Las protecciones a instalar en el paño J2 de la S/E Seccionadora Conejo son las encargadas de dar protección al tramo de línea Secc. Conejo-Diego de Almagro.
Con la puesta en servicio de la nueva subestación seccionadora CNJ, el circuito Paposo-Diego de Almagro queda conformado por dos tramos, donde uno de ellos corresponde al que vincula la S/E Diego de Almagro y la Seccionadora CNJ.
Las protecciones de este tramo ahora conformarán un sistema de dos puntas entre las mencionadas subestaciones. Protecciones asociadas Protección de Línea o Sistema 1 SEL421 o Sistema 2 GEL60 o Módulos habilitados:
Funciones de distancia fase y residual (21/21N)
Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N) Teleprotección (85A/85C/85D)
Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE) Cierre contra falla (SOTF)
Función de falla de interruptor (50BF) Función oscilación de potencia (68) Perdida de Potenciales (60)
Función Reconexión Monopolar (79) Verificación de sincronismo (25)
o Estas protecciones actúan sobre el interruptor J2 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Seccionadora PSN con la S/E Diego de Almagro 220kV.
Ambos sistemas de protección tienen como módulos principales a las funciones 21/21N, donde se activará un esquema POTT que asegura un despeje instantáneo de fallas a lo largo de toda la línea. En este extremo se activa WEI con Echo Trip que envía señal de habilitación.
Relación TC 1000/1A Relación TP 230/0.115kV
Módulos de Distancia (21/21N)
Las zonas de protección se ajustarán en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección.
Zona 1:
o Se ajusta con un alcance del 80% del circuito protegido con el fin de evitar sobrealcances ante fallas fuera de la línea.
o El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 150% del alcance reactivo respectivamente esto con el fin de cubrir fallas con impedancia a tierra y evitar sobrealcances para fallas en otros puntos del sistema.
o En el caso particular de esta red se encuentra un encuentra un sobrealcance del relé de impedancia ante fallas a tierra en la S/E Diego de Almagro. Como se muestra en la siguiente figura, en escenarios de gran aporte de potencia CNJ DDA, fallas próximas a la S/E Diego de Almagro con ciertos valores de resistencia, provocarían que la impedancia vista por las protecciones tienda a incursionar dentro de la Zona 1. Esto implicaría que con este ajuste cercano al 80% podrían presentarse actuaciones NO deseadas (instantáneas) ante fallas en los circuitos adyacentes de la S/E DDA.
En la siguiente figura se muestra la evolución de la impedancia en un escenario crítico de máximo aporte generado por el despacho de todas las centrales presentes sobre el tramo Diego de Almagro-Paposo (CT TALTAL, PE TALTAL, LAKACKAMA y CONEJO).
Tal como puede observarse, ante fallas monofásicas de distintas resistencia la impedancia vista evoluciona hacia valores reactivos menores lo cual provocaría la incursión en la zona 1 corriendo el riesgo de registrarse actuaciones instantáneas en instalaciones adyacentes.
Analizando distintas alternativas de ajustes en el alcance y ángulo de compensación se propone un ángulo de compensación 14º.
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Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc. Conejo – Diego de Almagro.
o Se ajusta con un alcance del 120% del circuito protegido.
o Se destaca que este extremo puede resultar débil ante condiciones de baja generación en las centrales CT Taltal, PV Lalackama y CNJ por lo cual en estos escenarios puede presentarse una reducción en el alcance de esta zona. Esta condición es cubierta por la lógica de teleprotección WEI
o En caso de falla del esquema de teleprotección la zona 2 cuenta con alcance suficiente para operar de forma secuencial, una vez despejada la falla desde el extremo Diego de Almagro.
o Se ajusta con tiempo de retardo de 0.4seg.
Zona 3 Se ajustará de manera de proveer respaldo a las protecciones de las subestaciones adyacentes a la S/E Diego de Almagro.
o Se ajusta con un alcance que permita cubrir (en términos de impedancia) la subestación aledaña más cercana, la cual en este caso resulta la S/E Carrera
14,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 -1,00 -2,00 -3,00 -4,00 -5,00 -6,00 -7,00 -8,00 -9,00 -10,0 -11,0 -12,0 -13,0 13,0 12,0 11,0 10,0 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 -1,00 -2,00 -3,00 -4,00 -5,00 -6,00 -7,00 21N_SEL421_S1_J2_SeccCNJ-DDA Zone (1): Polarizing Z1 Z A 62,656 pri.Ohm 27,3° Zone (> 1): Polarizing Z Z A 62,656 pri.Ohm 27,3° Fault Type: ABC (50PP Starting) Fault Type: ABC (50G/50L) Tripping Time: 0,515 s Zone 2 Z2QG: 0,515 s Zone 3 Z3QG: 2,015 s 21N_GEL60_S2_J2_SeccCNJ-DDA
Zone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1E Z A 62,591 pri.Ohm 27,14°
Zone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1 Z A 62,591 pri.Ohm 27,14°
Zone (2): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 2 Z A 62,591 pri.Ohm 27,14°
Fault Type: ABC (Starting) Tripping Time: 0,53 s Zone 2 Z2G: 0,53 s Zone 3 Z3G: 2,03 s Falla 0Ω Falla 30Ω Falla 15Ω 14º
Pinto. De esta forma el alcance se define como el 100% del circuito protegido más 100% de la línea Diego de Almagro – Carrera Pinto 220kV
o Se ajusta con tiempo de retardo de 2.0seg.
Zona 4: Se ajustará con dirección hacia atrás con fines de teleprotección.
o La misma será la encargada de bloquear el esquema POTT para fallas en dirección reversa.
o Su ajuste es superior en alcance a la zona 2 de la protección ubicada en el paño J4 del extremo Diego de Almagro.
o Se ajusta con un alcance del 100% del circuito en reversa, Seccionadora CNJ- Tap Off Lalackama 220kV.
o Esta zona de protección no emite disparo. SEL421 – Sistema 1 General Z1MAG 22.86 45.72 Z1ANG 82.99 82.99 Z0MAG 85.53 171.06 Z1ANG 79.9 79.9
Parámetro Ohm.pri Ajuste Ohm.sec Ajuste Zona 1 X1P 36.3 18.15 R1P 36.3 18.15 X1G 36.3 18.15 R1G 54.46 27.23 Zona 2 X2P 54.5 27.23 R2P 54.5 27.23 X2G 54.5 27.23 R2G 81.7 40.85 Zona 3 (reverse) X3P 20.6 10.3 R3P 20.6 10.3 X3G 20.6 10.3 R3G 41.2 20.6 Zona 4 X4P 73.74 36.87 R4P 73.74 36.87 X4G 73.74 36.87 R4G 110.61 55.31
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Parámetro Ohm.pri Ajuste Ohm.sec Ajuste Zona 1
Reach Z1 36.3 18.15
Quad Right Blinder Z1 36.3 18.15
Reach Z1G 36.3 18.15
Quad Right Blinder Z1G 54.46 27.23
Zona 2
Reach Z2 54.5 27.23
Quad Right Blinder Z2 54.5 27.23
Reach Z2G 54.5 27.23
Quad Right Blinder Z2G 81.7 40.85
Zona 3
Reach Z3 73.74 36.87
Quad Right Blinder Z3 73.74 36.87
Reach Z3G 73.74 36.87
Quad Right Blinder Z3G 110.61 55.31
Factor de compensación
K0 3.74
K0ANG -3.06
Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio.
Esquema de Teleprotección
Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. En este extremo se ajustará la función Weak End Infeed y ECHO de manera de asegurar la actuación ante condiciones de bajo aporte de este extremo. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance.
En el caso de la protección SEL-421 la zona 4 actúa como zona de bloqueo ante fallas reversas. En el caso de la protección GE-L60, dado que solo dispone de 3 zonas de protección, conforme a las recomendaciones del fabricante se ajustará en conjunto con la función “LINE PICK UP” para la condición de fuente débil (Weak Infeed) y/o línea abierta, utilizando una detección por baja tensión. Asimismo, deberá complementarse esta función para lograr un adecuado bloqueo del esquema de teleprotección (NO repetición de ECHO) por actuación en dirección reversa. Se deberá implementar un operador lógico (Flex Logic) para una operación selectiva del esquema de teleprotección.
Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N)
Se ajusta como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N) y función de habilitación del esquema de teleprotección, de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia.
Se ajusta al 10% de la corriente nominal del TC (100A), con una curva de tiempo normal inverso. El dial se ajusta de manera de que su actuación se mantenga por encima de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida.
Función 67N
Umbral 0.1 sec.A
Curva IEC Normal Inversa
Multiplicador 0.15
Dirección Adelante
Este ajuste permite detectar fallas de hasta 100ohms de resistencia sobre el circuito protegido cercanas al extremo Diego de Almagro, en condiciones de nula generación de las centrales CNJ, PSN, Lalackama, PE Taltal y CT Taltal.
Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE)
Se habilita como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés.
El módulo residual se ajusta de manera idéntica al módulo 67N.
EL módulo de fase se ajusta con un pick-up igual al 120% del TC lo cual representa un 130% de la capacidad de la línea con una curva normal inversa para admitir posibles sobrecargas transitoras.
Función 51E
Umbral 1.2 sec.A
Curva IEC Normal Inversa
Multiplicador 0.51
Función de Cierre Contra Falla (SOTF)
Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL60 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120% del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso del SEL421 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fase- tierra).
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Módulo Falla de Interruptor (50BF)
Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes.
La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase.
La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.
El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).
Módulo Oscilación de Potencia (68)
Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones estables de potencia. Tanto en la protección SEL421 como en la GEL60 la función de bloqueo por oscilación de potencia se basa la medición del tiempo de tránsito de la impedancia entre dos características de detección. No se contempla habilitación de trip ante la detección de condiciones inestables.
A continuación se presentan los detalles de ajustes para la mencionada función: 𝐼𝑁𝑁𝐸𝑅 𝐵𝐿𝐼𝑁𝐷𝐸𝑅 𝑅 = 1.2 ∗ 𝑅𝑓𝑓−𝑍𝑜𝑛𝑎 3= 44.24Ω. 𝑠𝑒𝑐
𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 = 0.02 𝑠𝑒𝑔 = 1 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 𝐴𝑁𝐺𝐼𝑅 = 2 ∗ 𝐴𝑇𝐴𝑁( |𝑍𝑇| 2 ∗ 𝐼𝑁𝐵𝑅) = 90.14º 𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅 = 𝐴𝑁𝐺𝐼𝑅 − (𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 ∗ 𝑆𝐿𝐼𝑃 ∗ 360 𝐹𝑛𝑜𝑚 ) = 61.34º OUTER BLINDER R = |ZT| 2 ∗ TAN (𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅2 ) = 74.79 Ω. sec
INNER BLINDER X = 1.2 ∗ 𝑋−Zona 3= 44.24 Ω. sec
OUTER BLINDER X = IBX + (OBR − IBR) = 74.79 Ω. sec
Perdida de Potenciales (60)
Este módulo permite detectar fallas en la medición de tensión. Se activa con objeto de, en casos de perdida de potencial, bloquear los módulos de distancia (21, 21N) y direccionales de sobrecorriente (67N) como también de desbloqueo de los módulos utilizados como backup de las funciones principales (51E/51NE). Tanto para la GEL60 como la SEL421, los fabricantes de estos tipos de relés sólo permiten habilitar la función y no parámetros de ajuste para la misma, determinando la operación del módulo a través de una lógica interna propia de cada protección.
Función Reconexión Monopolar (79)
Se recuerda que para presente línea se prevé operar hasta un 100% de su capacidad mediante la implementación de un esquema DAG local (CRITERIO N-1 ajustado), por lo que la operación de una reconexión puede interferir en el restablecimiento seguro del sistema.
Al respecto a continuación se presenta un extracto de los criterios de Transelec respecto a la condición de las líneas estudiadas.
En base a lo detallado, se recomienda mantener deshabilitada esta función cuando ambos circuitos entre Diego de Almagro y Paposo se encuentro en servicio.
Por otra parte, se propone la habilitación de la función 79 manteniendo la parametrización actualmente existente en las líneas de interés.
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De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 1seg y la misma será sólo monopolar.
Verificación de sincronismo (25)
Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones:
Barra viva – línea viva (chequeo de sincronismo)
Barra viva – línea muerta (sin chequeo de sincronismo)
Línea viva – barra muerta (sin chequeo de sincronismo) La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según:
U>80% Extremo Vivo
U<30% Extremo Muerto El sincronismo se verificará según:
ΔVmax = 10%
ΔΘmax = 30º
8.3.4 Protecciones de la línea Secc. Conejo – Elev. Conejo «J1»