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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

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23kV

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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>> � . . . - . - . - - - - - - - - - - - . -/- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

1221 1-DIF>

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).


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).


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.


funciones, protección de distancia de fases y neutro (21/21 N) y sobrecorriente


• 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.


funciones, protección de distancia de fases y neutro (21/21 N) y sobrecorriente


• 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.


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



funciones, sobrecorriente de fases (50/51), sobrecorriente de neutro (50N/51N) y


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.




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





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





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).


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


El ajuste de la temporización será 0.60 segundos.


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


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



Transformador de tensión= Ntt = 49.5/0.11 = 450

Relación de transformación = Kz = Ntt/Nct = 450/300 = 1 . 5


25


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 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.


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 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.





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.



El ajuste de la temporización será 2. 7 segundos.


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


Los ajustes resistivos se muestran en el Anexo B.

c) Línea Nueva Morococha - Ouvaz - Yauli (L-6528), extremo Nueva Morococha


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



Transformador de tensión = Ntt = 49.5/0.11 = 450

Relación de transformación = Kz = Ntt/Nct = 450/150 = 3


27


la línea, la cual es 13 MVA (150 A).

Z = 0.85*U

carga .Jj * J

�_caga = 163.6 Ohm primarios


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.


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)sec = X(Z1)prim / Kz = 0.7519 / 3 = 0.251 n sec




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)sec = X(Z2)prim / Kz = 2.769 / 3 = 0.923 O sec



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




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


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



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


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


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



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.


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


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


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



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


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


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




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


ZONA2 ZONA3 ZONA4


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.



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.


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



Debido a que el ingreso del proyecto no modifica la topología existente detrás del relé (en

Pachachaca), se mantiene los ajustes de esta zona.




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


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




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


ZONA2 ZONA3 ZONA4


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.


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


Se recomienda temporizar la zona 2 en: TZ2 = 0.60 segundos


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.




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.


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.


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


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


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

>-

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

�kV

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


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

PACHACHACA 50kv-=----

REOS-14 •"fREOS-15

SOkV

1 L-6530 L-6530.,_ _____ _,c::='----�='1---,,-

l·6S33C

SOkV

MOROCOCHA EXISTENTE

l>---1'--"=f�: 50kV

OUVAZ

L-6533A

L-6532A

CARLOS FRANCISCO

RE18-

ANTUOUITO

49

SOkV

c

0.01 +-------------.,..------'------------'-------------------!

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


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

>-

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


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.



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.



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


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.



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


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.



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.



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


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


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


Morococha.

Tabla 5.6 Ajustes propuestos para la línea L-6533 de la SE Carlos Francisco.



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



RE18-21 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.


Ohm secundarios.


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.


Ohm secundarios.


L-6533 de la SE Carlos Francisco, se realizó el siguiente cambio en sus ajustes de

protección.


Ohm secundarios.


L-6532 de la SE Carlos Francisco, se realizó los siguientes cambios en sus ajustes

de protección.


Ohm secundarios.


Ohm secundarios.


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

I

I /

/ I /

I

-,t' 1 I / I

,� 1

¡ ,

/

I

•

••

••

•

•

••

•

•

. •

•

•

•

•

••

•

/

� ,,,,,,, •

•

•

•

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

¿_

•

,.

, _I ' •••••• \ 1 .. 1 • e: nn _ _/

-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

l .

1 1

�¡ 1

•=

'/ .

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

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

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:


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

.

•

.

•

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:


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

•

•

.

•

•

•

I

I I

1 I

I

I

I

I

I

I

1

1 I

1

1

1

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:


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

-to.o

• •

.

•

1 I I

I

I

I

1 I I

I

I

1 I

I I

I

1

1 1 1 1 I

I

I

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:

•


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.

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