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DOCUMENTO ECP‐0037‐10
EESSTTUUDDIIOO DDEE CCOOOORRDDIINNAACCIIOONN DDEE PPRROOTTEECCCCIIOONN DDEE LLAA NNUUEEVVAA
PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb –– ZZnn
MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
LLiimmaa,, 55 ddee OOccttuubbrree ddeell 22001100
REV. FECHA DESCRIPCION ELABORO REVISO APRO.
A 05/10/10 Para Revisión y Comentarios
H.M.S. C.C.C. J.A.V.
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CONTENIDO 1. ASPECTOS GENERALES .................................................................................................... 3
1.1. Introducción ................................................................................................................ 3
1.2. Objetivo del Estudio ..................................................................................................... 3
1.3. Alcance del Estudio ...................................................................................................... 3
1.4. Metodología y Referencias .......................................................................................... 3 2. DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO DE PROTECCION EN ESTUDIO ............................. 4 3. PARAMETROS ELECTRICOS ............................................................................................. 5 4. CALCULO DE CORTO CIRCUITO ........................................................................................ 6
4.1. Objetivo ....................................................................................................................... 6
4.2. Consideraciones para la simulación ............................................................................ 6
4.3. Casos considerados ..................................................................................................... 6
4.4. Resultados ................................................................................................................... 7 5. CRITERIO DE AJUSTES DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN ................................................ 8
5.1. Objetivo ....................................................................................................................... 8
5.2. Criterios para la determinación de ajustes.................................................................. 8 6. AJUSTES DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE ........................................................... 11 7. CALCULO DE AJUSTES PARA RELE DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR ......................... 12 8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................................... 19 ANEXOS ANEXO A : Diagramas Unifilares del Sistema en Estudio. ANEXO B : Curvas de Coordinación. ANEXO C : Resultado de la simulación de Corto Circuito. ANEXO D : Planilla de Ajustes
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1. ASPECTOS GENERALES
1.1. Introducción En las instalaciones de la empresa Minera EL BROCAL se está implementando una Nueva Planta Concentradora de Plomo y Zinc, la cual consta de Cuatro Transformadores de Potencia (TP003, TP004, TP005, TP006) y dos Transformadores de Distribución (TP001‐TP002), los cuales garantizan el suministro Eléctrico a los centros de control de Motores y Servicios Auxiliares respectivamente en la nueva planta concentradora. Por lo cual es necesario Ajustar, verificar y/o reajustar los equipos de protección implicados directamente con la implementación de esta nueva Planta, el cual debe garantizar la correcta operación de las funciones de protección ante la ocurrencia de una falla eléctrica.
1.2. Objetivo del Estudio
El presente estudio se realiza con la finalidad de obtener los ajustes adecuados de los equipos de protección instalados en el área de estudio, con la finalidad de cumplir con los requisitos básicos de la Ingeniería de Protecciones, los cuales son sensibilidad, seguridad, rapidez, selectividad y confiabilidad
1.3. Alcance del Estudio
El presente estudio comprende del siguiente alcance:
Recopilación de Información Técnica. Diagramas Unifilares de Protección. Cálculo de corriente de cortocircuito. Determinación de ajustes de los relés. Recomendaciones y conclusiones.
1.4. Metodología y Referencias
El software utilizado en el cálculo de corrientes de cortocircuito es el
DIGSILENT‐ Power Factory 13.2.338. El Software utilizado para el coordinamiento de protecciones es el DIGSILENT‐
Power Factory 13.2.338. Para el desarrollo del presente estudio se ha tomado en cuenta el lineamiento
principal indicado en los siguientes documentos:
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- IEEE Std 242‐1986: IEEE Recommended Practice for Protection and coordination of Industrial and commercial Power Systems (IEEE Buf Book).
- Criterios de Ajustes y coordinación de protección del SEIN (COES – Marzo 2008).
- Manuales de Relés.
Se ha tomado como referencia los siguientes documentos:
- Estudio de Operatividad “Proyecto de Incremento de la Demanda de Sociedad Minera EL BROCAL” (PEPSA TECSULT)
- Expediente Técnico, Transformador trifásico de 5/6.25MVA, serie 144503, Celdas y Tableros de Protección de Transformador (5/6.25MVA) (DELCROSA S.A.)
- Expediente Técnico, Transformador trifásico de 3/3.75MVA, serie 144504, Celdas y Tableros de Protección de Transformador (5/6.25MVA) (DELCROSA S.A.)
- Planos Eléctricos Proyecto: Sistema de Arranque de Molinos – Optimización Planta Actual. (MANELSA)
- Planos Eléctricos de celdas de Protección en 10.5KV (ABB).
2. DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO DE PROTECCION EN ESTUDIO
El área en estudio está conformada por el siguiente equipamiento eléctrico:
2.1. TRANSFORMADOR TP001 En el diagrama Unifilar 2461_S01_A02 del Anexo A se detalla el equipamiento eléctrico de la Subestación.
2.2. TRANSFORMADOR TP002
En el diagrama Unifilar 2461_S01_A03 del Anexo A se detalla el equipamiento eléctrico de la Subestación.
2.3. TRANSFORMADOR TP003
En el diagrama Unifilar 2461_S01_A04 del Anexo A se detalla el equipamiento eléctrico de la Subestación.
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2.4. TRANSFORMADOR TP004
En el diagrama Unifilar 2461_S01_A05 del Anexo A se detalla el equipamiento eléctrico de la Subestación.
2.5. TRANSFORMADOR TP005
En el diagrama Unifilar 2461_S01_A06 del Anexo A se detalla el equipamiento eléctrico de la Subestación.
3. PARAMETROS ELECTRICOS
Tabla 1 : Parámetros de Transformador de dos (02) Devanados.
CODIGO
Potencia Nominal (MVA)
Tensión Nominal (Kv)
Tensión C.Circuito (%) Grupo de
Conexión ONAN/ONAF HV LV Vcc REF (MVA )
TP‐001 0.25 10.5±2x2.5% 0.23 3.82 0.25 Yyn6
TP‐002 0.6 10.5±2x2.5% 0.48 5.02 0.6 Yd11
TP‐003 3/3.75 10.5±2x2.5% 0.46 6.72 3 Yd11
TP‐004 3/3.75 10.5±2x2.5% 0.46 6.37 3 YNd5
TP‐005 3/3.75 10.5±2x2.5% 0.46 6.69 3 Yd11
TP‐006 5/6.25 10.5±2x2.5% 4.16 7.6 5 YNd5
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4. CALCULO DE CORTO CIRCUITO
4.1. Objetivo El objetivo del presente cálculo de corriente de cortocircuito es analizar el comportamiento eléctrico de la nueva Planta Concentradora Pb y Zn ante la posible ocurrencia de una falla en el nivel de tensión de 10.5kV, 4.16kV y 0.46 kV, lo cual proporcionará información para el adecuado ajuste de los equipos de protección.
4.2. Consideraciones para la simulación
La base de datos considera todo el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en las condiciones de operación según el COES para el año 2010.
Las simulaciones de corriente de cortocircuito han sido determinadas con el software DIGSILENT 13.2.338 de acuerdo al método IEC 909 (2001).
Las fallas evaluadas para los escenarios son:
– Falla trifásica con resistencia de 0Ω (IKSSA =IKSSB=IKSSC=IKSS).
– Falla bifásica con resistencia de 0Ω (IKSSB=IKSSC).
– Falla monofásica con resistencia de 0Ω (3IO=IKSSA+IKSSB+IKSSC).
Duración de apertura de Interruptor 0.1 segundos. Duración de apertura por térmico 1.0 segundos.
4.3. Casos considerados
Los casos considerados para obtener las Máximas y Mínimas Corrientes de
Cortocircuito son las siguientes:
CASO 01 : Condición Operación Actual
Se desarrolla esta simulación considerando la operación de la nueva Planta Concentradora.
Se simulan las temporadas de:
- Estiaje Máxima 2010.
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Las Máximas Corrientes de Falla se dan en la Temporada de Estiaje Máxima 2010. Los resultados se resumen en el siguiente cuadro:
BARRA kV
Estiaje Máxima Demanda Trifásica Bifásica Monofásica Ik''A (kA) Ik''B (kA) 3*I0 (kA) R = 0Ω R= 0Ω R= 0Ω
HUARAUCACA 50 2,915 2,52 3,161 10.5 7,64 6,611 6,639
TP‐001 10.5 6,656 5,761 7,07 0.23 16,693 14,456 0,502
TP‐002 10.5 6,656 5,761 7,07 0.48 13,46 11,656 0
TP‐003 10.5 6,626 5,735 7,009 0.46 55,916 48,418 0
TP‐004 10.5 6,628 5,737 7,048 0.46 56,181 48,647 0
TP‐005 10.5 6,625 5,734 7,011 0.46 49,485 42,848 0
TP‐006 10.5 6,653 5,758 7,08 4.16 7,486 6,482 0
4.4. Resultados
Los resultados se muestran de forma grafica en el Anexo C.
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5. CRITERIO DE AJUSTES DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN
5.1. Objetivo
Los objetivos básicos de la protección en cualquier sistema eléctrico son:
– Mantener la estabilidad dinámica del sistema eléctrico.
– Minimizar el área del sistema eléctrico que se sale de servicio por efecto de una falla.
– Minimizar los daños en equipos fallados.
– Reducir el tiempo de interrupción y costo de interrupción.
– Detectar las fallas las mínimas corrientes de falla.
5.2. Criterios para la determinación de ajustes
5.2.1. Criterios para la determinación de ajustes de Sobrecorriente
Sobrecorriente de fases (50/51 y 67).
El valor de arranque de los relés de sobrecorriente no debe ser inferior al 120% de la corriente máxima de carga o corriente nominal.
El arranque determinado debe permitir el transporte total de la carga y no deben actuar cuando se conecten cargas (corriente de Inrush).
Los ajustes de los relés deben proteger a los equipos (transformadores y líneas) de sus límites de sobrecarga térmica y dinámica.
La curva de daños térmicos y dinámico de los transformadores de potencia se determinan según norma ANSI/IEEEC57, 91‐ 1981.
Se toma en cuenta la curva de daño dinámico de los transformadores de potencia. Las características de operación de los relés deben estar debajo de esta curva de selectividad.
El punto Inrush se determinara de la siguiente forma:
– Para transformadores menores a 2MVA; Inrush=8xIN
– Para transformadores mayores a 2MVA; Inrush=10‐12xIN.
Con un tiempo de dirección de 100mseg, según estándar/EEEStd242 “IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and comercial Power System”.
El intervalo de tiempo de coordinamiento entre relés es aprox. De 250mseg como mínimo.
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Los tiempos de ajustes y curvas dependen de las corrientes de cortocircuito y la forma de la red.
Sobrecorriente a tierra (50N/51N y 67N)
El valor de arranque de los relés oscila entre 20 a 40% de la corriente máxima de carga o corriente nominal.
Los tiempos de ajuste y curva dependen de la corriente de cortocircuito y la forma de la red.
Curvas de Operación de los Relés
Curva IEC 60255‐3
⎟⎟⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜⎜⎜
⎝
⎛
−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
1
E
IpuI
KMxT
Donde: T : Tiempo de disparo (en segundos) TDM : Ajuste del multiplicador I : Corriente de Entrada Ipu : Ajuste de corriente pick‐up K,E : Constantes
Curva IEC K E
Normal Inverse 0.140 0.020
Very Inverse 13.500 1.000
Extremely Inverse 80.000 2.000
Long – time inverse 120.000 1.000
5.2.2. Criterios para la determinación de ajustes por Mínima y Máxima Tensión
La función de sobretensión protegerá a todos los equipos sometidos a tensiones elevadas, evitando deterioros y probablemente perdida de aislamiento.
La función de sub‐tensión se ajusta con la finalidad de no entrar en condiciones de servicio no permisible (aumento de carga).
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5.2.3. Protección Diferencial del Transformador
La protección diferencial compara corrientes de entrada y salida del transformador de potencia por fase, las cuales dejan de ser iguales cuando existen fallas internas que derivan corrientes por caminos no previstos. El campo de actuación del diferencial está limitado por los transformadores de corriente que alimentan al relé. Para la determinación de los ajustes de esta función se debe tener en cuenta lo siguiente:
Potencia máxima del transformador con ventilación forzada.
Grupo de conexión, para determinar la compensación de fase. En relés antiguos esto se realizaba a través de transformadores auxiliares, en relés de versión moderna es parte del ajuste.
Relación de transformación del transformador de potencia y de los transformadores de corrientes, para determinar la compensación de amplitud. En relés antiguos se hacía con transformadores auxiliares, en relés de versión moderna es parte del ajuste.
Los relés de versión moderna disponen de filtros de segunda armónica para evitar actuaciones del relé en energizaciones del transformador de potencia. También disponen de filtros de quinta armónica los cuales se producen como consecuencia de la sobre excitación.
Uno de los parámetros más importantes a ser ajustados es, la corriente diferencial (Idiff>) el cual se determinara a partir de la diferencia entre valores de corriente presente en los secundarios de los transformadores de corrientes en ambos lados del transformador de potencia.
Otro de los parámetros a ser ajustados es la pendiente de estabilización la cual compensa los errores insertados al relé por los transformadores de corriente y el cambiador automático de taps.
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6. AJUSTES DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE Para el cálculo de los ajustes de Protección por sobrecorriente se han tomado como referencia los ajustes del siguiente Relé ubicado en 50kV de la subestación Huaraucaca:
Descripción Marca / Tipo KV CT Parámetros FASES
I> I>>
S.E. Huaraucaca
Micom P141 50 250/5
Pickup 5.86 A‐sec 30 A‐sec Curve IEC NI DT TMS 0.06 0.0
Direccional SI SI
Descripción Marca / Tipo KV CT Parámetros TIERRA
I0> I0>>
S.E. Huaraucaca
Micom P141 50 250/5
Pickup 0.95 A‐sec 8 A‐sec Curve DT DT TMS 0.5 0.1
Direccional SI SI
Los ajustes Propuestos para los equipos de protección del área en estudio se detalla en el Anexo D.
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7. CALCULO DE AJUSTES PARA RELE DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR
7. 1. Transformador TP‐006
El transformador de potencia de esta subestación es protegido por un relé diferencial marca SEL, modelo SEL787.
a) Datos del Transformador de Potencia
Potencia : 5MVA (ONAN), 6.25MVA (ONAF) Tensión : 10±2x2.5%/4.16kV Grupo de Conexión : YNd5 TC (AT) : 400/1A TC (BT) : 1000/1A
b) Habilitación de Protección Diferencial (87T)
Por tratarse de un transformador de dos devanados se habilita los siguientes Parámetros del Relé: E87 = Y (Enable Diferential Element)
c) Selección de los Transformadores de Corriente (TC)
Los TC serán de conexión:
Dev. de Alta Tensión 10 kV : W1CT=WYE (Verificar en campo) Dev. de Baja Tensión 4.16 kV : W2CT= WYE (Verificar en campo)
La relación de los TC’s son los siguientes:
Dev. de Alta tensión 10 kV : CTR1 = 80 Dev. de Baja tensión 4.16 kV : CTR2 = 200
d) Máxima Capacidad del Transformador de Potencia
La máxima capacidad del Transformador de Potencia es de 6.25MVA (ONAF). MVA = 6.3
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e) Compensación de la Conexión de los TC`s:
Debido al grupo de conexión del Transformador de Potencia (YNd5) y al grupo de conexión de los TC’s, se procede a determinar las siguientes compensaciones:
Ajustes de los valores de compensación de las conexiones de los TC`s: ICOM = Y
Compensación de las conexiones de los TC’s del devanado de alta tensión 10 kV W1CTC = 12
Compensación de las conexiones de los TC’s del devanado de baja tensión 4.16 kV W2CTC = 5
f) Tensiones Nominales del Transformador de Potencia
Las nominales del Transformador son (10.5±2x2.5%)/4.16 kV
Devanado de Alta Tensión 10 kV (Terminal S) VWDG1 = 10 kV
Devanado de Baja Tensión 4.16 kV (Terminal T) VWDG2 = 4.16 kV
g) Calculo del Factor TAP
Este cálculo se obvia ya que el relé posee una función interna la cual define los valores tomando en cuenta el valor de la capacidad del transformador ingresado en el Parámetro “MVA”. De no haberse efectuado lo anterior, MVA=OFF, el cálculo del TAP se calcula con la siguiente expresión para cada devanado del transformador:
nn CTRVWDGxCMVATAPn
..31000 x =
Donde:
n = Número de devanado (AT: n=1, BT:n=2) CTRn = Relación de Transformación de los TC`s.
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C = 1, si el TC Seleccionado es Estrella C = √3, si el TC Seleccionado es Delta. MVA = Máxima Capacidad del Transformador (ONAF) VWDGn = Voltaje Línea – Línea, en kV
Calculando se obtiene:
TAP 1 = 4.55 TAP 2 = 4.37 Luego de calculado los taps se debe identificar el máximo y el mínimo, los cuales deben de cumplir la siguiente relación TAPMAX / TAPMIN ≤35. Entonces, los TAP calculados cumplen la relación.
h) Cálculo del Umbral Diferencial O87P
De acuerdo a la sugerencia del fabricante se ajusta en 0.3 Este ajuste debe cumplir la siguiente condición:
MINTAPNxI
MINPO1.0
87 ≥
Donde: O87 PMIN : Umbral Mínimo de Ajustes IN : Corriente Nominal de Protección Diferencial TAPMIN : TAP Mínimo de los TAPn
0457.037.4
51.087 =≥xPO
El ajuste del diferencial debe ser mayor a 0.0457, para lo cual se elige 0.30 según recomienda el fabricante. 3087 .PO =
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i) Pendiente de Restricción (SLP1, SLP2)
El relé SEL 787A dispone de dos pendientes de restricción para discriminar entre fallas internas y externas, las cuales serán ajustadas de la siguiente manera:
La primera pendiente SLP1 de restricción del relé diferencial se determina por la siguiente expresión:
SLP1 = %T+%Ect+%er+Ms
Donde:
SLP1 : Pendiente de restricción %T : Error variador de tomas 6% %Ect : Máximo error de los TC’s para la clase de
Exactitud especificada (5%). %er : Máximo error de la relación de
Transformación del Transformador de potencia.
Ms : Margen de seguridad (4%) Calculando se obtiene: SLP1 : 6+5+5+4=20%
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Entonces el ajuste debe ser: SLP1 : 20%
La segunda pendiente SLP2 de restricción del relé diferencial se ajustara con la finalidad de incrementar la seguridad cuando las corrientes de cortocircuito externa sean altas, por lo que el error de los transformadores de corriente es alto:
SLP2 = 50%
j) Restricción de corriente – límite de la pendiente SLOP 1
Una vez definida las dos pendientes de restricción, definimos el punto de restricción de corriente que es el punto de quiebre donde termina la primera pendiente (SLOPE 1) y donde empieza la segunda pendiente (SLOPE 2), o donde ambos se intersecan; el valor recomendado para este ajuste es:
IRS1 = 3.0
k) Limite de Corriente de no Restricción U87P
A partir de este valor de corriente de restricción la protección diferencial emitirá disparo.
U87P = 10
l) Bloqueo del 2do Armónico en porcentaje de la fundamental.
Durante la energización del transformador de potencia se produce momentáneamente una corriente INRUSH, el cual se presenta solo en un lado de los devanados. Esta corriente podría provocar la mala actuación de la protección diferencial.
La corriente INRUSH contiene más corriente de segundo armónico que corriente de falla por lo que el relé deberá bloquear el elemento de restricción diferencial porcentual si la relación de corriente 2do armónico entre la corriente fundamental supere al valor del ajuste.
El PCT2 será : PCT2 = 15%
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m) Bloqueo de 4to Armónico en porcentaje de la fundamental.
Lo mismo sucederá para el 4to armónico con respecto al 2do armónico, entonces habilitaremos la opción con ajuste de:
PCT4 = 15%
n) Bloqueo de 5to Armónico en porcentaje de la fundamental.
La sobre excitación del transformador causa armónicos de este orden pudiendo provocar la incorrecta actuación de la protección diferencial si ésta no es bloqueada, entonces habilitaremos la opción:
PCT5 = 30%
o) Umbral de Alarma de 5to Armónico
Se usa esta opción para emitir alarma cuando se detecta corriente diferencial de 5to armónico durante una energización.
No se habilita esta opción:
TH5P = OFF
p) Restricción de Armónicos
Esta opción es más segura que los bloqueos de armónicos debido a que esta opción suma los valores de 2do y 4to armónico y elevan las características del relé diferencial.
HRSTR = Y
q) Bloqueo Independiente de Armónicos
Con esta opción se bloquea todos los elementos diferenciales si la magnitud de armónico de cualquier fase es mayor que el umbral de bloqueo.
HBLK = N
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Se debe verificar en campo el siguiente esquema de conexionado de los transformadores de corriente.
Los Ajustes Propuestos Para el relé diferencial del Transformador SEL 787 se encuentra de manera detalla en el Anexo D.
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8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Se Recomienda para el Transformador TP‐004 (Delcrosa) de 3/3.75MVA instalar un transformador de corriente y interruptor en el lado de 0.46KV, con el cual se pueda se pueda poner en operación al relé de protección diferencial SEL 787 el cual proteja al transformador ante fallas internas que se produzcan en el mismo.
Con los ajustes propuestos para los relés e interruptores de la Nueva planta concentradora en el Anexo D, se logra obtener un adecuado coordinamiento para fallas entre fases que puedan ocurrir en sistema.
Para el caso de fallas a tierra; Actualmente la S.E. HUARAUCACA en el nivel de 10.5kV, se encuentra terrado a través de los neutros de los transformadores de las centrales JUPAURAJRA y RIO BLANCO, por lo que se recomienda la instalación de un transformador Zig – Zag en la barra de 10kV de la S.E. HURAUCACA, que permitirá la creación de un neutro artificial para la detección de fallas tierra en caso de que los transformadores de las centrales JUPAURAJRA y RIO BLANCO se encuentren fuera de servicio.
En la nueva planta concentradora, se cuenta con dos transformadores en conexión estrella con el neutro sólidamente aterrado (lado de 10.5kV) y no se cuentan con relés direccionales para fallas tierra, lo que impide logran un adecuado coordinamiento para este tipo de fallas entre la S.E. HUARAUCACA y la Nueva Planta concentradora, por lo que se recomiendan las siguientes alternativas.
‐ Alternativa 1: Consultar al fabricante, la posibilidad de retirar la puesta a tierra de los neutros de los siguientes transformadores (Lado 10.5kV).
TP 004 (3/3.75MVA – 10.5/0.46kV – YNd5) TP 006 (5/6.25MVA – 10.5/0.46kV – YNd5)
‐ Alternativa 2: De no ser viable la alternativa anterior, se debe instalar relés
con la función direccional para fallas tierra en los alimentadores principales de los siguientes transformadores (Lado 10.5kV).
TP 004 (3/3.75MVA – 10.5/0.46kV – YNd5) TP 006 (5/6.25MVA – 10.5/0.46kV – YNd5)
Con los ajustes planteados para fallas a tierra, se puede garantizar un adecuado despeje de falla, para las fallas a tierra que se puedan presentar en el sistema de 10kV, a excepción de aquellas que se puedan presentar en bornes de los transformadores TP004 y TP006 (con menor probabilidad de ocurrencia que en las líneas y resto del sistema 10kV), condición que debe ser mejorada mediante la implantación a corto plazo de alguna de las alternativas planteadas anteriormente.
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev. A
20
Con la configuración actual de la nueva planta concentradora (sistema Delta en los niveles de 4.16kV y 0.46kV), no se detectan tan fallas a tierra dentro del sistema debido a que no existe un retorno de las corrientes homopolares.
Se recomienda instalar un Transformador Zig – Zag en los niveles de 0.46kV, 4.16kV de la nueva Planta concentradora con lo cual se crear un neutro artificial para censar las corrientes Homopolares de falla a tierra y proteger el sistema ante fallas a tierra que se produzcan dentro de sus instalaciones.
De no ser viable el proyecto de la implementación del transformador Zig – Zag, se recomienda realizar un ingeniera de detalle eléctrico en el cual se consideren relés de protección con la función de protección homopolar para fallas a tierra en un sistema de neutro aislado.
Se recomienda reajustar el relé Micom P141 de la salida de la subestación HUARAUCACA hacia la nueva planta concentradora en el nivel 10.5kV, según los ajustes propuestos que se muestran en el Anexo D.
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
ANEXO A
DIAGRAMA UNIFILAR DE
PROTECCIÓN
A1
A2
A3
A4
A5
A6
A7
A8
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
ANEXO B
CURVAS DE COORDINACION POR
SOBRECORRIENTE
B1
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
TRANSFORMADOR TP-001
(250kVA, 10.5/0.23kV)
B2
100
1000
1000
010
0000
[pri.
A]
0.011
100
1000
0
[s]
0.23
kV
C
ub_1
\RE
01C
ub_1
\430
-SA
-002
_PR
222D
S/P
Cub
_2\Q
1234
56_P
R22
1DS
I =6371.431 pri.A
0.1
00 s
0.5
00 s
RE
1
RE
2R
E3
ING
ELM
EC
C
UR
VA
S D
E C
OO
RD
INA
CIO
N P
OR
SO
BR
EC
OR
RIE
NTE
TP
001-
1FA
SE
S
D
ate:
10/
5/20
10
Ann
ex:
DIgSILENT
B3
RE05
RE04
TP-001
RE03
NUEVA PLANTA
RE02
RE01
Q1-Q4
Q1-Q6
0.000.000.00
0.00
0.00
0.00
2.546.3717.53
2.54
6.37
0.00
18/1
5M
VA
2.540.030.00
2.540.140.00
0
Amp Planta 2
Barra A y B
Marca Punta
Amp Planta 1
TP0
01(C
EA)
2.540.140.00
2.546.370.00
0
Line(
17)2.54
0.140.00
Line(
4)
2.540.140.00
Line(
3)
Line(
2)
2.540.140.00
510-SA-0020.2210.960
-22.881
430-SA-0022.546.37117.532
HUA10.5 10.8711.035
178.850
HUA50 52.0321.041
-30.432
10.8301.031
178.629
NP10.510.8311.032
178.630
DIg
SILE
NT
B4
100
1000
1000
010
0000
[pri.
A]
0.011
100
1000
0
[s]
0.23
kV
C
ub_1
\RE
01C
ub_1
\510
-SA
-002
_PR
222D
S/P
Cub
_2\Q
1234
_PR
222D
S/P
I =4449.102 pri.A 0
.010
s
0.5
00 s
RE
1
RE
4R
E5
ING
ELM
EC
C
UR
VA
S D
E C
OO
RD
INA
CIO
N P
OR
SO
BR
EC
OR
RIE
NTE
TP
001-
2FA
SE
S
D
ate:
10/
5/20
10
Ann
ex:
DIgSILENT
B5
RE05
RE04
TP-001
RE03
NUEVA PLANTA
RE02
RE01
Q1-Q4
Q1-Q6
1.774.4512.24
1.77
4.45
0.00
0.000.000.00
0.00
0.00
0.00
18/1
5M
VA
1.770.020.00
1.770.100.00
0
Amp Planta 2
Barra A y B
Marca Punta
Amp Planta 1
TP0
01(C
EA)
1.770.100.00
1.774.450.00
0
Line(
17)1.77
0.100.00
Line(
4)
1.770.100.00
Line(
3)
Line(
2)
1.770.100.00
510-SA-0021.774.44912.242
430-SA-0020.2311.005
-15.754
HUA10.5 10.9371.042
179.138
HUA50 52.2101.044
-30.343
10.9121.039
178.968
NP10.510.9131.039
178.968
DIg
SILE
NT
B6
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
TRANSFORMADOR TP-002
(600kVA, 10.5/0.48kV)
B7
100
1000
1000
010
0000
[pri.
A]
0.011
100
1000
0
[s]
0.46
kV
C
ub_1
\RE
01C
ub_1
\430
-SA
-001
_PR
222D
S/P
Cub
_2\Q
1234
56_P
R22
1DS
I =6064.204 pri.A
0.5
00 s
I =6327.865 pri.A
RE
1
RE
07
RE
06
ING
ELM
EC
C
UR
VA
S D
E C
OO
RD
INA
CIO
N P
OR
SO
BR
EC
OR
RIE
NTE
TP
002-
1FA
SE
S
D
ate:
10/
5/20
10
Ann
ex:
DIgSILENT
B8
RE09
RE08
RE07
TP-002
RE06
NUEVA PLANTA
S.E.HUARAUCACA
RE01
18/1
5M
VA
5.040.060.00
5.040.280.00
0
Amp Planta 2
Barra A y B
Marca Punta
Amp Planta 1
TP0
02(D
ELC
RO
SA)
5.040.280.00
4.836.060.00
0
Line(
16)5.04
0.280.00
Line(
4)
5.040.280.00
Line(
3)
Line(
2)
5.040.280.00
Q1 - Q6
Q1- Q6
0.000.000.00
0.00
0.00
0.00
4.836.0616.36
4.83
6.06
0.00
HUA10.5 10.2290.974
-32.272
HUA50 49.3230.986
119.189
10.1420.966
-32.710
NP10.510.1430.966
-32.709
510-SA-0010.4200.913
-27.727
430-SA-0014.836.06416.361
DIg
SILE
NT
B9
100
1000
1000
010
0000
[pri.
A]
0.011
100
1000
0
[s]
0.46
kV
C
ub_1
\RE
01C
ub_1
\510
-SA
-001
_PR
222D
S/P
Cub
_2\Q
1234
56_P
R22
1DS
I =6064.204 pri.A
0.5
00 s
I =6327.865 pri.A
RE
9R
E8
RE
1
ING
ELM
EC
C
UR
VA
S D
E C
OO
RD
INA
CIO
N P
OR
SO
BR
EC
OR
RIE
NTE
TP
002-
2FA
SE
S
D
ate:
10/
5/20
10
Ann
ex:
DIgSILENT
B10
RE09
RE08
RE07
TP-002
RE06
NUEVA PLANTA
S.E.HUARAUCACA
RE01
18/1
5M
VA
5.040.060.00
5.040.280.00
0
Amp Planta 2
Barra A y B
Marca Punta
Amp Planta 1
TP0
02(D
ELC
RO
SA)
5.040.280.00
4.836.060.00
0
Line(
16)5.04
0.280.00
Line(
4)
5.040.280.00
Line(
3)
Line(
2)
5.040.280.00
Q1 - Q6
Q1- Q6
4.836.0616.36
4.83
6.06
0.00
0.000.000.00
0.00
0.00
0.00
HUA10.5 10.2290.974
-32.272
HUA50 49.3230.986
119.189
10.1420.966
-32.710
NP10.510.1430.966
-32.709
510-SA-0014.836.06416.361
430-SA-0010.4200.913
-27.727
DIg
SILE
NT
B11
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
TRANSFORMADOR TP-003
(3/3.75MVA, 10.5/0.46kV)
B12
100
1000
1000
010
0000
[pri.
A]
0.011
100
1000
0
[s]
0.46
kV
C
ub_1
\RE
01C
ub_1
\VIP
300_
TP00
3_10
.5kV
Cub
_1\V
IP30
0_TP
003_
10.5
kV(1
)C
ub_2
\510
-TD
-001
B_P
R12
2/P
Cub
_2\5
10-T
D-0
02B
_PR
122/
P35
0HP
Cub
_2\5
10-S
F-00
1B/0
02B
_PR
222D
S/P
Cub
_4\5
10-V
R-0
01B
/002
B_P
R22
2DS
/P10
0HP
3MV
A
Mot
or 3
50H
PM
otor
100
HP
I =65
33.1
69 p
ri.A
0.0
10 s
0.3
50 s
0.6
50 s
28.2
45 s
RE
1R
E10
RE
11
RE
12 RE
14
RE
15
ING
ELM
EC
C
UR
VA
S D
E C
OO
RD
INA
CIO
N P
OR
SO
BR
EC
OR
RIE
NTE
TP
003-
1FA
SE
S
D
ate:
10/
5/20
10
Ann
ex:
DIgSILENT
B13
RE15RE14
RE13RE12
RE19RE18RE11
TP-003
RE01NUEVA PLANTA
RE24RE23RE22
RE21RE20
RE17RE16
S.E.HUARAUCACA
RE10
18/1
5M
VA
5.210.060.00
5.210.290.00
0
Amp Planta 2
Barra A y B
Marca Punta
Amp Planta 1
TP003(E
PLI
)
5.210.290.00
5.216.530.00
0
M~6 X 25 HP
Line(
15)
5.210.290.00
Line(
4)
5.210.290.00
Line(
3)
Line(
2)
5.210.290.00
510-BC-002B
0.000.000.00
1
510-BC-001B
0.000.000.00
1
0.000.000.00
0.000.000.00
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
20)
5.216.530.00
5.216.530.00
Line(
27)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
26)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
25)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
24)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
23)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
21)
5.216.530.00
Distance: 1.00 %5.21 MVA6.533 kA9.993 kA
Line(
19)
0.000.000.00
M~4 X 75 HP
M~24 X 30 HP(1)
M~8 X 40 HP
M~6 X 2.5 HP
M~24 X 30 HP
M~2 X 100 HP
M~2 X 350 HP
0.000.000.00
0.000.000.00
5.216.530.00
5.216.530.00
HUA10.5 10.5531.005
-31.494
HUA50 51.2921.026
119.626
TP003046
0.4220.917-6.620
10.4370.994
-31.727
510-TD-006B0.4220.917-6.620
510-TD-003B0.4220.917-6.620
0.4220.917-6.620
0.4220.917-6.620
0.4220.917-6.620
0.4220.917-6.620
0.4220.917-6.620
0.0000.0000.000
0.4100.892-6.820
510-TD-002B0.4100.892-6.820
NP10.510.4420.994
-31.736
510-TD-004B0.4220.917-6.620
510-TD-001B0.4220.917-6.620
DIg
SILE
NT
B14
1010
010
0010
000
1000
00[p
ri.A
]0.
011
100
1000
0
[s]
0.46
kV
C
ub_1
\RE
01C
ub_1
\VIP
300_
TP00
3_10
.5kV
Cub
_1\V
IP30
0_TP
003_
10.5
kV(1
)C
ub_2
\510
-TD
-001
B_P
R12
2/P
Cub
_3\5
10-T
D-0
03B
_PR
122/
PC
ub_2
\510
-CM
-003
B_P
R33
1/P
30H
PC
ub_2
\510
-CM
-001
B_P
R22
2DS
/P6X
2.5H
P
Mot
or 3
0HP
Mot
or 2
.5H
P
I =38
015.
656
pri.A
0.0
10 s
0.0
30 s
0.4
33 s
0.7
15 s
RE
11R
E10
RE
1
RE
13
RE
16R
E17
ING
ELM
EC
C
UR
VA
S D
E C
OO
RD
INA
CIO
N P
OR
SO
BR
EC
OR
RIE
NTE
TP
003-
2FA
SE
S
D
ate:
10/
5/20
10
Ann
ex:
DIgSILENT
B15
RE15RE14
RE13RE12
RE19RE18RE11
TP-003
RE01NUEVA PLANTA
RE24RE23RE22
RE21RE20
RE17RE16
S.E.HUARAUCACA
RE10
18/1
5M
VA
30.290.350.00
30.291.670.00
0
Amp Planta 2
Barra A y B
Marca Punta
Amp Planta 1
TP003(E
PLI
)
30.291.670.00
30.2938.020.00
0
M~6 X 25 HP
Line(
15)
30.291.670.00
Line(
4)
30.291.670.00
Line(
3)
Line(
2)
30.291.670.00
510-BC-002B
0.000.000.00
1
510-BC-001B
0.000.000.00
1
0.000.000.00
0.000.000.00
30.2938.020.00
30.2938.020.00
Line(
20)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
27)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
26)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
25)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
24)
30.2938.020.00
30.2938.0282.75
Line(
23)
0.000.000.00
0.000.000.00
Line(
21)
0.000.000.00
Line(
19)
0.000.000.00
M~4 X 75 HP
M~24 X 30 HP(1)
M~8 X 40 HP
M~6 X 2.5 HP
M~24 X 30 HP
M~2 X 100 HP
M~2 X 350 HP
0.000.000.00
0.000.000.00
30.2938.020.00
30.2938.020.00
HUA10.5 7.8270.745
-29.715
HUA50 45.4990.910
122.418
TP003046
0.0570.124
-70.205
7.1260.679
-28.474
510-TD-006B0.0570.124
-70.205
510-TD-003B0.0570.124
-70.205
0.0570.124
-70.205
0.0570.124
-70.205
0.0570.124
-70.205
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47
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9)
0.000.000.00
Line(
7)
36.165.020.00
M~430-ML-003M
M~510-ML-001M
M~430-ML-001MP
Line(
6)
36.165.020.00
36.165.020.00
TP006(D
ELC
RO
SA)
36.161.990.00
36.165.020.00
0
Line(
5)
36.161.990.00
Line(
4)
36.161.990.00
Line(
3)
Line(
2)
36.161.990.00
HUA10.5 7.7310.736
149.859
HUA50 46.6040.932
-57.359
0.6280.151
-43.292
0.6280.151
-43.292
36.165.01910.730
Terminal(8) 0.6280.151
-43.292
TP006416 0.6880.165
-42.309
6.9060.658
151.025
NP10.56.9160.659
150.974
DIg
SILE
NT
B47
1010
010
0010
000
1000
00[p
ri.A
]0.
010.11
[s]
10.5
0 kV
C
ub_3
\R16
_PC
ub_1
\RE
01C
ub_1
\RE
02
3*I0
=82
1.45
1 pr
i.A
0.2
50 s
3*I0
=28
80.2
30 p
ri.A
0.2
50 s
3*I0
=82
1.45
5 pr
i.A
0.2
50 s
RE
46
R16
RE
01
ING
ELM
EC
C
UR
VA
S D
E C
OO
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MIE
NTO
TP
006
TIE
RR
A
D
ate:
10/
5/20
10
Ann
ex:
DIgSILENT
B48
800HP(600KW)
RE46
R19
R16
RE01
Llegada MOLINOS
TP-006
NUEVA PLANTA
700HP(520KW)
700HP(520KW)
S.E.HUARAUCACA
18/1
5M
VA
0.690.690.000.00
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0
Amp Planta 2
Barra A y B
Marca Punta
Amp Planta 1
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12)
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Line(
10)
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Line(
8)
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11)
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9)
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7)
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M~430-ML-003M
M~510-ML-001M
M~430-ML-001MP
Line(
6)
0.000.000.000.00
0.000.000.000.00
TP006(D
ELC
RO
SA)
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0
Line(
5)
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4)
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Line(
3)
Line(
2)
4.061.631.630.82
HUA10.5 1.1256.5686.083
HUA50 23.77926.60531.773
1.5072.6441.344
1.5072.6441.344
1.5072.6441.344
Terminal(8) 1.5072.6441.344
TP006416 1.5072.6441.344
5.6920.0000.0005.692
NP10.50.0226.5865.873
DIg
SILE
NT
B49
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
ANEXO C
RESULTADO DE LA SIMULACION
DE CORTOCIRCUITO
C1
EL
BRO
CAL
IN
GELM
EC
Pow
erFa
ctory
13.2
.33
MIN
ERA E
L BRO
CAL
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0/4
/2010
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A]
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N
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00KW
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TP-
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TP-
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004
TP-
005
Lleg
ada
MO
LIN
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TP-
006
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700H
P(5
20KW
)700H
P(5
20KW
)
S.E
.H
UARAU
CACA
S.E
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ELT
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0.00
0.00
Line(18) 0.00
0.00
0.00
M ~570-B
L-001
1.90
2.38
6.09
M ~570-B
L-003
1.69
2.12
5.42
M ~570-B
L-002
1.69
2.12
5.42
Breaker/S..1.6
92.
125.
42
37.7
447
.37
121.
20
Breaker/S..1.6
92.
125.
42
37.7
447
.37
121.
20
Breaker/S..1.9
02.
386.
09
37.5
347
.10
120.
53
Q1-Q
4
Q1-Q
6
6.65
16.6
946
.39
0.000.000.00
6.65
16.6
946
.39
0.000.000.00
18/15MVA
25.8
60.
300.
54
109.
376.
0113
.28
0
4/5MVA
0.00
0.00
0.00
50.5
32.
787.
18
0
7.5
MVAR
0.00
0.00
0.00
1
9M
VAR
0.00
0.00
0.00
1
Am
p P
lanta
2
Bar
ra A
y B
Mar
ca P
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Am
p P
lanta
1
Line25.3
00.
290.
55
228.
242.
644.
80
Line(12)0.00
0.00
0.00
Line(10)0.00
0.00
0.00
Line(8)0.00
0.00
0.00
Line(11)3.07
0.43
1.05
Line(9)3.07
0.43
1.05
Line(7)3.50
0.49
1.20
M ~430-M
L-003M
3.09
0.43
0.93
M ~510-M
L-001M
3.09
0.43
0.93
M ~430-M
L-001M
P
3.53
0.49
1.06
G~Rio
Bla
nco
G~Ju
pai
ragra
Line(6)9.62
1.33
3.34
43.7
76.
0715
.03
TP001(CEA)
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0
TP002(DELCROSA)
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0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0
TP003(EPLI)
9.34
0.51
1.12
33.6
742
.25
106.
75
0
TP004(DELCROSA)
8.66
0.48
1.03
34.9
343
.85
110.
53
0
TP005(EPLI)
4.99
0.27
0.60
34.1
642
.87
109.
70
0
TP006(DELCROSA)
8.49
0.47
1.02
44.3
26.
1515
.38
0
2-Winding..
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0
2-Winding..
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0
M ~6 X
25 H
P
0.630.791.97
3.63
4.55
9.36
29.0
336
.44
74.9
4
M ~18 X
30H
P
2.282.865.88
M ~2 X
60H
P0.510.641.56
M ~8 X
25H
P
0.841.062.60
Line(17)0.00
0.00
0.00
Line(16)0.00
0.00
0.00
Line(15)9.34
0.51
1.12
Line(14)8.66
0.48
1.04
Line(13)4.99
0.27
0.60
Line(5)8.49
0.47
1.02
Line(4) 90.0
84.
9510
.83
Line(3)
4.99
6.26
15.7
8
39.7
849
.92
125.
86
4.85
6.09
15.3
5
39.9
250
.10
126.
30
Line(2)29.7
01.
633.
61
510-B
C-0
02A
0.00
0.00
0.00
1
510-B
C-0
02B
0.00
0.00
0.00
1
510-B
C-0
01A
0.00
0.00
0.00
1
510-B
C-0
01B
0.00
0.00
0.00
1
2.79
3.51
8.84
41.9
752
.68
132.
79
2.20
2.76
6.95
42.5
753
.43
134.
69
4.24
5.32
13.4
4
40.3
150
.60
127.
84
3.01
3.78
9.56
41.5
452
.14
131.
72
Line(36)0.94
1.18
2.97
38.6
048
.45
107.
26
Line(32)3.50
4.40
11.0
9
29.0
336
.44
74.9
4
Line(28)1.35
1.69
4.26
37.0
946
.55
103.
62
Line(20)1.66
2.09
5.28
36.7
146
.08
102.
93
Line(29)0.59
0.74
1.65
Line(27)1.26
1.59
4.01
42.3
853
.20
131.
05
Line(26)2.97
3.73
9.43
31.9
940
.16
87.7
6
Line(25)1.98
2.49
6.28
41.7
352
.37
129.
89
Line(24)0.06
0.08
0.20
42.3
153
.10
111.
66
Line(23)2.95
3.70
9.35
29.2
036
.65
75.0
4
Line(21)0.40
0.50
1.12
Line(41)1.69
2.12
5.33
42.1
852
.94
130.
20
Line(40)0.11
0.13
0.33
33.9
942
.66
85.1
8
Line(39)1.00
1.26
3.17
29.4
036
.90
70.0
0
Line(37)0.94
1.18
2.62
6.26
7.85
13.6
1
Line(34)1.26
1.58
3.98
36.0
745
.27
96.0
3
Line(31)0.36
0.46
1.02
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0.50
1.12
Line(19)1.27
1.60
3.57
M ~4 X
150H
P
0.63
0.79
1.33
M ~4 X
75 H
P
1.27
1.59
3.91
M ~24 X
30 H
P(1)
3.04
3.81
8.33
M ~8 X
40 H
P
1.35
1.69
4.20
M ~6 X
2.5
HP
0.06
0.08
0.17
M ~24 X
30 H
P
3.04
3.81
7.80
M ~2 X
100 H
P
0.42
0.53
0.84
M ~2 X
40H
P
0.34
0.42
1.04
M ~10 X
2.5
HP
0.11
0.13
0.26
M ~8 X
30H
P
1.01
1.27
2.41
M ~2 X
250H
P
1.05
1.32
2.29
M ~4 X
75H
P
1.27
1.59
3.37
M ~8 X
40H
P
1.35
1.69
3.48
M ~1 X
90H
P
0.38
0.48
0.81
M ~4 X
100H
P
0.42
0.53
0.83
M ~2 X
350 H
P
1.48
1.85
3.66
6.22
7.80
19.7
2
38.3
448
.11
121.
56
4.68
5.87
14.8
3
39.8
850
.05
126.
46
Q1 -
Q6
Q1-
Q6
10.7
213
.46
36.9
3
0.000.000.00
10.7
213
.46
36.9
3
0.000.000.00
Line(1)
510
-SA-0
02
6.65
16.6
9346
.395
430
-SA-0
02
6.65
16.6
9346
.395
HUA10
.513
8.94
7.64
016
.867
Ter
min
al(1
)50
.53
2.77
87.
181
HUA50
252.
482.
915
5.31
5
FUND50
319.
663.
691
6.88
9
47.5
96.
604
14.2
40
47.5
96.
604
14.2
40
47.6
96.
619
14.3
07
Ter
min
al(8
)53
.42
7.41
318
.343
TP00
3046
44.5
555
.916
141.
271
TP00
4046
44.7
656
.181
141.
629
TP00
5046
39.4
349
.485
126.
618
TP00
6416
53.9
47.
486
18.7
17
121.
066.
656
14.5
22
121.
066.
656
14.5
22
120.
506.
626
14.3
85
120.
546.
628
14.3
92
120.
496.
625
14.3
7812
1.00
6.65
314
.525
510-
TD-0
04A
44.7
656
.181
141.
629
510-
TD-0
01A
44.7
656
.181
141.
629
510-
TD-0
06A
44.7
656
.181
141.
629
510-
TD-0
05A
44.7
656
.181
141.
629
510-
TD-0
06B
44.5
555
.916
141.
271
510-
TD-0
03B
44.5
555
.916
141.
271
6.56
8.23
713
.829
43.6
554
.784
134.
957
35.0
143
.942
96.0
31
43.7
154
.862
136.
061
42.3
753
.178
111.
823
32.1
940
.399
82.7
06
5.71
7.16
811
.415
43.8
755
.058
135.
404
34.0
942
.792
85.4
40
30.3
738
.123
72.3
27
7.17
9.00
315
.608
37.3
246
.846
99.3
6732
.60
40.9
1484
.145
6.83
8.56
814
.603
5.12
6.42
410
.037
8.62
10.8
2521
.377
510-
VR-0
09A
39.5
449
.633
109.
879
510-
TD-0
03A
32.6
040
.914
84.1
45
510-
TD-0
02A
38.4
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C4
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ECP‐037‐10 Rev.A
ANEXO D
PLANILLAS DE AJUSTES
D1
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
S.E. HUARAUCACA - SALIDA A
PLANTA CONCENTRADORA
10.5kV
D2
Alimentador ReleCT-prim 1000 A
CT-sec 5 A
I> 1190 A-primarios
CURVA IEEE M Inverse -
T> 0.09 -
I>> 3000 A-primarios
T>> 0.1 seg
I>>> 4500 A-primarios
T>>> 0 seg
Direccionalidad Hacia la Linea -
CT-prim 1000 A
CT-sec 5 A
I0> 200 A-primarios
CURVA Definite Time -
T0> 0.25 -
I0>> 3000 A-primarios
T0>> 0.1 seg
Direccionalidad Hacia la Linea -
AJUSTES DE SOBRECORRIENTE DE TIERRA
MICOM P141
S.E. Huaraucaca Salida a Nueva Planta
Concetradora 10.5Kv
AJUSTES DE SOBRECORRIENTE DE FASES
SUBESTACION HUARAUCACA 10.5kVSALIDA A NUEVA PLANTA CONCETRADORA
D3
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
S.E. NUEVA PLANTA
CONCENTRADORA – LLEGADA
GENERAL 10.5kV
D4
Alimentador ReleCT-prim 1200 A
CT-sec 5 A
I> 1200 A-primarios
CURVA IEEE M Inverse -
T> 0.09 -
I>> 3000 A-primarios
T>> 0.1 seg
I>>> 4500 A-primarios
T>>> 0 seg
Direccionalidad Hacia la Barra -
CT-prim 1200 A
CT-sec 5 A
I0> 200 A-primarios
CURVA Definite Time -
T0> 0.25 -
I0>> 3000 A-primarios
T0>> 0.1 seg
Direccionalidad Hacia la Barra -
AJUSTES DE SOBRECORRIENTE DE TIERRAF650
S.E. Planta Concentradora Llegada
General 10.5Kv
AJUSTES DE SOBRECORRIENTE FASES
SUBESTACION PLANTA CONCENTRADORA LLEGADA GENERAL 10.5kV
D5
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
TRANSFORMADOR TP-001
(250kVA, 10.5/0.23kV)
D6
II1
t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t443
0‐SA
‐002
Tmax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
13
100,5
I>I2
120,2
0,2
50%
510‐SA
‐002
Tmax T5N
/400
APR
222D
S/P
MAN
13
100,5
I>I2
120,2
0,2
50%
I1t1 (seg)
I2t2(seg)
430‐SA
‐002
Q1
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐002
Q2
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐002
Q3
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐002
Q4
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐002
Q5
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐002
Q6
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
II1
t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I351
0‐SA
‐002
Q1
Tmax T4N
/100
APR
222D
SMAN
13
100,1
I>I2
1250
%51
0‐SA
‐002
Q2
Tmax T4N
/100
APR
222D
SMAN
13
100,1
I>I2
1250
%51
0‐SA
‐002
Q3
Tmax T4N
/100
APR
222D
SMAN
13
100,1
I>I2
1250
%51
0‐SA
‐002
Q4
Tmax T4N
/100
APR
222D
SMAN
13
100,1
I>I2
1250
%
SUBE
STACION TP‐00
1 ( 2
50kV
A , 10
.5/0.23kV)
Rele
Ajuste
LS
Tablero
Interrup
tor
CODIGO
NG
LTablero
Interrup
tor
Rele
SAjuste
N
N
Tablero
Interrup
tor
Rele
Ajuste
Rele
LS
D7
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
TRANSFORMADOR TP-002
(600kVA, 10.5/0.48kV)
D8
II1
t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t443
0‐SA
‐001
Tmax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
13
100,5
I>I2
120,2
0,2
50%
510‐SA
‐001
Tmax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
13
100,5
I>I2
120,2
0,2
50%
I1t1 (seg)
I2t2(seg)
430‐SA
‐001
Q1
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐001
Q2
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐001
Q3
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐001
Q4
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐001
Q5
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
430‐SA
‐001
Q6
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
I1t1 (seg)
I2t2(seg)
510‐SA
‐001
Q1
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
510‐SA
‐001
Q2
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
510‐SA
‐001
Q3
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
510‐SA
‐001
Q4
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
510‐SA
‐001
Q5
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
510‐SA
‐001
Q6
Tmax T4H
/100
APR
221D
SMAN
13
100,1
50%
Tablero
CODIGO
Interrup
tor
Rele
Ajuste
LS
N
SN
LTablero
CODIGO
Interrup
tor
Rele
Ajuste
SG
N
SUBE
STACION TP‐00
2 ( 6
00kV
A , 10
.5/0.48kV)
Tablero
Interrup
tor
Rele
Ajuste
L
D9
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
TRANSFORMADOR TP-003
(3/3.75MVA, 10.5/0.46kV)
D10
Tran
sformad
orRe
leTension
SUBE
STACION TP‐00
3 ( 3
/3.75M
VA , 10
.5/0.46kV)
AJUSTES PRO
PUESTO
SPh
aseOvercurrent
Is (A
)Cu
rve
t> (s)
I>>
t> (s)
200
EI0.3
90.1
Ios (A)
Curve
t0> (s)
I0>>
t0> (s)
32DT
005
20003
Phase Overcurrent
Earth Fault
TP00
3 (3/3,75M
VA)
VIP3
0010
,5kV
32DT
0.05
200.03
II1
t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t451
0‐TD
‐001
BSA
CE E4/32
00A
PR12
2/P
19
1.5
0.65
t=k
50,2
0,25
GTablero
Interrup
tor
Rele
LS
510‐TD
‐002
BSA
CE E2/16
00A
PR12
2/P
118
20.35
t=k
70,2
0,25
510‐TD
‐003
BSA
CE E2/16
00A
PR12
2/P
118
20.35
t=k
70,2
0,25
510‐TD
‐004
BSA
CE E4/32
00A
PR12
2/P
19
1.5
0.65
t=k
50,2
0,25
510‐TD
‐005
BSA
CE E2/16
00A
PR12
2/P
118
20.35
t=k
70,2
0,25
510‐TD
‐006
BSA
CE E2 /16
00A
PR12
2/P
118
20.35
t=k
70,2
0,25
510TD
006B
SACE
E2/16
00A
PR12
2/P
118
20.35
t=k
70,2
0,25
I
I1t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t451
0‐SF‐001
BTm
ax T6H
/800
APR
222D
S/P
MAN
0.76
63.6
0.1
I>I2
10.5
0,2
0,2
50%
510SF
002B
Tmax
T6H/800
APR
222D
S/P
MAN
076
636
01
I>I2
105
02
02
50%
Tablero
Interrup
tor
Rele
Ajuste
LS
GN
510‐SF‐002
BTm
ax T6H
/800
APR
222D
S/P
MAN
0.76
63.6
0.1
I>I2
10.5
0,2
0,2
50%
510‐VR
‐001
BTm
ax T5H
/400
APR
222D
S/P
MAN
0.42
31.8
0.1
I>I2
30,2
0,2
50%
510‐VR
‐002
BTm
ax T5H
/400
APR
222D
S/P
MAN
0.42
31.8
0.1
I>I2
30,2
0,2
50%
510‐CM
‐001
BTm
ax T4H
/250
APR
222D
S/P
MAN
0.4
33
0.1
I>I2
10.5
0,2
0,2
50%
510‐CM
‐002
BTm
ax T6H
/800
APR
222D
S/P
MAN
16
3.6
3.6
3.6
10.5
0,2
0,2
50%
510‐CM
‐006
BTm
ax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
13
3.6
3.6
3.6
10.5
0,2
0,2
50%
D11
SUBE
STACION TP‐00
3 ( 3
/3.75M
VA , 10
.5/0.46kV)
II1
t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t4Cu
rve
510‐CM
‐003
BTm
ax T7H
/120
0APR
331/P
13
30.1
I>I2
50,2
0,2
I>I2
510‐CM
‐004
BTm
ax T7H
/120
0APR
331/P
112
30.1
I>I2
50,2
0,2
I>I2
GTablero
Interrup
tor
Rele
LS
I1t1 (seg)
I2t2(seg)
510‐BC
‐001
BTm
ax T7H
/120
0APR
231/P
0.76
33.5
0.1
50%
Tablero
Interrup
tor
Rele
LS
N
510‐BC
‐002
BTm
ax T7H
/120
0APR
231/P
0.76
33.5
0.1
50%
D12
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
TRANSFORMADOR TP-004
(3/3.75MVA, 10.5/0.46kV)
D13
AJUSTE DE SO
BRECORR
IENTE
FASES
Unida
dRE
LESEL75
1A
SUBE
STACION TP‐00
4 ( 3
/3.75M
VA , 10
.5/0.46kV)
AA‐primarios
CT‐prim
RELE
CT‐sec
I>CU
RVA
‐
SEL 75
1A25
0 5 245
C2 IEC Class B
A
0.1
seg
T> I>>
T>>
‐A‐primarios
0.15
1900
AJUSTE DE SO
BRECORR
IENTE
FASES
RELE
CT‐prim
CT‐sec
I0>
5A
30A
ii
Unida
dSEL 75
1A25
0A
CURV
AT0>
I0>>
T0>>
I0>
0.25
‐25
00A‐primarios
0.0
seg
30A‐primarios
Definite
Tim
e‐
II1
t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t451
0‐TD
‐001
ASA
CE E4/32
00A
PR12
2/P
19
1.5
0.65
t=k
50,2
0,25
510‐TD
‐002
ASA
CEE2/160
0APR
122/P
118
20.35
t=k
70,2
0,25
Tablero
Interrup
tor
Rele
SG
L
510TD
002A
SACE
E2/16
00A
PR12
2/P
118
20.35
t=k
70,2
0,25
510‐TD
‐003
ASA
CE E2/16
00A
PR12
2/P
118
20.35
t=k
70,2
0,25
510‐TD
‐004
ASA
CE E4/32
00A
PR12
2/P
19
1.5
0.65
t=k
50,2
0,25
510‐TD
‐005
ASA
CE E2/16
00A
PR12
2/P
118
2.2
0.35
t=k
70,2
0,25
510‐TD
‐006
ASA
CE E2/16
00A
PR12
2/P
118
20.35
t=k
70,2
0,25
D14
II1
t1(seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t4
SUBE
STACION TP‐00
4 ( 3
/3.75M
VA , 10
.5/0.46kV)
Tablero
Interrup
tor
Rele
Ajuste
LS
GN
I1t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t451
0‐VR
‐001
ATm
ax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
0.42
34.2
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐VR
‐002
ATm
ax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
0.42
34.2
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐VR
‐003
ATm
ax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
0.42
34.2
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐VR
‐004
ATm
ax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
0.42
34.2
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510VR
005A
Tmax
T5H/400
APR
222D
S/P
MAN
04
342
01
I>I2
105
50%
510‐VR
‐005
ATm
ax T5H
/400
APR
222D
S/P
MAN
0.4
34.2
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐VR
‐006
ATm
ax T5H
/400
APR
222D
S/P
MAN
0.4
34.2
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐VR
‐007
ATm
ax T5H
/400
APR
222D
S/P
MAN
0.4
34.2
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐VR
‐008
ATm
ax T5H
/400
APR
222D
S/P
MAN
0.4
34.2
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐ST‐001
ATm
ax T4H
/250
APR
222D
S/P
MAN
0.6
67
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐VR
‐009
ATm
ax T6H
/800
APR
222D
S/P
MAN
0.48
63.6
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐VR
‐010
ATm
ax T6H
/800
APR
222D
S/P
MAN
0.48
63.6
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐CM
‐005
ATm
ax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
0.8
33.6
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐CM
‐006
ATm
ax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
0.8
33.6
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐CM
‐004
ATm
ax T6H
/800
APR
222D
S/P
MAN
0.8
33
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510CM
004A
Tmax T6H
/800
APR
222D
S/P
MAN
0.8
33
0.1
I>I2
10.5
50%
510‐CM
‐002
ATm
ax T5H
/600
APR
222D
S/P
MAN
0.62
33
0.1
I>I2
10.5
‐‐
50%
510‐CM
‐003
ATm
ax T4H
/250
APR
222D
S/P
MAN
0.4
30.6
0.1
I>I2
4‐
‐50
%
II1
t1(seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t4Cu
rve
GTablero
Interrup
tor
Rele
LS
I1t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t4Cu
rve
510‐CM
‐001
ATm
ax T7H
/120
0APR
331/P
13
30.1
I>I2
5‐
‐I>I2
N
p
Tablero
Interrup
tor
Rele
LS
I1t1 (seg)
I2t2(seg)
510‐BC
‐001
ATm
ax T7H
/120
0APR
231/P
0.76
33.5
0.1
50%
510‐BC
‐001
BTm
ax T7H
/120
0APR
231/P
0.76
33.5
0.1
50%N
Tablero
Interrup
tor
Rele
D15
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
TRANSFORMADOR TP-005
(3/3.75MVA, 10.5/0.46kV)
D16
Tran
sformad
orRe
leTension
Is (A
)Cu
rve
t> (s)
I>>
t> (s)
200
EI0.3
90.1
Ios (A)
Curve
t0> (s)
I0>>
t0> (s)
32DT
0.05
200.03
II1
t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t4TP00
5 (3/3,75M
VA)
SACE
E4/32
00A
PR12
2/P
19
1.5
0.65
t=k
50,2
0,25
II1
t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t457
0‐BL‐002
Tmax T6H
/800
APR
222D
S/P
MAN
0.77
64.2
0.1
I>I2
10.5
0,2
0,2
50%
570‐BL‐003
Tmax T6H
/800
APR
222D
S/P
MAN
0.77
64.2
0.1
I>I2
10.5
0,2
0,2
50%
II1
t1 (seg)
I2t2(seg)
Curve
I3I4
t4Cu
rve
570‐BL‐001
Tmax T7H
/100
0APR
331/P
0.7
243.6
0.1
I>I2
50,2
0,2
I>I2
SUBE
STACION TP‐00
5 ( 3
/3.75M
VA , 10
.5/0.46kV)
G
Tablero
Interrup
tor
Rele
Ajuste
LS
GN
Tablero
Interrup
tor
TP00
5 (3/3,75M
VA)
VIP3
00
Tablero
Interrup
tor
Rele
LS
G
10,5kV
AJUSTES PRO
PUESTO
SPh
ase Overcurrent
Earth Fault
Rele
LS
D17
EECCPP DDEE LLAA NNUUEEVVAA PPLLAANNTTAA CCOONNCCEENNTTRRAADDOORRAA PPbb yy ZZnn ‐‐ MMIINNEERRAA EELL BBRROOCCAALL
ECP‐037‐10 Rev.A
TRANSFORMADOR TP-006
(5/6.25MVA, 10.5/4.16kV)
D18
Transformador ReleCT‐prim 400 ACT‐sec 5 AI> 433 6 A‐primarios
SUBESTACION TP‐006 ( 5/6.25MVA , 10.5/4.16kV)
AJUSTES SOBRECORRIENTE DE FASES
I> 433.6 A‐primariosCURVA U4 Extremely Inverse ‐T> 0.75 ‐I>> 2560 A‐primariosT>> 0.0 seg
CT‐prim 400 ACT 5 A
AJUSTES SOBRECORRIENTE DE TIERRASEL 751Alado 10,5Kv
CT‐sec 5 AI0> 48 A‐primarios
CURVA Definite Time ‐T0> 0.25 segI0>> 3000 A‐primariosT0>> 0.0 seg
Transformador ReleCT‐prim 1000 ACT‐sec 5 AI> 800 A‐primariosT> 0.5 segI>> 2400 A‐primariosT>> 0 15 seg
SEL 751Alado 4,16Kv
AJUSTES SOBRECORRIENTE DE FASES
T>> 0.15 segI>>> 6400 A‐primariosT>>> 0.0 seg
Alimentador ReleCT‐prim 800 ACT‐sec 5 A
AJUSTES DE SOBRECORRIENTE DE FASES
I> 800 A‐primariosCURVA Definite Time ‐T> 0.35 ‐I>> 2000 A‐primariosT>> 0.15 segI>>> 6400 A‐primariosT>>> 0,0 seg
F650Llegada General barra 430‐CS‐01
en 4.16kVT>>> 0,0 seg
VT‐prim 4200 VVT‐sec 120 VV< 75 %Vnt< 4 seg
AJUSTES DE MINIMA TENSION
D19
CT‐prim 200 ACT‐sec 5 AI> 130 A‐primarios
CURVA IEEE Ext Inversa ‐CURVA IEEE Ext. Inversa ‐T> 13 ‐I>> 700 A‐primariosT>> 0.0 seg
VT‐prim 4200 VVT‐sec 120 VV 75 %V
AJUSTES DE MINIMA TENSION
F650Salida a Motor 430‐ML‐001MP
de 800HP
V< 75 %Vnt< 3 seg
CT‐prim 200 ACT‐sec 5 AI> 130 A‐primarios
CURVA IEEE Ext. Inversa ‐T> 13 ‐
Salida a MotorI>> 700 A‐primariosT>> 0.0 seg
VT‐prim 4200 VVT‐sec 120 VV< 75 %Vnt< 3 seg
F650Salida a Motor
510‐ML‐001M de 700HP
AJUSTES DE MINIMA TENSION
t< 3 segCT‐prim 200 ACT‐sec 5 AI> 130 A‐primarios
CURVA IEEE Ext. Inversa ‐T> 13 ‐I>> 700 A‐primarios
F650Salida a Motor
430‐ML‐003M deT>> 0.0 seg
VT‐prim 4200 VVT‐sec 120 VV< 75 %Vnt< 3 seg
AJUSTES DE MINIMA TENSION
F650430 ML 003M de 700HP
D20
DESCRIPCIONGROUP 1/SET 1 Ajuste Rango
W1CT Winding 1 CT Connection WYE DELTA,WYECTR1 Winding 1 Phase Ratio 80 1‐5000W1CTC Winding 1 Conn. Compensation 12 0‐12VWDG1 Winding 1 Line‐to‐Line Voltage (kV) 10,5 0.2‐1000
W2CT Winding 1 CT Connection WYE DELTA,WYECTR2 Winding 1 Phase Ratio 100 1‐5000W2CTC Winding 1 Conn. Compensation 5 0‐12VWDG2 Winding 1 Line‐to‐Line Voltage (kV) 4,16 0.2‐1000
MVA Maximun Transformer Capacity (MVA) 6,3 OFF, 0.2‐5000ICOM Define internal CT Conn. Compensation Y Y,N
E87 Enable Transformer Differential Protection Y Y,NO87P Restrained Element Operating Current PU 0,3 0.1‐1.0O87AP Differential Current Alarm PU 0,15 OFF, 0.05‐1.0O87AD Differential Current Alarm Delay (Sec) 5 1‐120SLP1 Restrain Slope 1 Percentage 20 5‐90SLP2 Restrain Slope 2 Percentage 50 5‐90IRS1 Restrain Current Slope 1 Limit 3 1‐20U87P Unrestrained Element Current PU 10 1‐20PCT2 Second‐Harmonic Bloking Percentage 15 OFF, 5‐100PCT4 Fourth‐Harmonic Bloking Percentage 15 OFF, 5‐100PCT5 Fifth‐Harmonic Bloking Percentage 30 OFF, 5‐100TH5P Fifth‐Harmonic Alarm Threshold OFF OFF, 0.02‐3.2HRSRT Harmonic Restrain Y Y,NHBLK Harmonic Bloking N Y,N
AJUSTES PROPUESTOS
Configuration/Winding 1
Configuration/Winding 2
Transformer Differential elements
SUBESTACION TP‐006 ( 5/6.25MVA , 10.5/4.16kV)RELE SEL 787
D21
CIRCUITO: MOTOR DE 800HP (600KW)RELE: SR469
Phase CT PrimaryMotor Full Load AmpsGround CT TypeGround CT PrimaryPhase Differential CT TypePhase Differential CT PrimaryEnable Two Speed Motor Option
VoltageTransformer Connection TypeEnable Single VT ConnectionVoltage Transformer RatioMotor Nameplate Voltage
Curve StyleOverload Pickup LevelUnbalance k FactorCool Time Constant RunningCool Time Constant StoppedHot/Cold Safe Stall RatioRTD BlasingRTD Blas MinimumRTD Blas Center PointRTD Blas MaximumThermal Capacity AlarmThermal Capacity Alarm RelaysThermal Capacity Alarm LevelThermal Capacity Alarm EventsOverload Trip Relays
STANDAR OVERLOAD CURVE NUMBER
Short Circuit TripOverreach FilterShort Circuit Trip RelaysShort Circuit Trip PickupIntentional Short Circuit Trip DelayShort Circuit Trip Backup
Overload AlarmOverload Alarm RelaysOverload Alarm EventsOverload Alarm Delay
Mechanical Jam TripMechanical Jam Trip RelaysMechanical Jam PickupMechanical Jam Delay
NoneNoneOff/No
Voltage SensingOpen Delta
Off
AC INPUTSCurrent Sensing
150 A103 A5A50 A
615 min30 min
1On/Yes40 °C
35.00 :14160 V
PROTECTIONTHERMAL MODEL
Standard1.22 FLA
Trip OVERLOAD CURVE
4CURRENT ELEMENTS
UnlatchedOff/No
130 °C155 °ClatchedAlarm
85 % usedOn/Yes
AlarmOn/Yes0.1 s
MECHANICAL JAMLatchedTrip
Trip4.5 CT0.0 msOff/No
OVERLOAD ALARMUnlatched
1.5 xFLA1 s
D22
Block Undercurrent from StartUndercurrent AlarmUndercurrent Alarm RelaysUndercurrent Trip
Current Unbalance AlarmCurrent Unbalance Alarm RelaysCurrent Unbalance Alarm PickupCurrent Unbalance Alarm DelayCurrent Unbalance Alarm EventsCurrent Unbalance TripCurrent Unbalance Trip RelaysCurrent Unbalance Trip PickupCurrent Unbalance Trip Delay
Ground Fault AlarmGround Fault Alarm RelaysGround Fault Alarm PickupIntentional GF Alarm DelayGround Fault Alarm EventsGround Fault TripGround Fault Trip RelaysGround Fault Trip PickupIntentional GF Trip DelayGround Fault Trip BackupGround Fault Overreach Filter
Phase Differential TripPhase Differential Trip RelaysDifferential Trip Pickup While StartingDifferential Trip Delay While StartingDifferential Trip Pickup While RunningDifferential Trip Delay While Running
Accleration Timer TripAcceleration Timer Trip RelaysAcceleration Timer from Start
Start Inhibit BlockThermal Capacity Used Margin
Jogging BlockMaximum Starts/Hour PermissibleTime Between Starts
Restart BlockRestart Block Time
OffCURRENT UNBALANCE
UnlatchedAlarm15%1 s
UNDERCURRENT10 sOffOFF
OffAlarm0.10 CT0 ms
On/YesLatched
On/YesLatchedTrip18%5 s
GROUND FAULT
OffTrip
0.10 CT0 ms
0.10 CT0 ms
Trip0.10 CT250 msOff/NoOff/No
PHASE DIFFERENTIAL
25%JOGGING BLOCK
On/Yes2
25 minFB
ACCELERATION TIMERLatchedTrip10 s
START INHIBITOn/Yes
On/Yes15 s
D23
Undervoltage Active Only If Bus EnergizedUndervoltage AlarmUndervoltage Alarm RelaysUndervoltage Alarm PickupStarting Undervoltage Alarm PickupUndervoltage Alarm DelayUndervoltage Alarm EventsUndervoltage TripUndervoltage Trip ModeUndervoltage Trip RelaysUndervoltage Trip PickupStarting Undervoltage Trip PickupUndervoltage Trip Delay
Overvoltage AlarmOvervoltage RelaysOvervoltage Alarm PickupOvervoltage Alarm DelayOvervoltage Alarm EventsOvervoltage TripOvervoltage Trip RelaysOvervoltage Trip PickupOvervoltage Trip Delay
Voltage Phase Reversal TripVoltage Phase Reversal Trip Relays
Voltage Frequency AlarmVoltage Frequency Trip
Stator ‐ Alarm Stator ‐ tripBearing ‐ Alarm Bearing ‐ Trip
0,850,853 s
On/YesLatched3 ‐ Phase
UNDERVOLTAGEOn/Yes
UnlatchedAlarm
Alarm1.05 Rated
3.0 sOn/YesLatchedTrip
Trip0.8 Rated0.8 Rated
5 sOVERVOLTAGE
Unlatched
95ºC
OffOff
RTD TEMPERATURE150 ºC180ºC80ºC
1.10 Rated3.0 s
OVERVOLTAGELatchedTrip
FREQUENCY
D24
CIRCUITO: MOTOR DE 700HP (520KW)RELE: SR469
Phase CT PrimaryMotor Full Load AmpsGround CT TypeGround CT PrimaryPhase Differential CT TypePhase Differential CT PrimaryEnable Two Speed Motor Option
VoltageTransformer Connection TypeEnable Single VT ConnectionVoltage Transformer RatioMotor Nameplate Voltage
Curve StyleOverload Pickup LevelUnbalance k FactorCool Time Constant RunningCool Time Constant StoppedHot/Cold Safe Stall RatioRTD BlasingRTD Blas MinimumRTD Blas Center PointRTD Blas MaximumThermal Capacity AlarmThermal Capacity Alarm RelaysThermal Capacity Alarm LevelThermal Capacity Alarm EventsOverload Trip Relays
STANDAR OVERLOAD CURVE NUMBER
Short Circuit TripOverreach FilterShort Circuit Trip RelaysShort Circuit Trip PickupIntentional Short Circuit Trip DelayShort Circuit Trip Backup
Overload AlarmOverload Alarm RelaysOverload Alarm EventsOverload Alarm Delay
Mechanical Jam TripMechanical Jam Trip RelaysMechanical Jam PickupMechanical Jam Delay
NoneNoneOff/No
Voltage SensingOpen Delta
Off
AC INPUTSCurrent Sensing
150 A89 A5A50 A
615 min30 min
1On/Yes40 °C
35.00 :14160 V
PROTECTIONTHERMAL MODEL
Standard1.22 FLA
Trip OVERLOAD CURVE
4CURRENT ELEMENTS
UnlatchedOff/No
130 °C155 °ClatchedAlarm
85 % usedOn/Yes
AlarmOn/Yes0.1 s
MECHANICAL JAMLatchedTrip
Trip4.5 CT0.0 msOff/No
OVERLOAD ALARMUnlatched
1.5 xFLA1 s
D25
Block Undercurrent from StartUndercurrent AlarmUndercurrent Alarm RelaysUndercurrent Trip
Current Unbalance AlarmCurrent Unbalance Alarm RelaysCurrent Unbalance Alarm PickupCurrent Unbalance Alarm DelayCurrent Unbalance Alarm EventsCurrent Unbalance TripCurrent Unbalance Trip RelaysCurrent Unbalance Trip PickupCurrent Unbalance Trip Delay
Ground Fault AlarmGround Fault Alarm RelaysGround Fault Alarm PickupIntentional GF Alarm DelayGround Fault Alarm EventsGround Fault TripGround Fault Trip RelaysGround Fault Trip PickupIntentional GF Trip DelayGround Fault Trip BackupGround Fault Overreach Filter
Phase Differential TripPhase Differential Trip RelaysDifferential Trip Pickup While StartingDifferential Trip Delay While StartingDifferential Trip Pickup While RunningDifferential Trip Delay While Running
Accleration Timer TripAcceleration Timer Trip RelaysAcceleration Timer from Start
Start Inhibit BlockThermal Capacity Used Margin
Jogging BlockMaximum Starts/Hour PermissibleTime Between Starts
Restart BlockRestart Block Time
OffCURRENT UNBALANCE
UnlatchedAlarm15%1 s
UNDERCURRENT10 sOffOFF
OffAlarm0.10 CT0 ms
On/YesLatched
On/YesLatchedTrip18%5 s
GROUND FAULT
OffTrip
0.10 CT0 ms
0.10 CT0 ms
Trip0.10 CT250 msOff/NoOff/No
PHASE DIFFERENTIAL
25%JOGGING BLOCK
On/Yes2
25 minFB
ACCELERATION TIMERLatchedTrip10 s
START INHIBITOn/Yes
On/Yes15 s
D26
Undervoltage Active Only If Bus EnergizedUndervoltage AlarmUndervoltage Alarm RelaysUndervoltage Alarm PickupStarting Undervoltage Alarm PickupUndervoltage Alarm DelayUndervoltage Alarm EventsUndervoltage TripUndervoltage Trip ModeUndervoltage Trip RelaysUndervoltage Trip PickupStarting Undervoltage Trip PickupUndervoltage Trip Delay
Overvoltage AlarmOvervoltage RelaysOvervoltage Alarm PickupOvervoltage Alarm DelayOvervoltage Alarm EventsOvervoltage TripOvervoltage Trip RelaysOvervoltage Trip PickupOvervoltage Trip Delay
Voltage Phase Reversal TripVoltage Phase Reversal Trip Relays
Voltage Frequency AlarmVoltage Frequency Trip
Stator ‐ Alarm Stator ‐ tripBearing ‐ Alarm Bearing ‐ Trip
0,850,853 s
On/YesLatched3 ‐ Phase
UNDERVOLTAGEOn/Yes
UnlatchedAlarm
Alarm1.05 Rated
3.0 sOn/YesLatchedTrip
Trip0.8 Rated0.8 Rated
5 sOVERVOLTAGE
Unlatched
95 ºC
OffOff
RTD TEMPERATURE150 ºC180 ºC80 ºC
1.10 Rated3.0 s
OVERVOLTAGELatchedTrip
FREQUENCY
D27
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