avenida 2013, para determinar la máxima corriente de cortocircuito para el
análisis de coordinación de las protecciones:
• Cortocircuito trifásico franco.
• Cortocircuito monofásico franco.
Se han simulado los siguientes casos de cortocircuito para el escenario de mínima
demanda en estiaje 2013, para determinar la mínima corriente de cortocircuito para el
análisis de coordinación de las protecciones:
• Cortocircuito bifásico con Rf = 1 O Ohm.
• Cortocircuito monofásico con Rf = 20 Ohm.
4.2.2. Capacidad de ruptura de los interruptores de potencia
15
En la tabla 4.1 se presenta la capacidad de ruptura de los interruptores de potencia y la
máxima corriente de cortocircuito que se puede presentar, en esta tabla se puede
observar que no existen problemas con la capacidad de ruptura de los interruptores de
potencia.
Tabla 4.1 Capacidad de los interruptores y máxima corriente de cortocircuito
ID BARRA SUBESTACION ID TENSION CAPACIDAD IEC 3F IEC 1F
INTERRUPTOR NOMINAL (kV) DE CORTE (kA) MAXIMO (kA) MAXIMO (kA)
ANMOROS0 Nueva Morococha IN-2 72.5 25 3.255 2.622
BNMOROS0 Nueva Morococha IN-1 72.5 25 3.255 2.622
Nue. Transformador Nueva Morococha IN-4 72.5 25 3.255 2.622
CNMOROS0 Nueva Morococha IN-3 72.5 25 3.255 2.622
4.2.3. Nivel de saturación y daño térmico de los transformadores de corriente
En la tabla 4.2 se presentan los niveles de saturación y daño térmico de los
transformadores de corriente y la máxima corriente de cortocircuito que pueden circular a
través de estos, se puede observar que no habrá problemas de saturación ni daño
térmico en los transformadores de corriente, a excepción del transformador de corriente
ubicado en el lado de 50kV del transformador de potencia, lo cual no representa
problema alguno debido a que para este nivel de corriente de falla la protección de
sobrecorriente entre fases actúa en sus etapa de tiempo definido.
Tabla 4.2 Niveles de saturación y daño térmico de los transformadores de corriente
SUBESTACION TENSION NIVEL
NIVEL DE CORTOCIRCUITO
ELECTRICA CELDA NOMINAL CT(A) CLASE SATURACION
DAÑO (kA) MAXIMO(kA) (kV) (kA)
Salida a transf. S0kV so 150/1 5P20 3 12 3.255
Uegada a transf. 23kV 23 300/1 5P20 6 24 1.951
Salida a China leo 23kV 23 300/1 5P20 6 24 1.951
Nueva Salida a Nue. Morococha 23kV 23 300/1 5P20 6 24 1.951
Morococha Salida a Argentum 23kV 23 300/1 SP20 6 24 1.951
Llegada a transf. 4.16kV 4.16 800/1 SP20 16 64 8.035
Salida a China leo 4.16kV 4.16 400/1 5P20 8 32 8.035
Salida a Argentum 4.16kV 4.16 400/1 SP20 8 32 8.035
4.2.4.Comparación de los niveles de cortocircuito
En las tablas 4.3 y 4.4 se muestran los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico
tanto con proyecto como sin proyecto y la variación porcentual entre estos valores.
16
Tabla 4.3 Comparación de los niveles de cortocircuito trifásico
CORTOCIRCUITO TRIFASICO
ID BARRA SUBESTACION Vnom (kV) SIN PROYECTO CON PROYECTO
Skss (MVA) lkss (kA) Skss (MVA} lkss (kA) VARIACION (%)
AMIGOSO AMIGO so 265.58 3.07 F/S F/S -
ANDAYS0 ANDAYCHAGUA so 128.09 1.48 128.07 1.48 0.00%
ANTUQS0 ANTUQUITO so 256.18 2.96 254.42 2.94 -0.68%
BEUAVS0 BELLAVISTA so 232.74 2.69 231.48 2.67 -0.74%
CASS0 CASAPALCA so 236.49 2.73 234.97 2.71 -0.73%
CCARHS0 CARAHUACRA (CON) so 205.18 2.37 205.15 2.36 -0.42%
CFRAS0 CARLOS FRANCISCO so 261.94 3.05 260.05 3.00 -1.64%
CNORS0 CASAPALCA NORTE so 257.80 2.98 256.02 2.96 -0.67%
DUVAZS0 DUVAZ so 254.82 2.94 255.01 2.95 0.34%
MAHRS0 MAHR TUNEL so 387.28 4.47 387.17 4.46 -0.22%
MCARHS0 CARAHUACRA (MINA) so 167.76 1.94 167.74 1.93 -0.52%
MOROSO MORO COCHA so 276.83 3.20 F/S F/S -
ONUS0 OROYA so 1234.02 14.25 1233.89 14.24 -0.07%
PACHAS0 PACHACHACA so 498.27 5.75 498.07 5.74 -0.17%
SANTOS0 SAN ANTONIO so 155.56 1.80 155.54 1.79 -0.56%
TICLIOS0 TICLIO so 254.99 2.94 252.24 2.91 -1.02%
YAULIS0 YAULI so 218.58 2.52 218.81 2.53 0.40%
NMOROS0_B NUEVA MOROCOCHA so - - 275.57 3.18 -
NMOROS0_C NUEVA MOROCOCHA so - - 281.92 3.26 -
NMOROS0_A NUEVA MOROCOCHA so - - 281.92 3.26 -
Tabla 4.4 Comparación de los niveles de cortocircuito monofásico
CORTOCIRCUITO MONOFASICO
ID BARRA SUBESTACION Vnom (kV) SIN PROYECTO CON PROYECTO
Skss (MVA} lkss (kA) Skss (MVA) lkss (kA) VARIACION (%)
AMIGOS0 AMIGO so 70.77 2.45 F/S F/S -
ANDAYS0 ANDAYCHAGUA so 40.21 1.39 40.21 1.39 0.00%
ANTUQS0 ANTUQUITO so 96.76 3.35 96.14 3.33 -0.60%
BEUAVS0 BEUAVISTA 50 80.14 2.78 79.78 2.76 -0.72%
CASS0 CASAPALCA so 87.92 3.05 87.41 3.03 -0.66%
CCARHS0 CARAHUACRA (CON) so 69.90 2.42 69.89 2.41 -0.41%
CFRAS0 CARLOS FRANCISCO so 100.06 3.47 99.37 3.44 -0.86%
CNORS0 CASAPALCA NORTE 50 93.09 3.23 92.47 3.20 -0.93%
DUVAZS0 DUVAZ 50 67.55 2.34 65.57 2.27 -2.99%
MAHRS0 MAHR TUNEL so 127.50 4.42 127.38 4.41 -0.23%
MCARHS0 CARAHUACRA(MINA) 50 61.57 2.13 61.56 2.13 0.00%
MOROSO MORO COCHA 50 75.09 2.60 F/S F/S -
ONUS0 OROYA so 514.27 17.82 514.22 17.81 -0.06%
PACHAS0 PACHACHACA so 169.06 5.86 168.74 5.85 -0.17%
SANTOSO SAN ANTONIO 50 59.30 2.05 59.29 2.05 0.00°/o
TICLIOS0 TICLIO 50 75.65 2.62 74.76 2.59 -1.15%
YAULIS0 YAULI so 55.89 1.94 54.53 1.89 -2.58%
NMOROS0 B NUEVA MOROCOCHA so - - 75.68 2.62 -
NMOROS0 C NUEVA MOROCOCHA so - - 75.36 2.61 -
NMORO50_A NUEVA MOROCOCHA so - - 75.36 2.61 -
4.3. Cálculo de los ajustes de los relés de protección
4.3.1. Protección del transformador de la nueva subestación Morococha
a) Datos del transformador de potencia
17
A continuación se muestran las principales características del transformador de potencia
de la nueva subestación Morococha.
Potencia Nominal (ONAN/ONAF):
• Devanado HV : 6/7.5MVA
• •
Devanado MV
Devanado LV
Tensión Nominal:
• • •
Devanado HV
Devanado MV
Devanado LV
: 4/5MVA
: 3/3.75MVA
: 48.5 +- 2x2.5%kV
: 24kV
: 4.3kV
Corriente Nominal (ONAN/ONAF):
• Devanado HV : 71.4/89.3A
• •
Devanado MV
Devanado LV
Tensión de cortocircuito:
• • •
HV-MV
MV-LV
LV-HV
: 96.2/120.3A
: 402.8/503.5ª
: 4.06% (4 MVA)
: 1.25% (3 MVA)
: 4.47% (3 MVA)
Conexión: Dyn5yn5
Transformadores de corriente:
• • •
Devanado HV
Devanado MV
Devanado LV
b) Ajuste 1-DIFF >
: 150/1 A
: 300/1 A
: 800/1 A
Para calcular la corriente diferencial aplicaremos las ecuaciones que se muestran a
continuación:
Sn f HV
= ¡-;:; VHVtap *-v3
1 = Smax
MV V MV1ap * J"j
1 = Smax
LV VlVtap * J3
(4.1)
(4.2)
(4.3)
18
Para el cálculo de las corrientes secundarias es necesario incluir en la medida el error
introducido por la transformación de los transformadores de corriente, el máximo error
asociado a los trasformadores de corriente del transformador de potencia es 5%.
J HVsec = J HVprim * CTHV * 1.05
J MVsec = J MVprim * CTMV * 0.95
JLVsec = JLVprim * CTLV * 0.95
(4.4)
(4.5)
(4.6)
(4.7)
Con estos porcentajes de error se calcula la máxima corriente diferencial, es importante
considerar que los transformadores de corriente, al emplear relaciones de transformación
distintas, no compensan la diferencia que se presenta entre las corrientes del lado de
alta, media y baja tensión del transformador, es decir, puede presentarse un posible
desequilibrio de la relación de transformación en los diferentes transformadores de
corriente. Esto se compensa con los factores de "Matching" que tenga el relé.
Para realizar el cálculo de la corriente diferencial se aplicaran las ecuaciones que se
muestran a continuación:
Donde:
K: Matching
1: Corriente de entrada
k - CTHVHV -
IHV
k = CTMV MV
I MV
(4.8)
(4.9)
(4.1 O)
(4.11)
(4.12)
(4.13)
(4.14)
Para realizar el cálculo de la corriente de restricción se emplea la siguiente ecuación:
(4.15)
Reemplazando los parámetros del transformador de potencia y de los transformadores de
corriente asociados a la protección diferencial en las ecuaciones anteriores, se obtiene la
tabla 4.5.
Tabla 4.5 Valores de las corrientes diferenciales y de restricción
TAP TENSION
{kV} HV
1 (+5%) 50.925
3 (+0%) 48.500
5 (-5%) 46.075
Con factores k (matching)
kHV = 2.100
kMV = 2.078
klV = 0.993
TENSION
(kV} MV
24.0
24.0
24.0
TENSION
(kV) LV lmH lmM 1ml ldiff
4.3 1.000 0.633 0.317 o.oso
4.3 1.050 0.633 0.317 0.100
4.3 1.105 0.633 0.317 0.155
19
IRES
1.950
2.000
2.055
En la tabla 4.5 se observa que la máxima corriente diferencial es de 0.155 I/ln para la
posición del tap de -5%, por lo tanto el ajuste del umbral de arranque:
I-DIFF > = 0.20 I/ln
c) Ajuste de la pendiente 1 (%slope 1)
De la tabla 4.5 se tiene una corriente diferencial de 0.155 I/ln y una corriente de
restricción de 2.055 I/ln, por lo tanto se tiene:
]di« 0.155 %slope = -�
1
* 100% = -- * 100% = 7 .55%
]res/ 2.055
La pendiente 1 se ajusta en un 15% para garantizar que la protección diferencial no opere
ante condiciones normales de carga y sobrecarga, para ello se tiene en cuenta los
errores de los transformadores de corriente.
El punto de transición entre la corriente de pickup y la pendiente 1 (slope 1 ), se puede
seleccionar calculando el valor de corriente en condiciones de sobrecarga del
transformador (emergencia).
Así, se considerará que el transformador trabaja con una sobrecarga máxima del 25%
sobre la condición actual, de su capacidad nominal.
Los resultados del cálculo de las corrientes de sobrecarga de los lados de alta, media y
baja tensión, para el transformador operando en TAP de -5% y las respectivas corrientes
diferenciales y de restricción, se presentan en la tabla 4.6
Tabla 4.6 Valores de las corrientes diferenciales y de restricción en condiciones de
sobrecarga
TAP TENSION (kV) TENSION (kV) TENSION (kV)
lmH lmM 1ml ldiff IRES HV MV LV
1 (+5%) 50.925 24.0 4.3 1.250 0.792 0.396 0.062 2.437
3(+0%) 48.500 24.0 4.3 1.312 0.792 0.396 0.125 2.500
5 (-5%) 46.075 24.0 4.3 1.382 0.792 0.396 0.194 2.569
20
El parámetro BASEPOINT1, es decir la intersección de la recta b con el eje de las
abscisas (lrest) se obtiene aplicando la ecuación de la recta con una pendiente del 20%.
De esta manera se obtienen los siguientes ajustes:
BASE POINT 1: 1.24I/lno
KNEEPOINT 1: 2.57 1/lno
SLOPE 1: 15%
d) Ajuste de la pendiente 2 (%slope 2)
La pendiente 2 se ajusta en 50% para garantizar que el relé no opere de manera errónea
ante una condición de falla externa y el KNEEPOINT 2 se obtiene para el 50% del aporte
ante una falla externa máxima en el secundario del transformador, que se asume como la
corriente que corresponde a la impedancia de cortocircuito del transformador, en base a
la potencia ONAN:
I = 6MVA = 1172.821A . maxfal/a
48.5kV * .Jj * 4.06% * 1.5priHV
0.5*1172.821 lAjusre = Jmaxfal/a = 71.425 = 3.909/,10
En la tabla 4. 7 se muestra el comportamiento de las corrientes diferenciales y de
restricción ante una falla externa al transformador, en el lado de 23kV.
Tabla 4.7 Valores de las corrientes diferenciales y de restricción para una falla
externa (23kV)
TAP TENSION (kV) TENSION (kV)
HV MV
1 (+5%) 50.925 24.0
3 (+O%) 48.500 24.0
5 (-5%) 46.075 24.0
BASE POINT 1: 1.24 I/lno
KNEEPOINT 1: 2.57 I/lno
SLOPE 1: 15%
e) Ajuste 1-DIFF >>
TENSION (kV)
LV
4.3
4.3
4.3
lmH lmM 1ml ldiff IRES
16.67 15.83 0.005 0.838 32.50
17.24 15.60 0.005 1.647 32.85
17.80 15.30 0.004 2.504 33.10
El relé 7UT613 incorpora un elemento diferencial de ajuste alto (I-DIFF>>) para
complementar la protección provista por el elemento diferencial de ajuste bajo (ldiff>).
Dicho elemento (ldiff>>) ofrece un rápido despeje de fallas internas y no es bloqueado
por la corriente de restricción ni para condiciones de magnetización ni de sobre flujo
transitorio, por lo tanto, su ajuste debe ser superior al valor pico estimado de la corriente
de lnrush ante energización del transformador.
Según el fabricante este ajuste para un transformador de potencia debe ser la máxima
corriente de cortocircuito.
21
(4.16)
IDIFF O = 16.67 ¼N
En la figura 4.1 se muestra la característica de operación de la protección diferencial del
transformador, con los ajustes propuestos, en esta figura se puede observar claramente
las zona a, b, c y d.
ldiff •IN D>j
lS
Caracteristica del 7UT6 SIEMENS
1,;
15
14
13
12
11
10 . '
9 • • •• : .•• ;- • � • • •• . .
s
6
5
4
3
2
l
o :'
•
•
•
s 10 12 J� 1� 1s o 21 4 _.; _s. 30 32 3, 3.; �s o ...\. • .; . ,.. so ;z s
--l-OFF> - -· - S.,,,�011 --SLC'f>El- - - �int2 --SLCPt2--1-DIFF» • F�,s El<l•ir=
Figura 4.1 Característica de operación de la protección diferencial con los ajustes
propuestos
f) Bloqueo por 2do y Sto armónico
Con el propósito de evitar disparos indeseados ante corrientes transitorias de
energización del transformador, se habilitará la función de bloqueo de segundo armónico
con un ajuste del 15% sobre el valor de la fundamental para asegurar que el relé no
dispare ante esta condición.
De igual manera se ajustará la opción de bloqueo de quinto armónico, con lo cual se evita
el disparo del transformador ante el incremento de la carga, lo cual origina corrientes
magnetizantes que pueden llegar a superar el ajuste de ldiff> y cuyo contenido de quinto
armónico es elevado. Por lo tanto, se ajustará un bloqueo extendido a cualquiera de las
tres fases con un umbral del 25%.
87 2nd Harmonic Content In I-Diff: 15%
87 5th Harmonic Content In I-Diff: 25%
g) Protección de mínima tensión fase - fase (27)
Se recomienda habilitar la función de mínima tensión en el relé de respaldo (7SJ64).
22
Solo se utilizará un umbral de protección por mínima tensión el cual se ajustará al 75% de
la tensión nominal de la barra asociada al relé. Este ajuste toma en cuenta la mínima
tensión de operación normal (0.95p.u.) y los posibles errores de medición; la
temporización propuesta es de 5 segundos. Esta función solo activará una alarma.
U<= 0.75Vn (45kV)
TU<= 5.00 segundos (alarma)
h) Protección de máxima tensión fase - fase (59)
Se recomienda habilitar la función de máxima tensión en el relé de respaldo (7SJ64).
Las sobretensiones permanentes se producen por pérdidas súbitas de carga ó líneas
largas en vació.
Si el transformador está operando cerca al codo de saturación, un leve incremento de
tensión puede ocasionar corrientes de excitación grandes y la excesiva densidad de flujo,
con el consiguiente calentamiento del núcleo del transformador.
Por lo tanto se ajustará un primer umbral en 115% de la tensión nominal, con una
temporización de 5 segundos y solo activará una alarma.
También se habilitará un segundo umbral ajustado al 120% de la tensión nominal y será
la encargada de emitir disparo a una temporización de 1 segundo.
U> = 1.15 Vn (69 kV)
TU> = 5.00 seg. (Alarma)
U>> = 1.20 Vn (72 kV)
TU>>= 1.00 seg. (Disparo)
4.3.2. Protección de distancia de las líneas de transmisión de SOkV
La protección principal de las líneas de transmisión que salen de la nueva subestación
Morococha están compuestas por relés de distancia marca Siemens modelo 7SA611.
a) Línea Nueva Morococha - Casapalca Norte - Carlos Francisco (L-6532),
extremo Nueva Morococha
• Los parámetros eléctricos de la línea son las siguientes:
Tramo Nueva Morococha - Casapalca Norte (L-6532A)
L = 14.735 km
R1 = 4.8504 Ohm
X1 = 7.3578 Ohm
Zl = 8.8127156.6º Ohm
RO = 9.2499 Ohm
X0 = 26. 9604 Ohm
ZO = 28.503171.06º Ohm
Tramo Casapalca Norte - Carlos Francisco (L-65328)
L = 1.234 km
R1 = 0.4183 Ohm RO = O. 7809 Ohm
X1 = 0.5787 Ohm X0 = 2.2156 Ohm
Zl=0.714�54.14º
Ohm Z0=2.34� Ohm
• Transformadores de corriente y tensión:
Transformador de corriente = Nct = 300/1 =300
Transformador de tensión = Ntt = 49.5/0.11 = 450
Relación de transformación = Kz = Ntt/Nct = 450/300 = 1.5
• Impedancia de carga
23
La mínima impedancia de carga se da para el máximo flujo de carga posible a través de
la línea, la cual es 25.201 MVA (291 A).
z = 0.85*U carga .J?, *
J
z = 0.85*50000 =84.321Qcarga
Jj * 291
El alcance resistivo máximo no debe exceder el 50% de la mínima impedancia de carga,
el cual es de 42.1605 O primarios (28.1070 secundarios). Otro criterio para el ajuste del
alcance resistivo, es que este valor no debe ser mayor a 5 veces el alcance reactivo de
su zona respectiva.
• Ajuste reactivo de la zona 1
Se emplea esta zona en dirección hacia delante. El ajuste de la primera zona cubrirá el
85% del primer tramo de la línea protegida (Tramo Nueva Morococha - Casapalca
Norte). El alcance reactivo será:
X(Z1)prim = 85%*X1prim = 0.85*7.3578 = 6.2541 O prim
X(Z1)sec = X(Z1)prim / Kz = 6.2541 / 1.5 = 4.169 n sec
El ajuste de la temporización será instantáneo (0.00 segundos).
• Ajuste reactivo de la zona 2
Se emplea esta zona en dirección hacia delante. El alcance de la segunda zona será
ajustada para cubrir completamente la línea protegida (L-6532). Se ajusta el alcance de la
zona 2 hasta el 120% de la impedancia de la línea protegida.
X(Z2)prim = 120%*X1prim = 1.2*7.9365 = 9.5238 n prim
X(Z2)sec = X(Z2)prim / Kz = 9.5238 / 1.5 = 6.3492 n sec
El ajuste de la temporización será 0.60 segundos.
• Ajuste reactivo de la zona 3
24
Se emplea esta zona en dirección hacia atrás. Siguiendo el criterio de ajuste actualmente empleado en el resto de las líneas, la tercera zona será ajustada al 60% de la reactancia de línea protegida. X(Z3)prim = 60%*X1prim = 0.60*7.9365 = 4.7619 O prim X(Z3)sec = X(Z3)prim / Kz = 4.7619 / 1.5 = 3.1746 O sec El ajuste de la temporización será 2. 7 segundos. • Ajuste reactivo de la zona 4
Se emplea esta zona en dirección hacia delante. Se ajusta el alcance de la zona 4 hasta el 120% de la suma de reactancias de la línea protegida más la siguiente línea más corta (Carlos Francisco - Antuquito). Este valor no deberá llegar a las barras de 4.16 kV de la subestación Carlos Franscisco. X(Z4)prim = 120%*(X1prim + X1prim(Carlos Francisco-Antuquito)) = 1.20*(7.9365 + 0.4017) = 10.00584 O prim X(Z4)sec = X(Z4)prim / Kz = 10.00584 / 1.5 = 6.67056 O sec XZ4 $ XLNMRC-CFRN + 0.80*XTCF//XTCF XZ4 $ 7.9365 + 0.80(0.056*50*50/2.5)/2 = 30.3365 O primarios 10.00584 s 30.3365 O primarios, si cumple El ajuste de la temporización será 2.2 segundos. Los ajustes resistivos de fases y tierra de las distintas zonas de protección se calculan utilizando el método gráfico de impedancias vistas, estos gráficos se muestran en el Anexo B. b) Línea Nueva Morococha - Casapalca Norte - Carlos Francisco (L-6533),
extremo Nueva Morococha
• Los parámetros eléctricos de la línea son las siguientes:
Tramo Nueva Morococha - Ticlio (L-6533A) L = 8.427 km R1 = 2.7059 Ohm X1 = 3.9878 Ohm
Zl=4.8l�Ohm
RO = 9.2499 Ohm X0 = 26.9604 Ohm
Z0=16.48�71.45º Ohm
Tramo Ticlio - Casapalca Norte (L-65338) L = 6.313 km R1 = 2.1401 Ohm X1 = 2.9608 Ohm
Zl.=3.653�54.14º Ohm
RO= 3.9952 Ohm X0 = 11.3349 Ohm
ZO=12O1�70.5W Ohm
Tramo Casapalca Norte - Carlos Francisco (L-6533C)
L = 1.234 km
R1 = 0.4183 Ohm
X1 = 0.5787 Ohm
Zl = 0.7141154.14º Ohm
RO = O. 7809 Ohm
X0 = 2.2156 Ohm
ZO = 2.3492170.59º Ohm
• Transformadores de corriente y tensión:
Transformador de corriente = Nct = 300/1 =300
Transformador de tensión= Ntt = 49.5/0.11 = 450
Relación de transformación = Kz = Ntt/Nct = 450/300 = 1 . 5
• Impedancia de carga
25
La mínima impedancia de carga se da para el máximo flujo de carga posible a través de
la línea, la cual es 21.651 MVA (250 A).
z = 0.85*U carga -J3 *
J
Z = 0
·85*50000
=98.14950carga J3 * 250
El alcance resistivo máximo no debe exceder el 50% de la mínima impedancia de carga,
el cual es de 49.0748 O primarios (32.7170 secundarios). Otro criterio para el ajuste del
alcance resistivo, es que este valor no debe ser mayor a 5 veces el alcance reactivo de
su zona respectiva.
• Ajuste reactivo de la zona 1
Se emplea esta zona en dirección hacia delante.
El ajuste de la primera zona cubrirá el 85% del primer tramo de la línea protegida (Tramo
Nueva Morococha - Ticlio).
El alcance reactivo será:
X(Z1 )prim = 85%*X1 prim = 0.85*3.9878 = 3.389 n prim
X(Z1 )sec = X(Z1 )prim / Kz = 3.389 / 1.5 = 2.26 n sec
El ajuste de la temporización será instantáneo (0.00 segundos).
• Ajuste reactivo de la zona 2
Se emplea esta zona en dirección hacia delante.
El alcance de la segunda zona será ajustada para cubrir completamente la línea
protegida (L-6532). Se ajusta el alcance de la zona 2 hasta el 120% de la impedancia de
la línea protegida.
X(Z2)prim = 120%*X1prim = 1.2*7.5273 = 9.033 n prim
X(Z2)sec = X(Z2)prim / Kz = 9.033 / 1.5 = 6.022 n sec
El ajuste de la temporización será 0.60 segundos.
• Ajuste reactivo de la zona 3
26
Se emplea esta zona en dirección hacia atrás, siguiendo el criterio actualmente empleado
en el resto de líneas, la tercera zona será ajustada al 60% de la línea protegida.
X(Z3)prim = 60%*X1prim = 0.60*7.5273 = 4.5164 n prim
X(Z3)sec = X(Z3)prim / Kz = 4.5164 / 1.5 = 3.011 n sec
El ajuste de la temporización será 2. 7 segundos.
• Ajuste reactivo de la zona 4
Se emplea esta zona en dirección hacia delante. Se ajusta el alcance de la zona 4 hasta
el 120% de la suma de reactancias de la línea protegida más la siguiente línea más corta
(Carlos Francisco-Antuquito) y este valor no deberá llegar a las barras de 4.16 kV de la
subestación Carlos Franscisco.
X(Z4)prim = 120%*(X1prim + X1prim(Carlos Francisco-Antuquito)) = 1.20*(7.5273 +
0.4017) = 9.5148 n prim
X(Z4)sec = X(Z4)prim / Kz = 9.5148 / 1.5 = 6.3432 O sec
XZ4 ::; XLNMRC-CFRN + 0.80*XTCF//XTCF
XZ4::; 7.5253 + 0.80(0.056*50*50/2.5)/2 = 29.92 n primarios
9.5148::; 29.92 n primarios, si cumple
El ajuste de la temporización será 2.2 segundos.
Los ajustes resistivos se muestran en el Anexo B.
c) Línea Nueva Morococha - Ouvaz - Yauli (L-6528), extremo Nueva Morococha
• Los parámetros eléctricos de la línea son las siguientes:
Tramo Nueva Morococha - Duvaz
L = 1.843 km
R1 = 0.5389 Ohm
X1 = 0.8846 Ohm
Zl = l.035� 58.65º
Ohm
Tramo Duvaz - Yauli
L = 2.69 km
R1 = 1.1486 Ohm
X1 = 1.4230 Ohm
Zl = 1.828151.1º
Ohm
RO= 1.3331 Ohm
XO = 3.1331 Ohm
ZO = 3.404� rfJ.95º
Ohm
RO = 1.9457 Ohm
XO = 4.573 Ohm
Z0=4.�ohm
• Transformadores de corriente y tensión:
Transformador de corriente = Nct = 150/1 =150
Transformador de tensión = Ntt = 49.5/0.11 = 450
Relación de transformación = Kz = Ntt/Nct = 450/150 = 3
• Impedancia de carga
27
La mínima impedancia de carga se da para el máximo flujo de carga posible a través de
la línea, la cual es 13 MVA (150 A).
Z = 0.85*U
carga .Jj * J
�_caga = 163.6 Ohm primarios
El alcance resistivo máximo no debe exceder el 50% de la mínima impedancia de carga,
el cual es de 163.6 n primarios (54.53 n secundarios).
Otro criterio para el ajuste del alcance resistivo, es que este valor no debe ser mayor a 5
veces el alcance reactivo de su zona respectiva.
• Ajuste reactivo de la zona 1
Se emplea esta zona en dirección hacia delante. El ajuste de la primera zona cubrirá el
85% del primer tramo de la línea protegida (Tramo Nueva Morococha - Duvaz). El
alcance reactivo será:
X(Z1)prim = 85%*X1prim = 0.85*0.8846 = 0.7519 n prim
X(Z1)sec = X(Z1)prim / Kz = 0.7519 / 3 = 0.251 n sec
El ajuste de la temporización será instantáneo (0.00 segundos).
• Ajuste reactivo de la zona 2
Se emplea esta zona en dirección hacia delante.
El alcance de la segunda zona será ajustada para cubrir completamente la línea
protegida (L-6528).
Se ajusta el alcance de la zona 2 hasta el 120% de la impedancia de la línea que se
quiere proteger.
X(Z2)prim = 120%*X1prim = 1.2*2.3076 = 2.769 n prim
X(Z2)sec = X(Z2)prim / Kz = 2.769 / 3 = 0.923 O sec
El ajuste de la temporización será 0.20 segundos.
• Ajuste reactivo de la zona 3
Se emplea esta zona en dirección hacia atrás.
Siguiendo el criterio de ajuste actualmente empleado en el resto de las líneas, la tercera
zona será ajustada al 60% de la reactancia de línea protegida.
X(Z3)prim = 60%*X1 prim = 0.60*2.3076 = 1.385 n prim
X(Z3)sec = X(Z3)prim / Kz = 1.385 / 3 = 0.462 O sec
El ajuste de la temporización será 2.7 segundos.
• Ajuste reactivo de la zona 4
Se emplea esta zona en dirección hacia delante.
28
Se ajusta el alcance de la zona 4 igual al 200% de la reactancia de toda la línea que se
quiere proteger.
X(Z4)prim = 200%*X1prim = 2*2.3076 = 4.615 n prim
X(Z4)sec = X(Z4)prim / Kz = 4.615 / 3 = 1.538 n sec
El ajuste de la temporización será de 0.6 segundos.
Los ajustes resistivos se calculan con el método de impedancias vistas y se muestran en
el Anexo B.
d) Revisión de los ajustes actuales de la línea Pachachaca - Nueva Morococha
(L-6529), extremo Pachachaca
• Los parámetros eléctricos de la línea son las siguientes:
Tramo Pachachaca - Estructura 83
L = 10.52 km
R1 = 3.545 Ohm
X 1 = 4.849 Ohm
Zl = 6.007153.83º Ohm
RO = 6. 863 Ohm
X0 = 18.138 Ohm
ZO = 19.393169.27º Ohm
Tramo Estructura 83 - Nueva Morococha
L = 1.302 km
R1 = 0.3807 Ohm RO = O. 7892 Ohm
X1 = 0.6249 Ohm X0 = 2.5274 Ohm
Zl = 0.7318158.65º Ohm ZO = 2.6478172.66º Ohm
• Transformadores de corriente y tensión:
Transformador de corriente = Nct = 300/5 =60
Transformador de tensión = Ntt = 50/0.115 = 434.78
Relación de transformación = Kz = Ntt/Nct = 434.78/60 = 7.25
Tabla 4.8 Ajustes actuales de la protección de distancia de la línea L-6529 ubicado
en la SE Pachachaca.
ZONA 1
Dirección Adelante
R (ohm sec) 5.5
X (ohm sec) 0.69
RG (ohm sec) 5.5
Tiempo (seg) o
• Ajuste reactivo de la zona 1
ZONA2 ZONA3 ZONA4
Adelante Atrás Adelante
5.5 5.5 5.5
0.98 0.6 2.13
5.5 5.5 5.5
0.65 2.7 1.65
El ajuste actual de la primera zona representa aproximadamente el 84% de la reactancia
del tramo de línea existente entre Pachachaca y Morococha:
XZ1/XLPCH-MRC = 0.69*7.25/(4.849+1.1156) = 0.8387
29
Con el ingreso del proyecto de reubicación de la subestación de Morococha y Líneas de
transmisión de 50 kV Asociadas, el alcance de la primera zona deberá seguir
manteniendo un alcance del 84% de la línea Pachachaca - Estructura 83 - Nueva
Morococha:
X(Z}) prim = 0.84 *X}
prim = 0.84 * ( 4.849 + 0.6256) = 4.598Q
X(Zl) = 0.84*Xlprim = 0.84*(4.849+0.6256) =0.634Qsec K
z 7.25
Se considera adecuada la temporización actual: TZ1 = 0.00 segundos
• Ajuste reactivo de la zona 2
El ajuste actual de la segunda zona representa aproximadamente el 121% de la
reactancia del tramo de línea existente entre Pachachaca y Morococha:
XZ2/XLPCH-MRC = 0.98*7.25/(4.849+1.1156) = 1.212
El alcance de la segunda zona deberá seguir manteniendo un alcance del 121 % de la
línea Pachachaca - Estructura 83 - Nueva Morococha, ya que con este ajuste la
protección estuvo actuando correctamente.
X(Z2) = 121%*Xlprim =
1.21 *(4.849+0.6256) = 0.9140sec K2
7.25
Se considera adecuada la temporización actual: TZ2 = 0.65 segundos
• Ajuste reactivo de la zona 3
Debido a que el ingreso del proyecto no modifica la topología existente en la zona que se
encuentra detrás del relé de protección (en Pachachaca), se considera correcto mantener
los ajustes de esta zona.
• Ajuste reactivo de la zona 4
El ajuste actual del alcance de la cuarta zona no deberá llegar a las barras de 23 y 4.16
kV de la subestación Nueva Morococha:
Xz4 :s; XLPCH-NMRC + 0.8Q*XT50-23
Xz4 s 5.4746 + 0.80(0.0406*50*50/4) = 25.775 O primarios
15.443 s 25. 775 O primarios, si cumple
Por lo tanto se recomienda mantener el ajuste actual.
X(Z4)prim = 15.443 O primarios
X(Z4)sec = 2.13 O secundarios
Se considera adecuada la temporización actual: TZ4 = 1.65 segundos
Los ajustes resistivos de fases y tierra de las distintas zonas de protección se calculan
utilizando el método gráfico de impedancias vistas, estos gráficos se muestran en el
Anexo 8.
30
e) Revisión de los ajustes actuales de la línea Pachachaca - Nueva Morococha
(L-6530), extremo Pachachaca
• Los parámetros eléctricos de la línea son las siguientes:
Tramo Pachachaca - Estructura 83
L = 10.53 km
R1 = 3.549 Ohm
X 1 = 5.307 Ohm
Zl = 6.384156.23º Ohm
RO = 6.869 Ohm
X0 = 18.155 Ohm
Z0 = 19.411169.27º Ohm
Tramo Estructura 83 - Nueva Morococha
L = 1.302 km
R1 = 0.3807 Ohm
X1 = 0.6249 Ohm
Zl = 0.7318158.65º Ohm
RO = O. 7892 Ohm
X0 = 2.5274 Ohm
Z0 = 2.6478172.66º Ohm
Tramo Nueva Morococha - Estructura 16
L = 3.238 km
R1 = 00.8468 Ohm RO = 1.9626 Ohm
X1 = 1.5542 Ohm X0 = 6.2854 Ohm
Zl = 1.8199158.65º Ohm Z0 = 6.5847172.66º Ohm
Tramo Estructura 16 - Casapalca Norte
L = 11.515 km
R1 = 3.9036 Ohm RO= 7.2873 Ohm
X1 = 5.8036 Ohm X0 = 20.675 Ohm
Zl = 6.9942156.07° Ohm Z0 = 21.9217170.58º Ohm
• Transformadores de corriente y tensión:
Transformador de corriente = Nct = 300/5 =60
Transformador de tensión = Ntt = 50/0.115 = 434. 78
Relación de transformación= Kz = Ntt/Nct = 434.78/60 = 7.25 Tabla 4.9 Ajustes actuales de la protección de distancia de la línea L-6530 ubicado
en la SE Pachachaca.
ZONAl ZONA2 ZONA3 ZONA4
Dirección Adelante Adelante Atrás Adelante
R (ohm sec) 5.5 5.5 5.5 5.5
X (ohm sec) 1.43 2.22 0.6 2.67
RG (ohm sec) 5.5 5.5 5.5 5.5
Tiempo (seg) o 0.65 2.7 2.3
• Ajuste reactivo de la zona 1
31
El ajuste actual de la primera zona representa aproximadamente el 175% de la reactancia del tramo de línea Pachachaca - Nueva Morococha: Xz1/XLPCH-NM = 1.43*7.25/(5.307+0.6249) = 1.748
El alcance de la primera zona será al 85% de la reactancia de la línea Pachachaca - Nueva Morococha. X(Zl)
prim =0.85*Xlprim
=Ü.85*5.9319=5.042Q
X(Zl) = 0.85*Xlprim = 0.85*5.9319 =0.6955Q
sec
K2 7.25
Se considera adecuada la temporización actual: TZ1 = 0.00 segundos • Ajuste reactivo de la zona 2
El alcance de la segunda zona de protección será ajustada para cubrir completamente la línea protegida (L-6530). Se ajusta el alcance de la zona 2 hasta el 120% de la impedancia de la línea protegida (L-6530).
X(Z2)prim = 120% * Xl
prim = 1.2 * 5.9319 = 7.l 183Q
120%*Xl 1 2*5 9319 X(Z2) = prim = · · = 0.9818Q
sec
Kz 7.25
Se considera adecuada la temporización actual: TZ2 = 0.65 segundos • Ajuste reactivo de la zona 3
Debido a que el ingreso del proyecto no modifica la topología existente en la zona que se encuentra detrás del relé de protección (en Pachachaca), se considera correcto mantener los ajustes de esta zona. • Ajuste reactivo de la zona 4
El ajuste actual del alcance de la cuarta zona no deberá llegar a las barras de 23 y 4.16 kV de la subestación Nueva Morococha: Xz4 S XLPCH-NMRC + O.8O*XT50-23
Xz4 s 5.9319 + 0.80(0.0406*50*50/4) = 26.2320 primarios 19.3575 s 26.232 O primarios, si cumple Por lo tanto se recomienda mantener el ajuste actual. X(Z4)prim = 19.3575 O primarios X(Z4)sec = 2.67 O secundarios Se considera adecuada la temporización actual: TZ4 = 2.3 segundos, los ajustes resistivos de fases y tierra de las distintas zonas de protección se calculan utilizando el método gráfico de impedancias vistas, estos gráficos se muestran en el Anexo B.
32
f) Revisión de los ajustes actuales de la línea Carlos Francisco - Casapalca
Norte - Ticlio - Nueva Morococha (L-6533A - L-6533B - L-6533C), extremo
Carlos Francisco
• Los parámetros eléctricos de la línea son las siguientes:
Tramo Carlos Francisco - Casapalca Norte
L = 1.234 km
R1 = 0.418 Ohm
X1 = 0.579 Ohm
Zl = 0.7141154.14º Ohm
Tramo Casapalca Norte - Ticlio
L = 6.313 km
R1 = 2.140 Ohm
X1 = 2.961 Ohm
Zl = 3.653154.14º Ohm
Tramo Ticlio - Nueva Morococha
L = 8.427 km
R1 = 2.706 Ohm
X1 = 3.988 Ohm
Zl = 4.819155.80º Ohm
RO= 0.781 Ohm
X0 = 2.216 Ohm
Z0 = 2.349170.58º Ohm
RO= 3.995 Ohm
X0 = 11.335 Ohm
Z0 = 12.018170.58º Ohm
RO = 5.246 Ohm
X0 = 15.602 Ohm
Z0 = 16.46171.40º Ohm
• Transformadores de corriente y tensión:
Transformador de corriente = Nct = 300/5 =60
Transformador de tensión = Ntt = 50/0.115 = 434. 78
Relación de transformación= Kz = Ntt/Nct = 434.78/60 = 7.25
Tabla 4.10 Ajustes actuales de la protección de distancia de la línea L-6533
ubicado en la SE Carlos Francisco.
ZONA 1
Dirección Adelante
R (ohm sec) 5.5
X (ohm sec) 0.75
RG (ohm sec) 5.5
Tiempo (seg) o
• Ajuste reactivo de la zona 1
ZONA2 ZONA3 ZONA4
Adelante Atrás Adelante
5.5 5.5 5.5
1.2 0.6 2.2
5.5 5.5 5.5
0.6 2.7 2.3
El ajuste actual de la primera zona representa aproximadamente el 72% de la reactancia
del total de la línea Carlos Francisco - Nueva Morococha:
Xz1/XLCFR-NMR= 0.75*7.25 / (0.579 + 2.961+ 3.988) = 0.722
33
El alcance de la primera zona deberá cubrir el 85% de la reactancia total de la línea
Carlos Francisco - Nueva Morococha.
X(Z1)prim = 85%*X1prim = 0.85*7.528 = 6.399 n prim
X(Z1)sec = X(Z1)prim / Kz = 6.399 / 7.25 = 0.883 n sec
Debido a la presencia de derivaciones a lo largo de la línea Carlos Francisco - Nueva
Morococha (derv. a Casapalca Norte y Ticlio), la primera zona estaría entrando a dichas
subestaciones, por lo que se recomienda elevar la temporización de la primera zona con
la finalidad de coordinar con las protecciones locales de Casapalca Norte y Ticlio.
TZ1 = 0.15 segundos.
• Ajuste reactivo de la zona 2
El alcance actual de la segunda zona representa el 116% de la reactancia total de la línea
Carlos Francisco - Nueva Morococha:
XZ2/XLCFR-NMR = 1.20*7.25 / (0.579 + 2.961+ 3.988) = 1.155
Se recomienda mantener el ajuste actual:
X(Z2)prim = 8.27 n prim
X(Z2)sec = 8.27 / 7.25 = 1.20 n sec
Se considera adecuada la temporización actual: TZ2 = 0.60 segundos
• Ajuste reactivo de la zona 3
Debido a que el ingreso del proyecto no modifica la topología existente detrás del relé (en
Pachachaca), se mantiene los ajustes de esta zona.
• Ajuste reactivo de la zona 4
El ajuste actual del alcance de la cuarta zona no deberá llegar a las barras de 23 y 4.16
kV de la subestación Nueva Morococha:
X(Z4)prim = 2.20 * 7.25 = 15.95 n prim
Xz4 :S XLCFR-NMRC + 0.80*XT50-23
Xz4 :S 7.528 + 0.80(0.0406*50*50/4) = 27.828 n primarios
15.95 s 27.828 n primarios, si cumple
Se recomienda mantener el ajuste actual del alcance reactivo.
X(Z4)prim = 2.20 n secundarios
Debido a que la línea subsiguiente (Nueva Morococha - Pachachaca), solo cuente con
seccionador en su celda de línea, la zona 4 será la encargada de despegar el aporte de
corriente de falla proveniente de C.H. Huanchor, por tal motivo se recomienda disminuir la
temporización a 1 segundo, TZ4 = 1.0 segundos.
Los ajustes resistivos de fases y tierra de las distintas zonas de protección se calculan
utilizando el método gráfico de impedancias vistas, estos gráficos se muestran en el
Anexo B.
34
g) Revisión de los ajustes actuales de la línea Carlos Francisco - Casapalca
Norte - Nueva Morococha (L-6532A - L-6532B), extremo Carlos Francisco
• Los parámetros eléctricos de la línea son las siguientes:
Tramo Carlos Francisco - Casapalca Norte
L = 1.234 km
R1 = 0.418 Ohm RO= 0.781 Ohm
X1 = 0.579 Ohm X0 = 2.216 Ohm
Zl = 0.7141154.14º Ohm ZO = 2.349170.58º Ohm
Tramo Casapalca Norte - Nueva Morococha
L = 14.753 km
R1 = 4.851 Ohm RO= 9.25 Ohm
X1 = 7.358 Ohm X0 = 26.96 Ohm
Zl = 8.813156.60º Ohm ZO = 28.503171.06º Ohm
• Transformadores de corriente y tensión:
Transformador de corriente = Nct = 300/5 =60
Transformador de tensión = Ntt = 50/0.115 = 434. 78
Relación de transformación= Kz = Ntt/Nct = 434.78/60 = 7.25
Tabla 4.11 Ajustes actuales de la protección de distancia de la línea L-6532
ubicado en la SE Carlos Francisco.
ZONAl
Dirección Adelante
R (ohm sec) 5.5
X (ohm sec) 1.48
RG (ohm sec) 5.5
Tiempo (seg) o
• Ajuste reactivo de la zona 1
ZONA2 ZONA3 ZONA4
Adelante Atrás Adelante
5.5 5.5 5.5
2.09 0.6 3.17
5.5 5.5 5.5
0.9 2.7 1.65
El ajuste actual de la primera zona representa aproximadamente el 135% de la
reactancia del tramo de línea Carlos Francisco - Casapalca Norte:
Xz1/XLCFRN-NMR = 1.48*7.25/(0.579+ 7.358) =1.352
El alcance de la primera zona será al 85% de la reactancia de la linea.
X(Zl)prim
= 0.85*Xlprim
= 0.85*7.937 = 6.746Q
X(Zl) = 0.85*Xl
prim = 0.85*7.937 =0.9305Q
se.e
K2 7.25
La primera zona estaría ingresando a la SE Casapalca Norte, por lo que se recomiendo
elevar la temporización a TZ1 = 0.15 segundos.
• Ajuste reactivo de la zona 2
35
El alcance actual de la segunda zona representa el 191 % de la reactancia total de la línea
Carlos Francisco - Nueva Morococha:
XZ2/XLCFR-NMR = 2.09*7.25 / 7.937 = 1.909
Se recomienda ajustar el alcance de la zona 2 hasta el 120% de la línea protegida:
X(Z2)prim = 120%*X1 prim = 1.2*7.937 = 9.524 O prim
X(Z2)sec = X(Z2)prim / Kz = 9.524 / 7.25 = 1.31 n sec
Se recomienda temporizar la zona 2 en: TZ2 = 0.60 segundos
• Ajuste reactivo de la zona 3
Debido a que el ingreso del proyecto no modifica la topología existente detrás del relé de
protección (en Pachachaca), se considera correcto mantener los ajustes de esta zona.
• Ajuste reactivo de la zona 4
El ajuste actual del alcance de la cuarta zona no deberá llegar a las barras de 23 y 4.16
kV de la subestación Nueva Morococha:
Xz4 S XLCFR-NMRC + 0.80*XT50-23
Xz4 :s; 7.9372 + 0.80(0.0406*50*50/4) = 28.2370 primarios
22.98 :s; 28.237 O primarios, si cumple
Debido a que la línea subsiguiente (Nueva Morococha - Pachachaca), solo cuenta con
seccionador, la zona 4 será la encargada de despejar el aporte de corriente de falla
proveniente de C.H. Huanchor, por eso se recomienda disminuir el alcance reactivo y la
temporización, con la finalidad que la zona 4 sea utilizada como protección de esta línea.
X(Z4)prim = 1.20*(XlcFR-NMRC + XLNMRC-PCH) = 1.2*13.1819
X(Z4)prim = 15.82 O primarios
X(Z4)sec = 15.82 / 7.25 = 2.18 O sec
La temporización será de: TZ4 = 1.00 segundos
Los ajustes resistivos se calculan con el método de impedancias vistas.
4.3.3. Protección de sobrecorriente de las líneas de transmisión de 50kV
Como protección de respaldo de las protecciones de distancia de las líneas nuevas de 50
kV de la subestación Nueva Morococha, se contará con relés Siemens modelo 7SJ64.
a) Protección de sobrecorriente de fases
Los cálculos de los ajustes para las funciones de sobrecorriente de fase se han efectuado
teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:
Corriente de operación: ha sido ajustado de manera que la corriente de carga máxima
fluya sin problema alguno.
Temporización: la característica de operación será seleccionada en base al resto de
protecciones de sobrecorriente existente en el sistema colindante.
36
Instantáneo: por razones de selectividad, esta unidad puede ser necesario habilitarla.
Las curvas de operación están ubicadas por debajo de la capacidad térmica del
transformador de potencia y por encima de los valores de las corrientes de energización
que se estima en 1 O veces la corriente nominal con un tiempo de duración de 150 mseg.
En la figura 4.3 se puede apreciar la selectividad que existe entre la protección de
sobrecorriente fase de la línea L-6532A (Nueva Morococha) con el resto de las
protecciones ubicadas en la red de 50kV, para una falla en los primeros tramos de la
línea L-6532A. En caso la protección de distancia no opere, la protección de
sobrecorriente direccional (67) de la línea L-6532A estará operando en su etapa de
tiempo definido (50ms), coordinando de esta manera con la segunda zona de la
protección de distancia de la línea L-6530 ubicada en Pachachaca (RE05-15) y con su
función 67 la cual estaría operando en aproximadamente 260ms. Por otro lado, el aporte
proveniente del otro extremo será despejado por el relé R18-13 en un tiempo de
aproximadamente 250 ms.
Para mantener un margen de coordinación mayor a 150 ms. entre las protecciones de
Nueva Morococha y Pachachaca, se recomienda incrementar el ajuste del dial actual de
la función 67 del relé ubicado en Pachachaca (REOS-15) de 0.1 O a 0.11.
En la figura 4.4 se puede apreciar la selectividad que existe entre la protección de
sobrecorriente fase de la línea L-6532A (Nueva Morococha) con el resto de las
protecciones ubicadas en la red de 50kV, para una falla en el lado de 50kV del
transformador de la subestación Casapalca. En caso la protección del transformador de
Casapalca no opere, la protección de sobrecorriente direccional (67) de la línea L-6532A
estará operando en su etapa de tiempo inverso (aprox. 400 ms), coordinando de esta
manera con las protecciones ubicadas en Pachachaca; por otro lado, el aporte
proveniente del otro extremo será despejado por el relé R 18-13 en un tiempo de
aproximadamente 11 O ms.
En la figura 4.5 se puede apreciar la selectividad que existe entre las protecciones
de sobrecorriente fase de las líneas L-6532A y L-6533A (Nueva Morococha) con el resto
de las protecciones ubicadas en la red de 50kV, para una falla trifásica en la barra de
Antuquito 50kV. En caso la protección de la línea C. Francisco - Antuquito (R 18-21) no
opere (290ms), las protecciones de sobrecorriente direccionales (67) de las líneas L-
6532A y L-6533A estarán operando en su etapa de tiempo inverso (aprox. 450ms),
coordinando de esta manera con las protecciones ubicadas en Carlos Francisco.
En la figura 4.6 se puede apreciar la selectividad que existe entre la protección de
sobrecorriente fase ubicado en el lado de 50kV del transformador de Nueva Morococha
con el resto de las protecciones ubicadas en la red de 50kV, para una falla en la
37
acometida de 50 kV del transformador de potencia de la subestación Nueva Morococha.
En caso la protección diferencial del transformador no opere, la función de sobrecorriente
fase ubicado en el lado de 50 kV estará despejando la falla en su etapa de tiempo
definido (50 ms), coordinando de esta forma con las protecciones de Pachachaca (RE05-
14, 450 ms) y Carlos Francisco (RE18- 12, 490 ms).
En la figura 4. 7 se puede apreciar la selectividad que existe entre la protección de
sobrecorriente fase de la línea L-6528 (Nueva Morococha) con el resto de las
protecciones ubicadas en la red de 50kV, para una falla trifásica en Duvaz 50kV. En caso
la protección de la línea L-6528 Nueva Morococha - Duvaz (RE-L-6528) no opere, la
protección de sobrecorriente direccional (67) de la línea L-6529 estará operando en su
etapa de tiempo inverso (aprox. 560 ms), coordinando de esta manera con la protección
de la línea L-6528; por otro lado, el aporte proveniente del otro extremo será despejado
por el relé de protección RE18-12 en 580ms.
En la figura 4.8 se puede observar que para una falla entre fases a la salida de
cualquiera de los alimentadores de 23kV de la subestación Nueva Morococha, la
protección de sobrecorriente fase del alimentador con falla estará despejando la falla en
120ms, coordinando de esta manera con los tiempos de operación de la protección
ubicada en el lado de 23kV (RE-23, 31 Oms), la cual a su vez coordinará con la protección
ubicada en el lado de 50kV (RE-TR3, 510ms) del transformador de potencia.
En la gráfica 4.9 se puede observar que para una falla entre fases a la salida de
cualquiera de los alimentadores de 4. 16kV de la subestación Nueva Morococha, la
protección de sobrecorriente fase del alimentador con falla estará despejando la falla en
140ms, coordinando de esta manera con los tiempos de operación de la protección
ubicada en el lado de 4.16kV (RE-4.16, 330ms), la cual a su vez coordinará con la
protección ubicada en el lado de 50kV (RE-TR3, 730 ms) del transformador de potencia.
b) Protección de sobrecorriente de fase - tierra (homopolar)
Para el cálculo de los ajustes se tuvieron las siguientes consideraciones:
Corriente de operación: se ha considerado entre el 1 O y 40% del flujo máximo como valor
de arranque, teniendo en cuenta que este valor no sea menor que el 5% del
transformador de corriente, para evitar posibles errores de medición.
Temporización: la característica de operación será seleccionada en base al resto de
protecciones de sobrecorriente existente en el sistema colindante.
Instantáneo: por razones de selectividad, esta unidad puede ser necesario habilitarla.
En la figura 4.1 O se puede apreciar que con los ajustes propuestos para la
protección de sobrecorriente tierra de la línea L-6533A de la S.E. Nueva Morococha,
existe una adecuada selectividad con el resto de las protecciones ubicadas en la red de
38
50kV. Sin embargo se recomienda elevar el ajuste actual del dial de operación de la
protección de sobrecorriente tierra ubicado en Pachachaca y que protege a la línea L-
6530 a 0.60 (igual al ajuste actual de la L-6529).
También se observa que ante una falla monofásica franca a tierra en los primeros tramos
de la línea L-6533A, en caso no opere la protección de distancia tierra, la función de
sobrecorriente tierra de la línea estará despejando la falla en un tiempo de
aproximadamente 21 0ms, coordinando de esta manera con el relé de protección RE05-
14, el cual tendrá un tiempo de actuación de 540 ms.
En la figura 4.11 se observa que ante una falla monofásica franca a tierra en los
primeros tramos de la línea L-6532A, en caso no opere la protección de distancia tierra, la
función de sobrecorriente tierra de la línea estará despejando la falla en un tiempo de
210ms, coordinando de esta manera con el relé de protección RE05-15, el cual tendrá un
tiempo de actuación de 560ms. (con el ajuste del dial propuesto de 0.60).
En la figura 4.12 se observa que ante una falla monofásica franca a tierra en los
primeros tramos de la línea L-6528, en caso no opere la protección de distancia tierra, la
función de sobrecorriente tierra de la línea estará despejando la falla en un tiempo de
aproximadamente 140 ms, coordinando de esta manera con las protecciones ubicadas en
Pachachaca y Carlos Francisco, los cuales tendrán un tiempo de actuación de
aproximadamente 630 ms (RE05-14). y 780 ms (RE18-12).
En la figura 4.13 se puede apreciar la selectividad que existe entre las
protecciones de sobrecorriente tierra de las líneas L-6532A y L-6533A (Nueva
Morococha) con el resto de las protecciones ubicadas en la red de 50kV, para una falla
monofásica franca a tierra en la barra de Antuquito 50kV. En caso la protección de la
línea C. Francisco - Antuquito (R18-21) no opere (390 ms), las protecciones de
sobrecorriente direccionales a tierra (67N) de las líneas L-6532A y L-6533A estarán
operando en su etapa de tiempo inverso (aprox. 1 segundo), coordinando de esta manera
con las protecciones ubicadas en C. Francisco; por otro lado, estas protecciones estarán
coordinando con las protecciones ubicadas en Pachacha ca (RE05-14 y RE0S-15).
En la figura 4. 14 se puede apreciar la selectividad que existe entre la protección
de sobrecorriente tierra ubicado en el lado de 50kV del transformador de Nueva
Morococha con el resto de las protecciones ubicadas en la red de 50kV, para una falla
franca a tierra en la acometida de 50kV del transformador de potencia de la subestación
Nueva Morococha. En caso la protección diferencial del transformador no opere, la
función de sobrecorriente tierra ubicado en el lado de 50kV estará despejando la falla en
su etapa de tiempo definido (50 ms), coordinando de esta forma con las protecciones de
Pachachaca (RE05-14, 540 ms) y Carlos Francisco (RE18-12, 670 ms).
DO.DO
10.00
�-00 w ¡::
0.10
MOROCOCHA EXISTENTE
TICL-
11"'
0-"'I"" SOkV L-6532A
L-65338
L-6532 L·6533C
1
: JR-6MVA 1
• 1 RE0S-14
: 1 : 1 : 1
Reos-�s : 1
RE-L6!i33A •
1 RE-L65�2A1
• 1 RE18-13 1
¡ 1 ¡ ¡ 1
)1( 1
L-6530
L-6529
DUVAZ
L-66331\
50kV SOl<V
ANTlJOVlTO
39
o.o, +-----------�----�-'---'-------'-�-----------------------l10 100 10000
RE18-13
7.0A 0.25 s
100000
Figura 4.3 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase del
sistema de 50kV, para una falla trifásica al 1% de la línea L-6532A
100.00
10.00-
o i1.00-UI ¡::
0.10
0.01 10
L-6!.33B
100
REOS-14
986.0A
1.18 s
MOROCOCHA EXISTENTE
SOkV L-6532A
CASAPALCA
coRRl�tAJ
ANAUSIS DE OPERACI N DE LOS RELES
REOS-15 RE-l6533A
1050.0A 968.0A
0.59s O 49 s
SOkV SOkV
RE-l6532A
1051.0A
0.40 s
10000
40
100000
RE18-13
1695.0A
0.11 s
Figura 4.4 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase del
sistema de 50kV, para una falla trifásica en Casapalca 50kV.
00.00
10.00
o
�1.00
0.10
0.01
"
L""5338
L-653:IC
MOROCOCHA EXISTENTE
SOkV L�
CASAPALCA
50kV
L-6530
DUVAZ
1
RE18-21 ANTUOUITO
100
REOS-14 1021.0A
1.12 s
1 RE18-?1 RE05-1:5
:TR-6MVA
CORR�(A)
ANALISIS DE DPERACION DE LOS RELES
REOS-15 RE-L6533A 966.0A 1003.0A
0.67 s 0.46 s
RE-L6532A
967.0A
0.45 s
SOkV
e
S.E. NUEVA
MOROCOCHA
23'.V
10000
41
100000
RE18-21 1968.0A
0.29s
Figura 4.5 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase del
sistema de SOkV, para una falla trifásica en Antuquito SOkV
100.00
10.00
o �-00 w ;=
0.10
0.01
l-6533A
10 100
REOS--14
2099.7 A
0.45 s
MOROCOCHA EXISTENTE
50kV l-6532A
CASAPALCA
L-6530
L-6529
DUVAZ
>-
l-6532A
50kV SOkV
•-1 � RE._BC
e
ANTUOUITO
R-6MVA
CORR6-re (A) 10(0)
ANALISIS DE OPERACI N DE LOS RELES
REOS-15 RE-TR3 REBC
3542A '1997.3A 25137.3A
622s 0.05s 0.01 s
42
00000
RE18-13 RE18-12
354.5A 898.3A 1.41 s 0.49s
Figura 4.6 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente, para una
falla trifásica en acometida 50kV del transformador de la SE Nueva Morococha.
100.00
10.00
o �1.00
0.10
MOROCOCHA EXISTENTE
>-
SOkV
L-6533A. L-6533A
.------;:======-=---=------'==_,
L-6533B
L-GS33C
SOkV L--6532.A
RE0S-iii
1 1
1 1 1 ·,
1 1
1 ·,
1 ·,
1
CASAPALCA
ANTUOUírO
SOkV
S.E.
NUEVA MOROCOCHA
n,v
••v D-l �
RE_BC
e
43
0.01 +-----------------��-----�-------------------------'
10 100 CORR1Wrre (A) 10000 100000
AHAUSIS DE OPERACION DE LOS REOS-14 REOS-15 RE18-13 RE18-12 1734.0A 315.0A 2526.0A 315.0A 796 .0A
0.56s 29.70 s 0.05s 2.16 s 0.58 s
Figura 4. 7 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase del
sistema de 50kV, para una falla trifásica en Duvaz 50kV.
100.00
10.00
i 1.00 w ¡::
0.10
R23-NM
R23-C� R23-AR
50kV 23kV
S.E.
NUEVA
MOROCOCHA
RE23-NM --(> Salida
Nva. Mo.-ococha RE23-AR
Salida Chinalco
Salida Argenlum (Alpamina)
Salida Chinalco (Tuctu)
4.16kV
Chinalco
!> Argentum
•----1> Amigo 2.3
e
1
1
44
0.01 +---------���---------�---------�------------!
10 100 CORRMITE(A)
1829.0A 1829.0A 1829.0A 1829.0A 0.31s 0.12s 0.12s 0.12s
10000
Figura 4.8 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente, para una
falla trifásica a la salida de los alimentadores de 23kV
50kV 23kV
S.E.
NUEVA
MOROCOCHA
Chinalco
-e> Argentum
----D Amigo 2.3
e
RE23-NM
Salida Chínalco
Salida Argentum (Alpamina)
Salida Chinalco (Tuctu)
45
100.00 .-----�------�--�---------------------------�
10.00 ·
i 1.00
0.10
RE-4AR
1
11
11
11
0.01 +-----------........ -------��------------------------<
to 100 CORfflllNTE(A) 10000
RE-1R3 RE-4.16
655.3A 7530.1 A 7530.0A 7531.0A
0.73 s 0.33 s 0.14 s 0.15s
Figura 4.9 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase, para
una falla trifásica a la salida de los alimentadores de 4.16kV.
100.00
10.00
o �1.00
IUO
PACHACHACA SOkV
REOS-14 •l!!JREOS-15
1 L-GSJO
l� L-6530
L-M29
MOROCOCHA EXISTENTE
OWAZ
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l-6533A l-G533A
50kV l-'iSJVI l-6532A
CASAPALCA
l-<;5338
SOkV
L-653213 RE18-CARLOS FRANCISCO
l-<l533C I >r. REIS-12
46
SO.V 50kV
V
,r •
RE-t.6532A
ANTIJOUITO
0.01 +---------------------------�-------------------<
lO 100
1441 A 7.0A 0.54 s NO ARRANCA
CORRBITE(A) 10000
RE18-12
1003.0A
0.69 s
Figura 4.1 O Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase
tierra del sistema de SOkV, para una falla monofásica a tierra Rf=O al 1% de L-6533A.
100.00
10.00 ·
o �1.00 w ¡::
0.10
l-6533B
L-6533C
MOROCOCHA EXISTENTE
50kV L--6532A
47
50kV 50kV
¡v
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RE__OC
e
0.01 +---------------------------�------------------<
10 100 CORRfl!lmE (A)
RE-l.6532A 1402.0A
021 s
10000
RE13-13
990.0A
0.30 s
100000
Figura 4.11 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase
tierra del sistema de 50kV, para una falla monofásica a tierra Rf=O al 1% de L-6532A.
100.00
10.00
o
�-00 w ¡::
0.10
l-6533Á
SOkV
l-<;53313
L-653 l--053:JC
L-6530
MOROCOCHA lF-J EXISTENTE
1
l-«>32}\
RE18-,,
CASAPALCA
DUVAZ
>-
l-6533A
L�0532A
C!_. s>-I
50kV SOkV
e
S.E.
NUEVA
MOROCOCHA
48
0.01 +-�-------��---.-----------�----�-----�--------------<10 100 CORRIIHTE(A) 10000
REOS.1� RE05.15 RE18-13 RE18-12
1252.0A 6.0A 13.0A 694.0A
0.63 s NO ARRANCA NO ARRANCA .78 s
Figura 4.12 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase
tierra del sistema de SOkV, para una falla monofásica a tierra Rf=O al 1% de L-6528.
00.00
10.00
o
�.00· 111 ¡::
0.10 ·
RE18-21
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REOS-14 •"fREOS-15
SOkV
1 L-6530 L-6530.,_ _____ _,c::='----�='1---,,-
l·6S33C
SOkV
MOROCOCHA EXISTENTE
l>---1'--"=f�: 50kV
OUVAZ
L-6533A
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SOkV
c
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10 100 CORRl!tiTE(A) 10000
REOS.14 RE05.15 RE-t.6533A RE-l6532A RE111-21
299.0A 288.0A 282.0A 288.0A 1947.0A
3.49 s 3.68s 0.96 s 1.00s O 39 s
Figura 4.13 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase
tierra del sistema de 50kV, para una falla monof. a tierra Rf=O en Antuquito 50kV.
100.00
10.00
o �1.00 w ¡::
0.10
PACHACHACA
- ·r-.. ·r-..L-6529 L-6530
MOROCOCHA EXISTENTE
L--05.l3A
TICTT50kV L-6532A
CASAPALCA
L·653JB
L·
L-6533C
50
50kV L-6530
L-"529
DUVAZ
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e
L-6533A
L-6532A
ANTUOUITO
0.01 -f--�-----------.---------------........... -'-------�-----------l
10 100 COR�TE(A) 10000
REOS.14 REOS.15 RE-TRJ RE18-13 RE18-12
1445.0A 7.0A 2412.0A 15.0A 1031.0A
0.54 s NO ARRANCA 0.05s 0.67 s
Figura 4.14 Diagrama de selectividad entre protecciones de sobrecorriente fase
tierra, para una falla monofásica a tierra Rf=O en acometida 50kV del transformador
CAPITULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
5.1. Protección de distancia
En las siguientes tablas se muestran los ajustes propuestos de las protecciones de
distancia de las líneas de transmisión que se analizaron en el capítulo IV.
• En la tabla 5.1 se muestran los ajustes propuestos de la protección de distancia de
la línea L-6532, en el extremo de la nueva subestación de Morococha. Estos
ajustes permiten proteger la línea L-6532 y además sirven como respaldo para
fallas que ocurran en las instalaciones de media tensión de la SE Carlos Francisco.
Tabla 5.1 Ajustes propuestos para la línea L-6532.
ZONAl ZONA2 ZONA3 ZONA4
Dirección Adelante Adelante Atrás Adelante
R (ohm sec) 10 15 15 22.5
X (ohm sec) 4.17 6.35 3.17 6.67
RG (ohm sec) 20 30 15 33
Tiempo (seg) o 0.6 2.7 2.2
• En la tabla 5.2 se muestran los ajustes de la protección de distancia de la línea L-
6533, en el extremo de la nueva subestación de Morococha. Estos ajustes permiten
proteger la línea L-6533 y además sirven como respaldo para fallas que ocurran en
las instalaciones de media tensión de la SE Carlos Francisco.
Tabla 5.2 Ajustes propuestos para la línea L-6533 de la nueva subestación
Morococha.
ZONAl ZONA2 ZONA3 ZONA4
Dirección Adelante Adelante Atrás Adelante
R (ohm sec) 10 15 15 22.5
X (ohm sec) 2.26 6.02 3.01 6.34
RG (ohm sec) 11 30 15 33
Tiempo (seg) o 0.6 2.7 2.2
52
• En la tabla 5.3 se muestran los ajustes propuestos de la protección de distancia de
la línea L-6528, en el extremo de la nueva subestación de Morococha. Estos
ajustes permiten proteger la línea L-6528 y además sirven como protección de
respaldo para fallas que ocurran en las instalaciones de media tensión de la SE
Duvaz.
Tabla 5.3 Ajustes propuestos para la línea L-6528 de la nueva subestación
Morococha.
ZONAl ZONA2 ZONA3 ZONA4
Dirección Adelante Adelante Atrás Adelante
R (ohm sec) 1.25 4.6 2.3 7.7
X (ohm sec) 0.25 0.92 0.46 1.54
RG (ohm sec) 1.25 4.6 2.3 7.7
Tiempo (seg) o 0.2 2.7 0.6
• En la tabla 5.4 se muestran los ajustes propuestos de la protección de distancia de
la línea L-6529, en el extremo de la SE Pachachaca. Estos ajustes permiten
proteger en su totalidad la línea L-6529 y además sirven como respaldo para fallas
que ocurran en las instalaciones de media tensión de la nueva subestación
Morococha.
Tabla 5.4 Ajustes propuestos para la línea L-6529 de la SE Pachachaca.
ZONAl ZONA2 ZONA3 ZONA4
Dirección Adelante Adelante Atrás Adelante
R (ohm sec) 5.50 5.50 5.50 5.50
X (ohm sec) 0.63 0.91 0.60 2.13
RG (ohm sec) 5.50 5.50 5.50 5.50
Tiempo (sea) o 0.65 2.70 1.65
• En la tabla 5.5 se muestran los ajustes de la protección de distancia de la línea L-
6530, en el extremo de la SE Pachachaca. Estos ajustes permiten proteger la línea
L-6530 y además sirven como respaldo para fallas que ocurran en las instalaciones
de media tensión de la nueva subestación Morococha.
Tabla 5.5 Ajustes propuestos para la línea L-6530 de la SE Pachachaca.
ZONAl ZONA2 ZONA3 ZONA4
Dirección Adelante Adelante Atrás Adelante
R (ohm sec) 5.50 5.50 5.50 5.50
X (ohm sec) 0.70 0.98 0.60 2.67
RG (ohm sec) 5.50 5.50 5.50 5.50
Tiempo (seg) o 0.65 2.70 2.30
53
• En la tabla 5.6 se muestran los ajustes propuestos de la protección de distancia de
la línea L-6533, en el extremo de la SE Carlos francisco. Estos ajustes permiten
proteger la línea L-6533 y además sirven como protección de respaldo para fallas
que ocurran en las instalaciones de media tensión de la nueva subestación
Morococha.
• En la tabla 5. 7 se muestran los ajustes propuestos de la protección de distancia de
la línea L-6532, en el extremo de la SE Carlos francisco. Estos ajustes permiten
proteger la línea L-6532 y además sirven como protección de respaldo para fallas
que ocurran en las instalaciones de media tensión de la nueva subestación
Morococha.
Tabla 5.6 Ajustes propuestos para la línea L-6533 de la SE Carlos Francisco.
ZONAl ZONA2 ZONA3 ZONA4
Dirección Adelante Adelante Atrás Adelante
R (ohm sec) 5.50 5.50 5.50 5.50
X (ohm sec) 0.88 1.20 0.60 2.20
RG (ohm sec) 5.50 5.50 5.50 5.50
Tiempo (seg) 0.15 0.60 2.70 1.00
Tabla 5.7 Ajustes propuestos para la línea L-6532 de la SE Carlos Francisco.
ZONAl
Dirección Adelante
R (ohm sec) 5.50
X (ohm sec) 0.93
RG (ohm sec) 5.50
Tiempo (seg) 0.15
5.2. Protección de sobrecorriente
ZONA2
Adelante
5.50
1.53
5.50
0.60
5.2.1 Protección de sobrecorriente de fases
ZONA3 ZONA4
Atrás Adelante
5.50 5.50
0.60 2.18
5.50 5.50
2.70 1.00
En la tabla 5.8 se muestran los ajustes propuestos de las protecciones de sobrecorriente
de fases, con estos nuevos ajustes se logra la correcta coordinación de los siguientes
relés de protección.
• Relés de 50kV de la SE Pachachaca y los relés de 50kV de la nueva subestación
de Morococha.
• Relés de 50kV de la SE Carlos Francisco y los relés de 50kV de la nueva
subestación de Morococha.
• Relés de 50kV y 23kV de la nueva subestación de Morococha.
• Relés de 50kV y 4.16kV de la nueva subestación de Morococha.
54
Tabla 5.8 Ajustes propuestos de las protecciones de sobrecorriente de fases
ler Umbral 2do Umbral
Ajustes
Arranque lp> t> Arranque
t>> Curvas lp»
Rele Modelo CT A A
Seg A A
Seg prim. Sec. prim. Sec.
RE0S-14 7SJ62 300/5 300 5 0.2 2820 47 o.os IEC Very lnverse
RE0S-15 7SJ62 300/5 300 5 0.11 2820 47 o.os IEC Very lnverse
RE-TR3 7SJ64 150/1 116 0.773 0.25 1120 7.467 o.os IEC Very lnverse
RE-L-6528 7SJ64 300/1 270 0.9 o.os 2100 7 o.os IEC Very lnverse
RE-L-6533A 7SJ64 300/1 300 1 0.08 1410 4.7 o.os IEC Very lnverse
RE-L-6532A 7SJ64 300/1 285 0.95 0.08 1410 4.7 o.os IEC Very lnverse
RE BC 7SJ62 300/1 80 0.267 0.09 1000 3.333 0.01 IEC Standard lnverse
RE18-13 MODN 300/5 240 4 o.os - - - IEC Very lnverse
RE18-12 MODN 300/5 240 4 0.1 - - - IEC Very lnverse
RE18-21 7SJ62 300/1 300 1 0.12 - - - IEC Very lnverse
RE-TR3 7SJ62 150/1 116 0.773 0.25 1120 7.467 o.os IEC Very lnverse
RE-4.16 7SJ62 800/1 655 0.819 0.26 - - - IEC Very lnverse
RE-23 7SJ62 300/1 156 0.520 0.25 - - - IEC Very lnverse
R23-NM 7SJ62 300/1 60 0.2 0.17 - - - IEC Very lnverse
R23-AR 7SJ62 300/1 60 0.2 0.17 - - - IEC Very lnverse
R23-CH 7SJ62 300/1 60 0.2 0.17 - - - IEC Very lnverse
R4-AR 7SJ62 400/1 200 0.5 0.2 - - - IEC Very lnverse
R4-CH 7SJ62 400/1 390 0.975 0.2 - - - IEC Very lnverse
RE BC 7SJ62 150/1 80 0.533 0.09 1000 6.667 0.01 IEC Standard lnverse
5.2.2 Protección de sobrecorriente de fase - tierra (homopolar)
En la tabla 5.9 se muestran los ajustes propuestos de las protecciones de sobrecorriente
de tierra, con estos nuevos ajustes se logra la correcta coordinación de los siguientes
relés de protección.
• Relés de 50kV de la SE Pachachaca y los relés de 50kV de la nueva subestación
de Morococha.
• Relés de 50kV de la SE Carlos Francisco y los relés de 50kV de la nueva
subestación de Morococha.
55
Tabla 5.9 Ajustes propuestos de las protecciones de sobrecorriente de tierra
ler Umbral 2do Umbral
Ajustes Arranque
Arranque lp> t> lp» t>> Curvas
A A A A
Rele Modelo CT prim. Sec. Seg prim. Sec. Seg
REOS-14 7SJ62 300/5 90 1.5 0.6 2820 47 0.01 IEC Very lnverse
REOS-15 7SJ62 300/5 90 1.5 0.6 2820 47 0.01 IEC Very lnverse
RE-TR3 7SJ64 150/1 15 0.1 0.2 150 1 o.os IEC Very lnverse
RE-L-6528 7SJ64 300/1 75 0.25 0.2 - - - IEC Very lnverse
RE-L-6533A 7SJ64 300/1 54 0.18 0.3 - - - IEC Very lnverse
RE-L-6532A 7SJ64 200/1 57 0.285 0.3 - - - IEC Very lnverse
RE BC 7SJ62 300/1 20 0.067 o.os 600 2 0.01 IEC Standard lnverse
RE18-13 MODN 300/5 60 1 0.35 - - - IEC Very lnverse
RE18-12 MODN 300/5 60 1 0.8 - - - IEC Very lnverse
RE18-21 7SJ62 300/5 30 0.5 O.SS - - - IEC Very lnverse
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
1. Para mantener la correcta operación del relé de protección de distancia de la línea
L-6529 de la SE Pachachaca, se realizó los siguientes cambios en sus ajustes de
protección.
- Se cambió la reactancia de fases de la zona 1 de 0.69 Ohm secundarios a 0.63
Ohm secundarios.
- Se cambió la reactancia de fases de la zona 2 de 0.98 Ohm secundarios a 0.91
Ohm secundarios.
2. Para mantener la correcta operación del relé de protección de distancia de la línea
L-6530 de la SE Pachachaca, se realizó los siguientes cambios en sus ajustes de
protección.
- Se cambió la reactancia de fases de la zona 1 de 1.43 Ohm secundarios a O. 7
Ohm secundarios.
- Se cambió la reactancia de fases de la zona 2 de 2.22 Ohm secundarios a 0.98
Ohm secundarios.
3. Para mantener la correcta operación del relé de protección de distancia de la línea
L-6533 de la SE Carlos Francisco, se realizó el siguiente cambio en sus ajustes de
protección.
- Se cambió la reactancia de fases de la zona 1 de 0.75 Ohm secundarios a 0.88
Ohm secundarios.
4. Para mantener la correcta operación del relé de protección de distancia de la línea
L-6532 de la SE Carlos Francisco, se realizó los siguientes cambios en sus ajustes
de protección.
- Se cambió la reactancia de fases de la zona 1 de 1.48 Ohm secundarios a 0.93
Ohm secundarios.
- Se cambió la reactancia de fases de la zona 2 de 2.09 Ohm secundarios a 1.31
Ohm secundarios.
- Se cambió la reactancia de fases de la zona 4 de 3.17 Ohm secundarios a 2.30
Ohm secundarios.
57
5. Para evitar disparos indeseados del interruptor del transformador, debido a
corrientes transitorias cuando se energice el transformador, se habilitó la función de
bloqueo por segundo armónico.
6. Para evitar disparos indeseados del interruptor del transformador, debido a
incrementos de carga se habilitó la función de bloqueo por quinto armónico.
RECOMENDACIONES
1. Se recomienda hacer seguimiento continuo al transformador de corriente del lado
de SOkV del transformador de potencia, ya que es el único que se satura para
cortocircuitos.
ANEXOS
ANEXO A - Diagrama unifilar de protecciones de la nueva subestación Morococha
PLANO 01
ANEXO B - Impedancias vistas
30.0
[prl.Ohm]
20.0
15.0
-20.0 -15.0 -10.0 -5.00
•
:] NVA MOR 50B2\Cub_ 4\RE_L6532A
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I I
I
I I
I
1 1 I
I
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I
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•
••
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•
•
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•
•
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•
•
•
•
••
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•
•
•
10.0
• Cortocircuito 3F: • Cortocircuito -2F: • Cortocircuito -2F A: Resistencia r/e falla 5 ohm • Cortocircuito -2F-B: Reslstenci,á de falla 10 ohm • Cortocircuito -3F-Barra: • Cortoclrculto:2F:Barra:
SIEMENS CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6 21 _L6532-NMORO-CFRN
SE Nueva Morococha L6532. Operación normal Fallas 3F y 2F a cada 20% de cada tramo de linea (NMORO-T-MORO-T-CNRT-CFRN)
Date: 6/9/2012
Annex: NMORO-21
i ...
-30.0 -15,0 -10.0
---- NVA MOR 5081(\Cub_ 41RE_L6532A
40.0
[prl.Ohm]
35.0
-5.00
30.0
20.0
15,0
I
¿_
•
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-10.0
-15.0
•
•
15.0
• •
20.0 35.0
• JZortoclrcuilo 1 F: Cortocircuito -1 F A: Resistencia de falla 20 ohm
• Cortocircullo-1F-B: Resistencia de falla 50 ohm • Cortocircuito: 1 F:earra:
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6 21N_L6532-NMORO-CFRN SIEMENS SE Nueva Morococha L6532, Operación normal Fallas 1 F a cada 20% de cada tramo de linea (NMORO-T-MORO-T-CNRT-CFRN)
Date: 6/9/2012
Annex: NMORO-21N
1
/1 1
-30.0 -20.0 -10.0
---- NVA MOR 50A2\Cub_ 4\RE_L6533A
20.0
[prl.Ohm] 1
10.0�
I .,
K--:::::
•
-10.0
-20.0
•
•. •
•
•
• •
•
•
••
••
••
•
,, ,,,, •
•
•
•
1
l1
/1
/rprl.�hml 10.0 20.0 30.0 40.0
• Cortocircuito 3F: • Cortocircuito -2F: • Cortocircuito -2F A: Resistencia de falla 5 ohm • Cortoclrculto-2F-B: Resistencia de falla 10 ohm • Cortocircuito -3F-Barra: • Cortocirculto:2F:Barra:
SIEMENS CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6 21_L6533-NMORO-CFRN
SE Nueva Morococha L6532, Operación normal Fallas 3F y 2F a cada 20% de cada tramo de linea (NMORO-T-MORO-T-CNRT-CFRN)
Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21
40.0
[pri.Ohm)
30.0
•
20.0
• •
••••••
I \ I • •
•
•
•• ••
1
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1 1
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•=
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1 1 r 1 1 1
I Ad.o 1 -30.0 -20.0 -10.0 10.0 20.0 30.0 40.0 [prl.Ohm] 60.0
-10.0
-20.0
---- NVA MOR 50A2\Cub_ 4\RE_L6533A • Cortocircuito 1 F: • Cortocircuito -1 F A: Resistencia de falla 20 ohm • Cortocircuito -1 F'B: Resistencia de falla 50 ohm
• • Cortocircuito= 1 F=Barra:
SIEMENS CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6
SE Nueva Morococha L6533, Operación normal
21 N_L6533-NMORO-CFRN
Fallas 1F a cada 20% de cada tramo de linea (NMORO-TMORO-TTCL-TCNRT-CFRN)
Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21N
15.0
[pri.Ohm]
10.0
5.00
•
/ -10.0 -5.00 5.00
-5.00
NVA MOR 50C1\Cub_51RE_L6528
•
•
•
•
•
•. •
•
•
10.0 20.0
• Cortocircuito 3F: • Cortocircuito -2F: • Cortocircuito -2F A: Resistencia de falla 5 ohm • Cortocircuito -2F-8: Resistencia de falla 10 ohm • Cortocircuito-3F-Barra: • Cortocircuito =2F=Barra:
SIEMENS CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6 21 _L6528-NMORO-DUV AZ
SE Nueva Morococha L6528, Operación normal Fallas 3F y 2F a cada 20% de cada tramo de linea (NMORO-T-DUVAZ-T-YAULI)
Date: 8/10/2012
Annex: NMORO-21
20.0
[pri.Ohm]
15.0
10.0
5.00
-10.0 -5.00
-5.00
---- NVA MOR 50C11Cub_51RE_L6528 .
•
.
•
10.0
• Cortocircuito 1 F: • Cortocircuito -1 F A: Resistencia de falla 20 ohm • Cortocircuito-1F-B: Resistencia de falla 50 ohm • Cortocircuito= 1 F=Barra:
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6
20.0
21N_L6528-NMORO-DUVAZ
SIEMENS SE Nueva Morococha L6528, Operación nomial Fallas 1F a cada 20% de cada tramo de linea (NMORO-T-DUVAZ-T-YAULI)
Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21N
-so.o -30.0
---- PACHA50\Cub_71RE05-01(P)
SIEMENS
-20.0
'
40.0
[prl.Ohm]
30.0
20.0
,¡
I
I
-10.0
-20.0
•
•
.
•
•
•
•
•
20.0 30.0 SQ.O
• Cortocircuito 3F: • Cortoclrcutto:2F: • Cortocircuíto 2F A: Resistencia de falla 5 ohm • Cortocircuito-2FB: Resistencia de falla 10 ohm • Cortocircuito -3F-Barra: • Cortoclrcutto:2F:Barra:
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6 21_L6529-PACH-NMORO
SE Pachachaca L6529, Operación normal Fallas 3F y 2F a cada 20¾ de la linea (PACHA-NMORO)
Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21
-so.o -30.0
----'� PACHA50\Cub_7\RE05-01(P)
SIEMENS
·20.0
[prl.Ohm]
40.0
30.0
20.0
'I
I
I
-10.0
-20.0
•
• •
• •
•
20.0 30.0
• Cortocircuito 1F: • Cortocircuito-, F A: Resistencia de falla 20 ohm • Cortocircuito-, F-B: Resistencia de falla 50 ohm • Cortocircuito: 1 F:Barra:
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6 21 N_L6529-PACHA-NMORO
SE Pachachaca L6528, Operación normal Fallas 1F a cada 20% de la linea (PACHA-NMORO)
Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21N
-so.o -30.0
----'� PACHA501Cub_9\RE05-02(PRO)
SIEMENS
-20.0 -10.0
'
40.0
[prl.Ohm]
30.0
20.0
10.0
'1 I
I
-10.0
-20.0
•
.
.
•
•
•
•
5(l,0
• Cortocircuito 3F: • Cortoclrculto-2F: • Cortocircuito -2F A: Resistencia de falla 5 ohm • Cortocircuito -2F-B: Resistencia de falla 10 ohm • Cortocircuito -3FBarra: • Cortoclrcuito:2F:Barra:
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6 21_L6530-PACH-NMORO
SE Pachachaca L6530, Operación normal Fallas 3F y 2F a cada 20% de la linea (PACHA-NMORO)
Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21
-50.0 -30.0
PACHA50\Cub_9\RE05-02(PRO)
SIEMENS
-20.0 -10.0
(prl.Ohm]
40.0
30.0
20.0
10.0
', I
-10.0
-20.0
.
• •
•
•
•
•
• • •
• Cortocircuito 1 F: • Cortocircuito -1 F A: Resistencia de falla 20 ohm • Cortoclrcuito-1F-B: Resistencia de falla 50 ohm • Cortocircuito: 1 F:Barra:
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA6 21 N_L6530-PACHA-NMORO
SE Pachachaca L6530, Operación normal Fallas 1F a cada 20% de la linea (PACHA-NMORO)
Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21N
-50.0 -30.0
CFRA50\Cub_51RE 18-02(PRO)
SIEMENS
-20.0 -10.0
40.0
[prl.Ohm]
30.0
20.0
10.0
l l l 1 l l
-10.9 l l l l
1 1 l 1 1 1 1
-to.o
•
•
.
•
•
•
I
1 1 1 1 I
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1 1 1 1 1
1 1
1 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1
I
•
...... • •
• •
• Cortocircuito 3F: • Cortocircuito -2F:
• ••
•••
20.0
• Cortocircuito -2F A: Resistencia de falle 5 ohm
30.0
• Cortoclrculto-2F-B: Resistencia de falla 10 ohm • Cortocircuito -3F-Barra: • Cortoclrcuito:2F:Barra:
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA5
SE Carlos Francisco L6532, Operación normal Fallas 3F y 2F a cada 20% de la linea L6532
21_L6532-CFRN-NMORO Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21
1 ...
-50.0 -30.0
-----'� CFRA50\Cub_5\RE18-02(PRO)
SIEMENS
-20.0 -10.0
[prl.Ohm]
40.0
30.0
20.0
1 I
1 1 1 1
-10.q I
1 I
I
1 1 I
1 1 1 1
-2'0.0
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•
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•
1 1 1
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
• 1 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
1 1 1
: .
1
•
• Cortocircuito 1 F:
••••••
•
•
•
•
20.0
• Cortocircuito: 1 F _A: Resistencia de falla 20 ohm • Cortocircuito 1 F B: Resistencia de falla 50 ohm • Cortocircuito: 1 F:Barra:
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA5
SE Cartas Francisco L6532, Operación normal Fallas 1 F a cada 20% de la linea L6532
21 N_L6532-CFRN-NMORO Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21N
1 ...
-5Q.O -30.0
CFRA501Cub_ 101RE18-01(PRO)
SIEMENS
-20.0 -10.0
40.0
[prl.Ohm]
30.0
20.0
1
1
1
I
I 1
-10.9 1
I
1
I
1 1
I
I
1
1
I
-2'0.0
•
•
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•
•
•
I
I I
1 I
I
I
I
I
I
I
1
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1
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I
1
I
1
I
1
1
1
1
1 I
I
I I
¡
•
• ••
20.0
• Cortocircuito 3F: • Cortocircuito -2F: • Cortoclrcullo-2F A: Resistencia de falla 5 ohm • CortoclrcuI10:2F:s: Resistencia de falla 10 ohm • Cortocircuito 3F Barra: • Cortoclrcul10:2F:sarra:
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA5
SE Carlos Francisco L6533, Operación normal Fallas 3F y 2F a cada 20% de la linea L6533
[prl.Ohm] seto
21_L6533-CFRN-NMORO Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21
1 ""
-so.o -30.0
CFRASO\Cub _ 1 O\RE 18-01 (PRO)
SIEMENS
-20.0 -10.0
[prl.Ohm]
40.0
30.0
20.0
I
I
I
I
1 I
-10.9 I I
1 I
1 I I I
1 I
I
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• •
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•
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1 I
1 1 1 I
1 I
I
I
I
I I
I
1 I
1 I
I
I
•
••
••
• Cortocircuito 1 F:
• • ••
••
20.0
•••
• ••
•• • •
• •
30.0
• Cortocircuito -1 F A: Resistencia de falla 20 ohm • Cortocircuito -1 F-B: Resistencia de falla 50 ohm • Cortoclrcu1to:1F:sarra:
•
CARACTERISTICA DE OPERACION RELE DISTANCIA SIEMENS 7SA5
SE Carlos Francisco L6533, Operación normal Fallas 1 F a cada 20% de la linea L6533
[prl.Ohm) S(l.0
21N_L6533-CFRN-NMORO Date: 6/10/2012
Annex: NMORO-21N
§ É �
BIBLIOGRAFIA
[1] Coes, "Requisitos mínimos para los sistemas de protección del SEIN", Marzo 2008.
[2] Coes, "Criterios de ajuste y coordinación de los sistemas de protección del SEIN",
Marzo 2008.
[3] Siemens, "Manual del relé Siemens 7SA611", 2010.
[4] Siemens, "Manual del relé Siemens 7SJ62", 2010.
[5] Siemens, "Manual del relé Siemens 7UT613", 2010.