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V A L O R Y G E S T I Ó N

ESTUDIO DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES

PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

ESTUDIO DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES


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ALONSO DE CÓRDOV A #5900 P ISO 4 OF 402 / (+562) 22249704 WWW. VALGESTA.COM TW ITTER: @V ALGESTA

RESUMEN EJECUTIVO

En el siguiente informe se presentan los resultados asociados al estudio de ajuste y

coordinación de protecciones, realizado para analizar el impacto que tendrá la conexión

de la central Punta Palmeras, de propiedad de Acciona Energía Chile S.A., al Sistema

Interconectado Central. Esta central, corresponde a un parque eólico, de 45 [MW] de

potencia nominal, que se conectará al SIC por medio de la subestación Las Palmas, en un

nivel de tensión de 220 [kV].

Este estudio se realizó con la base de datos entregada por el CDEC-SIC, de junio de

2014, la cual se actualizó a octubre de 2014, mes en que se espera la puesta en servicio

de la central Punta Palmeras. Esta actualización se efectuó incorporando en dicha base las

correspondientes actualizaciones de generación, transmisión y demanda, del programa

del SIC, publicado en el informe de fijación de precios de nudo de abril de 2014 de la

CNE. Adicionalmente, se consideró los proyectos de generación indicados en la carta D.O.

Nº0988/2013.

Para verificar la correcta coordinación de protecciones con la nueva central en

funcionamiento, se analizaron distintos escenarios operacionales, requeridos por el CDEC

en la carta D.O. Nº0988/2013. Estos escenarios incluyen simulaciones de cortocircuitos

no simultáneos en las subestaciones adyacentes al punto de conexión con el SIC. Estas

simulaciones incluyen cortocircuitos trifásicos, monofásicos sin impedancia de falla y

monofásicos con impedancia de falla de 25 Ω.

En el Estudio de Ajuste y Coordinación de Protecciones de la línea del Parque Eólico Punta

Palmeras, ha sido posible obtener los siguientes aspectos:

- Ajustes de las unidades de distancia, sobrecorriente residual y diferenciales de la

línea Las Palmas – Punta Palmeras 220 kV.

- Verificar que los ajustes de las protecciones existentes no debieran ser modificados

debido a la inclusión del Parque Eólico Punta Palmeras.

En relación a las protecciones ubicadas en la subestación Punta Palmeras, se pudo

concluir que:

- El impacto que produce el PEPP, sobre los niveles de cortocircuitos en la zona de

conexión es bastante limitado.



3


- No se realizaron modificaciones a las protecciones existentes.

- Se obtuvieron, en todos los casos, tiempos de paso de al menos 300 ms.

- Con el reactor de puesta a tierra, fue posible registrar corrientes residuales.

- La función diferencial del transformador, es del tipo “larga” ya que incluye las

instalaciones del reactor de puesta a tierra. Esto permite al parque funcionar con

mayor seguridad, ya que cualquier falla que se produzca en el reactor, es despejada

por la diferencial, evitando que el parque funcione sin referencia a tierra.

- La ocurrencia de fallas residuales en la zona de 12 [kV], produce la actuación de la

función diferencial larga del transformador. Las funciones de sobrecorriente residual

ubicadas en la zona de 12 [kV], funcionarán como respaldo, ya que no existen

tiempos de pasos suficientes, como para asegurar una selectividad completa.

Finalmente, de acuerdo a las simulaciones realizadas, fue posible concluir que no se

solicitan cambios de ajustes a las protecciones de las subestaciones adyacentes.

En función de lo descrito anteriormente, se concluyó que los ajustes propuestos en el

informe, permiten una correcta coordinación de los sistemas de protecciones del PEPP.



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ESTUDIO DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

REV. FECHA PREPARÓ REVISÓ APROBÓ DESCRIPCIÓN

0 14-07-2014 F.R.S. G.R.V.

C.S.C. L.C.B. Emitido para revisión Cliente

1 17-07-2014 F.R.S. G.R.V.

C.S.C. L.C.B. Se atiende comentarios del Cliente

2 13-08-2014 F.R.S. G.R.V. C.S.C.

S

C.S.C. L.C.B. Incluye Observaciones de Transelec y CDEC-SIC

3 19-08-2014

F.R.S. G.R.V. C.S.C.

C.S.C. L.C.B. Incluye Observaciones de Transelec

4 25-08-2014 C.S.C C.S.C L.C.B. Emitido para Revisión CDEC-SIC

VALGESTA ENERGÍA S.A.

Alonso de Córdova Nº 5900 Piso 4, Of. 402

Las Condes – Santiago –Chile

Tel: (+562) 22249704

Fax: (+562) 22293981

25 de agosto de 2014

PREPAR ADO P AR A:

CDEC-SIC

POR ORDEN DE ACCION A ENERGÍ A CHIL E S. A.

EL PRESENTE INFORME HA SIDO ELABORADO POR VALGESTA ENERGÍA, PARA EL

CDEC-SIC POR ORDEN DE ACCIONA ENERGIA QUIEN LO RECIBE Y ACEPTA PARA SU

USO CONFIDENCIAL, NO PUDIENDO DIVULGARLO A TERCEROS



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TABLA DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 10

2 OBJETIVOS ................................................................................................................. 11

3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES ............................................................................. 12

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO .................................................................... 12

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN .................................................................... 12

3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS .......................................................................... 16

3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES .......................................................................... 20

4 ESTUDIO DE PROTECCIONES ....................................................................................... 23

4.1 ESCENARIOS ANALIZADOS PROTECCIONES DE LÍNEA ....................................................... 24

4.2 ESCENARIOS ANALIZADOS PROTECCIONES INTERIOR PEPP .............................................. 31

5 CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO ..................................................................................... 32

6 FUNCIONES DE PROTECCION CONSIDERADAS ............................................................. 33

6.1 PROTECCIONES LÍNEA 220 [KV] ....................................................................................... 33

6.1.1 Extremo Las Palmas, Asociados al Interruptor 52-J9 ...................................................................... 33

6.1.2 Extremo Punta Palmeras ................................................................................................................ 33

6.2 PROTECCIONES PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS ....................................................... 34

6.2.1 Protecciones en Lado 220 [kV] del Transformador de Poder ......................................................... 34

6.2.2 Protección Diferencial de Transformador de Poder ....................................................................... 34

6.2.3 Protección en Lado 12 [kV] ............................................................................................................. 34

6.2.4 Protección en Alimentadores ......................................................................................................... 34

6.2.5 Protecciones en Reactor de Puesta a Tierra ................................................................................... 35

6.2.6 Protección Aerogeneradores .......................................................................................................... 35

7 CRITERIOS DE AJUSTES ............................................................................................... 36

7.1 PROTECCIÓN LÍNEA 220 [KV] .......................................................................................... 36

7.1.1 Función Diferencial de Línea (87L).................................................................................................. 36

7.1.2 Función de Distancia para Fallas Entre Fases y Tierra (21/21N) ..................................................... 38

7.1.3 Función de Sobrecorriente Direccional Residual (67N), Extremo Las Palmas ................................ 39


7.2.1 Funciones de Sobrecorriente Lado 220 [kV] (51/50) ...................................................................... 40

7.2.2 Funciones de Sobre/Baja Tensión Lado 220 [kV] (27/59) ............................................................... 40

7.2.3 Funciones Protección Sobre/Baja Frecuencia Lado 220 [kV] (81M/m) .......................................... 40

7.2.4 Función Diferencial de Transformador de Poder (87T) .................................................................. 41



6


7.2.5 Función de Sobrecorriente Lado 12 [kV] (51/51N) ......................................................................... 43

7.2.6 Función de Sobrecorriente Alimentadores (50/51/50N/51N) ....................................................... 44

7.2.7 Funciones de Sobre/Baja Tensión Alimentadores (27/59) ............................................................. 44

7.2.8 Funciones de Sobre/Baja Frecuencia Alimentadores (81M/81m) .................................................. 44

8 AJUSTES DE LAS PROTECCIONES ................................................................................. 45

8.1 PROTECCIÓN LÍNEA 220 [KV] .......................................................................................... 45


8.3.1 Protecciones Lado 220 [kV] ............................................................................................................ 49

8.3.2 Protección Diferencial Transformador ........................................................................................... 50

8.3.3 Protecciones Lado 12 [kV] .............................................................................................................. 52

8.3.4 Protecciones Alimentador C3 ......................................................................................................... 52



8.3.7 Protecciones Alimentador SS.AA. ................................................................................................... 57

8.3.8 Reactor de Puesta a Tierra.............................................................................................................. 58

8.4 AJUSTES SUBESTACIONES ADYACENTES .......................................................................... 59

9 REVISIÓN AJUSTES DE PROTECCIONES ADYACENTES ................................................... 60

9.1 AJUSTES PROPUESTOS DE PROTECCIONES ADYACENTES .................................................. 63

10 COORDINACIÓN PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS ............................................... 64

10.1 Fallas Trifásicas ........................................................................................................... 65

10.2 Fallas Monofásicas ...................................................................................................... 67

CONCLUSIONES ................................................................................................................ 69

ANEXO 1: AJUSTES SECCIONADORA EL ARRAYÁN (DON GOYO) PREVIO A CURUROS .......... 70

ANEXO 2: AJUSTES CURUROS – ARRAYÁN ......................................................................... 71

ANEXO 3: CURVAS DE SOBRECORRIENTE (INTERIOR PARQUE) ........................................... 72

ANEXO 4: CORRIENTES DE FALLAS (INTERIOR PARQUE) ..................................................... 78



7


ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Centrales en Construcción. ITD Abril 2014 ................................................................................................ 16

Tabla 2: Obras de Transmisión en Construcción. ITD Abril 2014 ............................................................................ 17

Tabla 3: Proyección de Crecimiento, Consumo Regulado + Industrial, por Zonas Características. ITD Abril 2014 . 17

Tabla 4: Proyección de Crecimiento, Consumo Regulado, por Zonas Características. ITD Abril 2014 .................... 18

Tabla 5: Proyección de Crecimiento, Consumo Industrial, por Zonas Características. ITD Abril 2014 .................... 18

Tabla 6: Actualización de la Demanda a Octubre 2014 (p.u.) Realizado en la Base de DigSilent .......................... 18

Tabla 7: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/2013 ................................................................................... 19

Tabla 8: Datos Generador ...................................................................................................................................... 20

Tabla 9: Datos Cables Media Tensión ..................................................................................................................... 20

Tabla 10: Datos Transformador de poder .............................................................................................................. 22

Tabla 11: Datos Línea de Transmisión .................................................................................................................... 22

Tabla 12: Reactancia de Puesta a Tierra ................................................................................................................ 22

Tabla 13: Escenarios Operacionales solicitados en carta D.O. Nº0988/2013 ........................................................ 25

Tabla 14: Niveles de Cortocircuito .......................................................................................................................... 32

Tabla 15: Ajustes Protecciones Aerogeneradores .................................................................................................. 35

Tabla 16: Tiempos Mínimos de Operación, NTSyCS ............................................................................................... 41

Tabla 17: Curva Característica Porcentual Protección Diferencial Ingeteam PD-300 ............................................ 42

Tabla 18: Ajustes Relé Siemens 7SD5225 Función 87L, Ambos Extremos .............................................................. 45

Tabla 19: Ajustes Relé GE L90 Función 87L ............................................................................................................. 45

Tabla 20: Ajustes Relé Siemens 7SD5225 Función 21-21N, extremo Punta Palmeras ............................................ 46

Tabla 21: Ajustes Relé Siemens 7SD5225 Función 21-21N, extremo Las Palmas ................................................... 46

Tabla 22: Ajustes Relé GE L90 Función 21-21N, extremo Punta Palmeras ............................................................. 47

Tabla 23: Ajustes Relé GE L90 Función 21-21N, extremo Las Palmas .................................................................... 47

Tabla 24: Ajustes de la función de supervisión direccional GE L90 ......................................................................... 47

Tabla 25: Ajustes Relé Siemens 7SD5225 Función 67N, Extremo Las Palmas ........................................................ 48

Tabla 26: Ajustes Relé GE L90 Función 67N, Extremo Las Palmas .......................................................................... 48

Tabla 27: Ajustes Funciones 51/50, Lado 220 [kV] ................................................................................................. 49

Tabla 28: Ajustes Funciones 27 y 59, Lado 220 [kV] ............................................................................................... 49

Tabla 29: Ajustes Funciones 81M y 81m, Lado 220 [kV] ........................................................................................ 50

Tabla 30: Ajustes Característica Porcentual ........................................................................................................... 51

Tabla 31: Ajustes Funciones 51/51N, Lado 12 [kV] ................................................................................................ 52

Tabla 32: Ajustes Funciones 51/50/51N/50N, Lado Alimentador C3 ..................................................................... 53

Tabla 33: Ajustes Función 27 y 59, Alimentador C3 ............................................................................................... 53

Tabla 34: Ajustes Función 81M y 81m, Alimentador C3 ......................................................................................... 53







8







Tabla 44: Ajustes Funciones 51/50/51N, Reactor de Puesta a Tierra..................................................................... 58

Tabla 45: Tiempos de Actuación de las Protecciones Asociadas al Parque Eólico Punta Palmeras, Cortocircuitos

Trifásicos, Escenario Alta Generación ..................................................................................................................... 65


Trifásicos, Escenario Baja Generación .................................................................................................................... 66


Monofásicos, Escenarios de Alta Generación ......................................................................................................... 67


Monofásicos con Impedancia de Falla, Escenarios de Baja Generación................................................................. 68



9


ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras ................... 13

Figura 2. Unilineal Parque Eólico y S/E Punta Palmeras ......................................................................................... 14

Figura 3. Diagrama Unilineal DigSilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC ........................................................... 15

Figura 4. Diagrama Unilineal simplificado de la zona ............................................................................................ 30

Figura 5: Coordinación Tiempo-Distancia Pan de Azúcar a Punta Palmeras .......................................................... 61

Figura 6: Coordinación Tiempo-Distancia Los Vilos a Punta Palmeras ................................................................... 62



10


1 INTRODUCCIÓN

La empresa Acciona Energía Chile S.A., en adelante “el Cliente”, está construyendo el

parque eólico Punta Palmeras, en adelante “PEPP”, en la zona cercana a la ciudad de Los

Vilos y espera conectarla al SIC, específicamente a la subestación Las Palmas en 220

[kV]. Dicha subestación es propiedad de la empresa Transelec.

En el marco de la normativa vigente, todo central que desee conectarse al SIC, debe

cumplir con requerimientos técnicos identificados en la Norma Técnica de Seguridad y

Calidad de Servicio, NTSyCS.

El presente documento corresponde al estudio de ajustes y coordinación de las

protecciones asociadas a la línea de conexión del PEPP a la subestación Las Palmas 220

[kV]. Además, se verifican los ajustes de las protecciones existentes en la subestación

Las Palmas y en las subestaciones aledañas que se vean afectadas por los nuevos aportes

del PEPP a las corrientes de cortocircuitos (especialmente las ubicadas en las

subestaciones Pan de Azúcar, Don Goyo, La Cebada y Los Vilos).

En relación a las protecciones al interior del PEPP, los ajustes y la corroboración de

coordinación fue realizado por la consultora Ingenieros Emetres (im3) Chile, los cuales se

han integrado en el presente documento.

Se proyecta que la central inyectará en el SIC, en condición de generación normal, una

potencia de 45 [MW]. Se estima que la central se incorporará al SIC en el mes de

septiembre de 2014.



11


2 OBJETIVOS

El objetivo del presente documento es proponer los ajustes para la coordinación de las

protecciones que componen el esquema del parque eólico Punta Palmeras, las cuales

permiten la conexión por medio del nuevo paño de línea en la subestación Las Palmas.

Mediante este estudio, las protecciones de la subestación deberán coordinar entre sí y con

el resto de las protecciones del SIC.

En relación a las protecciones de la línea Punta Palmeras – Las Palmas 220 [kV]:

- Determinar el ajuste de las funciones de los relés de protección de líneas ubicados en

la subestación Punta Palmeras, correspondientes a los sistemas de protecciones 1 y

2.

- Determinar el ajuste de las funciones de los relés de protección de líneas ubicados en

la subestación Las Palmas, correspondientes a los sistemas de protecciones 1 y 2.

- Demostrar que con, los ajustes propuestos, existe una correcta coordinación y

selectividad de las protecciones de la central, con las protecciones del sistema.

En relación a las protecciones del PEPP:

- Ajustar las protecciones asociadas al transformador de poder del PEPP.

- Ajustar las protecciones de cada alimentador del PEPP (C3, C4, C5 y C6)

- Verificar la coordinación de los equipos del PEPP con las protecciones propuestas de

la línea Punta Palmeras – Las Palmas 220 [kV].



12


3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO

A objeto de poder realizar las modelaciones, el cliente ha enviado la información

necesaria de las instalaciones de la central, de la subestación de conexión, y los equipos

de ambas. Además se cuenta con la base de datos del programa Power Factory de

DigSilent, realizada por el CDEC-SIC en mayo de 2014, actualizada por el consultor a

octubre de 2014, mes en que se espera que la central comience su inyección al SIC.

Está proyectado que la central genere en 12 [kV] mediante 15 turbinas modelo AW109

3000 IECIIa [50Hz] Acciona Windpower de 3 [MW] de potencia cada una, con un

total de 45 [MW] para el parque eólico. Dichas unidades generadoras se conectarán

mediante tres alimentadores a la barra de 12 [kV] que conecta con el transformador de

12/220 [kV] y 50 [MVA] de potencia, ver Figura 1. Finalmente, y por medio de un línea

en 220 [kV] y de 6,4 [km] de longitud, se inyecta la potencia generada por la central al

SIC, conectándose a un paño de la subestación Las Palmas de Transelec.

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN

El diagrama unilineal que se expone a continuación, en la Figura 1, muestra la

configuración de la central en estudio modelo DigSilent, en la Figura 2el unilineal

detallado de la S/E Punta Palmeras y en la Figura 3la subestación de conexión y parte del

sistema SIC en la zona de conexión extraída de DigSilent.



13


Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras

Las Palmas J2

Punta Palmeras J

Punta Palmeras C

A6.1(14)A6.2(15)

A1.1(13)A1.2(12)

A2.1(11)A2.2(10)A2.3(9)

A3.1(8)A3.2(7)A3.3(6)

A4.1(5)A4.2(4)

A.5.3(1) A5.2(2) A5.1(3)

WT 12kV

WF 12kV

WF 110kV

Grid 110kV

Configure Flicker Calculation

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Lin

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14


Figura 2. Unilineal Parque Eólico y S/E Punta Palmeras

unilineal.pdf



15


Figura 3. Diagrama Unilineal DigSilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC

NOGALES

LOS VILOS

LAS PALMAS

PAN DE AZUCAR

EL PEÑON

PUNTA PALMERAS

CANELA II

CANELA I

TALINAY

MONTE REDONDO

LOS CURUROS

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Illape/H

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Ovalle/C

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Quill/H

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L.Moll/B

Quinqu/H1

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Monte Redondo__(..2-Winding Transf..Monte Redondo__(..2-Winding Transf..

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0

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1

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I. SS/AA Los EspinosCarga I

I. SS/AA El PeñónCarga I

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R. Quereo 110 k VCarga R

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12

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R. Andac ollo 66 k VCarga R

8

3

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SIL

EN

T



16


3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS

La base de datos elaborada por el CDEC-SIC, correspondiente a junio de 2013, fue

actualizada a septiembre de 2014, ingresando en esta las obras en construcción de:

generación, transmisión y proyección de demanda publicadas por la CNE en el informe de

precios de nudo vigente: FIJACION DE PRECIOS DE NUDO ABRIL DE 2014 SISTEMA

INTERCONECTADO CENTRAL (SIC), ABRIL DE 2014, INFORME TECNICO

DEFINITIVO. Así también los proyectos de generación indicados en la carta D.O.

Nº0988/2013 generada por el CDEC-SIC a petición del cliente. Dichas actualizaciones

se muestran en las tablas siguientes. Para llevar el SIC al escenario futuro, se

seleccionaron las obras que debieran estar en servicio en agosto de 2014.

Tabla 1: Centrales en Construcción. ITD Abril 2014



17


Tabla 2: Obras de Transmisión en Construcción. ITD Abril 2014

Tabla 3: Proyección de Crecimiento, Consumo Regulado + Industrial, por Zonas Características. ITD

Abril 2014



18


Tabla 4: Proyección de Crecimiento, Consumo Regulado, por Zonas Características. ITD Abril 2014

Tabla 5: Proyección de Crecimiento, Consumo Industrial, por Zonas Características. ITD Abril 2014

Tabla 6: Actualización de la Demanda a Octubre 2014 (p.u.) Realizado en la Base de DigSilent

Consumo Residencial

Consumo Industrial

Sistema oct-14

Sistema oct-14

SIC NORTE 1,01

SIC NORTE 1,04

SIC CENTRO 1,02

SIC CENTRO 1,01



19


Tabla 7: Proyectos de generación carta D.O. Nº0988/2013

Proyecto Generación Punto de Conexión

Capacidad

Instalada

MW

Fecha de Puesta en Servicio

Proyecto Fotovoltaico JavieraBarra seccionadora en LT 220 kV Diego de

Almagro - Paposo70 4° trimestre 2014

Proyectos Fotovoltaicos Canto del Agua,

Denersol II y Denersol IIIS/E Maitencillo 110 kV 59 Julio 2014

Central Fotovoltaica Llano de LlamposBarra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Cerro Negro Norte100 Diciembre 2013

Parque Eólico El ArrayánBarra Seccionadora en LT 220 kV Las Palmas -

Pan de Azúcar C2115 2014

Proyecto Fotovoltaico San AndrésBarra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Carrera Pinto50 Diciembre 2013

Parque Eólico Pacífico y La Cebada (Los

Cururos)

S/E Seccionadora circuito 1 Las Palmas - Pan de

Azúcar 220 kV (a 30 km de Las Palmas)72 Fines de 2013

Proyectos Fotovoltaicos Inca de Varas I y II S/E Carrera Pinto 50 1° semestre 2014

Proyecto Fotovoltaico "PV Salvador"Tap off en LT 110 kV Diego de Almagro -

Salvador68 1° semestre 2014

Proyecto Fotovoltaico Valleland I y

Valleland IITap off en LT 220 kV Maitencillo - Cardones C1 67 1° semestre 2014

Proyectos Fotovoltaicos Solar Atacama S/E Carrera Pinto 135 Julio 2014

Proyecto Solar SolaireDirect Generation x

05S/E Los Loros 50 3° trimestre 2014

Suma 836



20


3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES

Tabla 8: Datos Generador

Tabla 9: Datos Cables Media Tensión

Cantidad de unidades del Parque 15

Modelo AW109/3000 IECIIa [50Hz]

Fabricante Acciona Windpower S.A.

Tipo de generador Máquina asíncrona

Tipo de máquina Doblemente alimentada (DFIG)

Voltaje nominal 12 kV

Potencia aparente nominal 3599 kVA

Potencia activa nominal 3000 kW

Frecuencia nominal 50 Hz

Zecuencia cero R0 0.01 p.u.

Zecuencia cero X0 0.1 p.u.

Resistencia estator Rs 0.01118 p.u.

Mreactancia mag. Xm 3.18658 p.u.

Reactancia estator Xs 0.20744 p.u.

Resistencia rotor RrA 0.011422 p.u.

Reactancia estator XrA 0.110718 p.u.

Corriente de rotor bloqueado (IIr/In) 2.25 p.u.

R/X de rotor bloqueado 0.053904 p.u.

Datos Generador

Tipo (cable aislado) XLPE Al

Sección 500 kCM


Corriente nominal (subt.) 0.436 kA

Corriente nominal (aéreo) 1 kA


Resistencia R1 (20 ºC) 0.168 Ω/km

Reactancia X1 0.119 Ω/km



Cables de Media Tensión (1)



21



Sección 1000 kCM











Sección 1250 kCM










Tipo (cable desnudo) LA-180

Sección (total) 182 mm2


Corriente nominal (subt.) ---

Corriente nominal (aéreo) 0.4313 kA









22


Tabla 10: Datos Transformador de poder

Tabla 11: Datos Línea de Transmisión

Tabla 12: Reactancia de Puesta a Tierra

El parque considera la instalación de una reactancia de puesta a tierra (reactor zig-zag),

ya que debido a la conexión del transformador de poder (Ynd11) y que los

aerogeneradores se encuentran levantados de tierra, sin el reactor no existiría circulación

de corriente residual.

Tipo de transformador 2 enrollados

Potencia nominal 50 MVA

Tensión 220/12 kV

Tipo de conexión YNd11

R1 0.00392 p.u.

X1 0.1197358 p.u.

R0 0.0 p.u.

X0 0.06 p.u.

Corriente en vacío 0.08 %

Pérdidas en vacío 23.5 kW (a 100% de voltaje primario; 220/12 kV)

Cambiador de Tap Lado AT

Taps ± 10 x 1.25 % (bajo carga)

Datos Transformador de Poder

Tipo AAAC Flint

Sección 375 mm2

Largo 6.4 km


Corriente nominal 0.587 kA


Resistencia R1 (20°C) 0.0996 Ohm/km

Reactancia X1 0.39 Ohm/km

Resistencia R0 0.2324 Ohm/km

Reactancia X0 1.3038 Ohm/km

Línea de transmisión

Tensión nominal 12 [kV]

Grupo de conexión Zn

Corriente de corta duración 500 [A]

Tiempo de falla 10 [s]

Impedancia homopolar 41 [Ohm]

Reactancia Trifásica de Puesta a Tierra



23


4 ESTUDIO DE PROTECCIONES

El estudio de protecciones analiza el impacto que tendrá en el SIC la incorporación de la

central Punta Palmeras. Este análisis se realiza en demanda máxima, simulando distintos

escenarios operacionales, esto en concordancia con lo solicitado por el CDEC en la carta

D.O 0988/2013, creando una combinación de topología, demanda y contingencias

aplicadas.

Los casos analizados corresponden a la simulación de una secuencia de eventos en los

cuales se representa el sistema operando en estado normal, y al cual se le aplica una

contingencia. Se considera que el sistema está operando en estado normal al utilizar la

base de datos enviada por el CDEC-SIC, de fecha junio de 2014, la cual fue actualizada

a septiembre de 2014, momento en el cual se estima que la central entrará en servicio.

Los casos en que el sistema está operando en estado normal son los considerados casos

base. Estos corresponden a los casos en que la central está inyectando su potencia al

SIC, con todos los elementos serie en correcto funcionamiento. A estos casos base se les

aplicará las contingencias definidas en la carta D.O., creando con esto los distintos

escenarios operacionales, con los cuales se simularán cortocircuitos obteniendo los

tiempos de operación de cada relé de interés.

En la Tabla 13 se presentan las contingencias no simultáneas analizadas.



24


4.1 ESCENARIOS ANALIZADOS PROTECCIONES DE LÍNEA

A continuación se muestran los escenarios operacionales analizados para determinar el

impacto de la incorporación de la central. Se considera un nivel de demanda alta en la

Zona Norte (demanda medida desde el extremo norte del SIC hasta S/E Nogales),

tomando como base un escenario con hidrología seca.



25


Tabla 13: Escenarios Operacionales solicitados en carta D.O. Nº0988/2013

Nº Caso Demanda Generación Línea Fallada

1 1.1 Falla trifásica al 5% de la línea 220 [kV] Punta Palmeras - Las Palmas.


3 1.3 Falla monofásica con resistencia de falla tierra nula al 5% de la línea 220 [kV]

Punta Palmeras - Las Palmas.



5 1.5 Falla monofásica con resistencia de falla tierra de 25 Ω al 5% de la línea 220

[kV] Punta Palmeras - Las Palmas.



7 1.7 Falla trifásica al 5% de la línea 220 [kV] Las Palmas - Los Vilos.



Las Palmas - Los Vilos.




[kV] Las Palmas - Los Vilos.



13 1.13 Falla trifásica al 5% de la línea 220 [kV] Pan de Azúcar - La Cebada.

14 1.14 Falla trifásica al 95% de la línea 220 [kV] Las Palmas - Los Vilos


Pan de Azúcar - La Cebada.




[kV] Pan de Azúcar - La Cebada.



19 1.19 Falla trifásica al 5% de la línea 220 [kV] Pan de Azúcar - Don Goyo.



Pan de Azúcar - Don Goyo.




[kV] Pan de Azúcar - Don Goyo.



25 1.25 Falla trifásica al 5% de la línea 220 [kV] La Cebada - Las Palmas.



La Cebada - Las Palmas.




[kV] La Cebada - Las Palmas.



31 1.31 Falla trifásica al 5% de la línea 220 [kV] Don Goyo - Las Palmas.



Don Goyo - Las Palmas.




[kV] Don Goyo - Las Palmas.



Contingencia no simultánea

Caso 1

Demanda Alta en

Zona Norte

(extremo norte

del SIC hasta S/E

Nogales)

Central Guacolda (4

uni.)

Punta Palmeras -

Las Palmas

Circuito 1 Línea Las

Palmas - Los Vilos

Don Goyo - Las

Palmas

La Cebada - Las

Palmas

Pan de Azúcar - La

Cebada

Pan de Azúcar - Don

Goyo



26


Tabla 13: (Continuación) Caso 2





























































Caso 2

Demanda Alta en

Zona Norte

(extremo norte

del SIC hasta S/E

Nogales)

Caso 1 + Central

Taltal (1 Uni.)


Goyo

La Cebada - Las

Palmas

Don Goyo - Las

Palmas

Punta Palmeras -

Las Palmas


Palmas - Los Vilos

Pan de Azúcar - La

Cebada



27































































Pan de Azúcar - La

Cebada

Caso 3

Demanda Alta en

Zona Norte

(extremo norte

del SIC hasta S/E

Nogales)

Caso 2 + Central

Taltal (2 Uni.)


Goyo

La Cebada - Las

Palmas

Don Goyo - Las

Palmas

Punta Palmeras -

Las Palmas


Palmas - Los Vilos



28































































Caso 4

Demanda Alta en

Zona Norte

(extremo norte

del SIC hasta S/E

Nogales)

Caso 3 + El Peñón

(50 Uni.)

Punta Palmeras -

Las Palmas


Palmas - Los Vilos

Pan de Azúcar - La

Cebada


Goyo

La Cebada - Las

Palmas

Don Goyo - Las

Palmas



29


El objetivo es formar escenarios de generación que correspondan a hidrologías cada vez

más secas, mediante la incorporación de centrales térmicas ubicadas en la zona norte.

Obviamente la inclusión de estas centrales en los despachos, debe respetar los límites de

transferencias que tienen las líneas de transmisión de la zona.

En todos los casos descritos se deben considerar la generación de todo el conjunto de

parques eólicos de la zona, con condiciones similares de viento.

En la siguiente figura se muestra un unilineal simplificado de la zona que identifica las

subestaciones troncales y las centrales fotovoltaicas (FV), eólicas (PE) y térmicas (CT)

que son de interés en las simulaciones del estudio.



30


Figura 4. Diagrama Unilineal simplificado de la zona



31


4.2 ESCENARIOS ANALIZADOS PROTECCIONES INTERIOR PEPP

Para el análisis de las protecciones al interior del PEPP, se han considerado cortocircuitos

calculados mediante método completo. Se analizan dos escenarios diferentes, uno de alta

generación y el otro de baja generación.

El escenario de alta generación, que a su vez, corresponde a un escenario de altos

aportes de corriente de cortocircuitos, es un escenario de día de semana en demanda alta

del SIC, con el despacho adicional de las centrales: Los Espinos, Olivos y El Peñón. Para

este escenario se considera un factor de tensión C=1,1.

El escenario de baja generación, que a su vez, corresponde a un escenario de bajos

aportes de corrientes de cortocircuitos, es un escenario de domingo en demanda baja del

SIC. Para este escenario no se considera un factor de tensión (C), se obtiene la tensión

de las condiciones iniciales del sistema.



32


5 CÁLCULO DE CORTOCIRCUITO

El presente documento corresponde al Cálculo de Cortocircuitos, el cual se enfoca en

determinar, mediante un estudio estático, los niveles de cortocircuito en las barras

aledañas a la central, producto de la inyección de ésta, para así verificar que sus

capacidades de ruptura no sean sobrepasadas con los nuevos niveles de cortocircuito,

producto de dicha inyección.

En la siguiente tabla se presentan las corrientes de cortocircuito simétrica inicial. Los

resultados fueron obtenidos por medio de PF DigSILENT.

Tabla 14: Niveles de Cortocircuito

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Canela II 220 7.34 6.91 5.27 5.07 6.81 6.40 6.10 5.86

Los Espinos 220 6.83 6.75 7.03 6.92 7.44 7.32 8.16 8.04

Las Palmas 220 7.76 7.22 5.61 5.38 7.22 6.73 6.49 6.22

Los Vilos 220 7.66 7.55 8.03 7.88 8.49 8.34 9.32 9.15

Nogales 220 21.39 21.36 25.92 25.85 27.61 27.54 29.80 29.72

Pan de Azucar 220 6.68 6.63 5.21 5.15 6.14 6.08 6.00 5.93

Punta Palmeras 220 6.60 --- 5.06 --- 6.15 --- 5.85 ---

Tap MR 220 6.62 6.45 4.37 4.25 6.38 6.21 5.05 4.91

Tap Talinay 220 5.90 5.79 3.89 3.80 5.69 5.59 4.49 4.40

Totoral 220 7.69 7.16 5.59 5.36 7.16 6.68 6.46 6.20

Punta Palmeras 12 0.00 --- 21.50 --- 21.50 --- 24.83 ---

Cortocircuito

2ft

Cortocircuito

3fSubestación

Tens

[kV]

Cortocircuito

1f

Cortocircuito

2f



33


6 FUNCIONES DE PROTECCION CONSIDERADAS

En este capítulo se muestran las funciones habilitadas para las protecciones de la línea de

conexión de la central Punta Palmeras con la S/E Las Palmas.

6.1 PROTECCIONES LÍNEA 220 [KV]

6.1.1 Extremo Las Palmas, Asociados al Interruptor 52-J9

Sistema 1: Siemens Siprotec 7SD5225

21 : Relé de distancia de fase.

21N : Relé de distancia residual.

87L : Relé diferencial de línea.

67N : Relé de sobrecorriente direccional residual.

Sistema 2: General Electric L90




67N : Relé de sobrecorriente direccional residual.

6.1.2 Extremo Punta Palmeras

Sistema 1: Siemens Siprotec 7SD5225




Sistema 2: General Electric L90






34


6.2 PROTECCIONES PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

Los equipos y/o líneas a proteger corresponden al transformador de poder, la barra de 12

[kV] y los alimentadores de los aerogeneradores y del transformador de los SS.AA.

A continuación se señalan las protecciones y funciones habilitadas.

6.2.1 Protecciones en Lado 220 [kV] del Transformador de Poder

INGETEAM PL70-IT

51 : Función de sobrecorriente temporizada de fase.

50 : Función de sobrecorriente instantánea de fase.

INGETEAM PL70-TT

27 : Función de baja tensión.

59 : Función de sobre tensión.

81m : Función de baja frecuencia.

81M : Función de sobre frecuencia.

6.2.2 Protección Diferencial de Transformador de Poder

INGETEAM PD300-2

87T : Función diferencial de transformador

6.2.3 Protección en Lado 12 [kV]

INGETEAM PL 300 ND


51N : Función de sobrecorriente temporizada residual.

6.2.4 Protección en Alimentadores

INGETEAM PL 300 ND



50N : Función de sobrecorriente instantánea residual.


27 : Función de baja tensión.

59 : Función de sobre tensión.



35


81m : Función de baja frecuencia.

81M : Función de sobre frecuencia.

6.2.5 Protecciones en Reactor de Puesta a Tierra

INGETEAM PL 70 IT-A




51G : Función de sobrecorriente temporizada de Neutro.

6.2.6 Protección Aerogeneradores

Los aerogeneradores cuentan con protecciones Ingeteam PL-70, y sus ajustes los ha

definido Acciona con anterioridad. De acuerdo a los criterios de Acciona y el análisis de los

ajustes entregados, estas protecciones cumplen una función de respaldo ante fallas que

se produzcan en el aerogenerador y no sean despejadas oportunamente por la protección

ubicada en la cabecera de cada alimentador, por lo tanto, los ajustes definidos en este

informe, no se ven influenciados por estas protecciones.

Tabla 15: Ajustes Protecciones Aerogeneradores

Función 51

Pickup 160 A

Curva IEC Inverse

Time Dial 0,3

Función 50

Pickup 960 A

Top [s] 0



36


7 CRITERIOS DE AJUSTES

En este capítulo se describen los criterios generales que se utilizarán en la especificación

de los ajustes de las protecciones del sistema en estudio.

7.1 PROTECCIÓN LÍNEA 220 [KV]

La línea cuenta con un relé de protecciones para el Sistema 1, Siemens Siprotec 7SD5225

tiene como función principal la protección diferencial de línea (87L). Ésta será ajustada de

modo de detectar y despejar de forma instantánea fallas que ocurran en la línea de 220

[kV]. Así también, como función secundaria la protección de distancia (21-21N). Además,

serán habilitadas las funciones de sobrecorriente direccional residual como respaldo

(67N).

Para el Sistema 2 la línea cuenta con un relé GE L90, análogamente al Sistema 1, tiene

como función principal la protección diferencial de línea (87L). Ésta será ajustada de

modo de detectar y despejar de forma instantánea fallas que ocurran en la línea de 220

[kV]. Así también, como función secundaria la protección de distancia (21-21N). Además,

serán habilitadas las funciones de sobrecorriente direccional residual como respaldo

(67N).

Con respecto a la habilitación de las zonas de distancia, se realizó mediante la medición

de impedancia en el cual se habilitarán 3 zonas de operación.

En ambas protecciones, se deberán configurar con esquema de protección tipo PUTT con

línea de dos terminales con envío de aceleración por Zona 1 y permisivo de disparo por

Zona 2 con recepción de señal del extremo opuesto.

Los criterios teóricos iniciales usados para la definición de las zonas 1, 2, 3 son los que se

describen más adelante.

7.1.1 Función Diferencial de Línea (87L)

Siemens Siprotec 7SD5225

El ajuste pick-up de la protección de diferencial se realizó de acuerdo a lo recomendado

en los manuales de operación de estos relés, eso es determinando la corriente de

energización de la línea IC:



37


IC = 3.63 · 10–6 · UN · fN · CB' · s

Donde:

IC Charging current to be calculated in A primary

UNom Nominal voltage of the network in kV primary

fN Nominal frequency of the network in Hz

CB' Per unit line length service capacitance of the line in nF/km or nF/mile

s Length of the line in km or miles

Luego de comparar el valor obtenido de IC (0,029 A”) con el 15% de la corriente nominal

de los TT/CC (0,083 A”) se escoge el valor superior. Por último, al revisar el rango de

ajustes para el parámetro 1210 I-DIFF> para una corriente secundaria de 5A en los

TT/CC, se define como pick up 0.50 A”.

El ajuste del pickup para la corriente al momento de conexión1213 I-DIF>SWITCH ON se

ajustó, según lo recomendado por el fabricante, para 4 veces la corriente de pickup de

estado estacionario, resultando 2.00 A”.

El tiempo de operación de esta función del relé es instantáneo y no requiere coordinación

con otras protecciones.

General Electric L90

Para esta protección se deben definir cuatro ajustes, los cuales son corriente pickup

diferencial, corriente diferencial de restricción 1, corriente diferencial de restricción 2 y

corriente diferencial Break PT (Breakpoint).

El ajuste del Pickup de corriente diferencial establece la sensibilidad del elemento para

fallas de alta impedancia y es deseable elegir un nivel bajo, pero teniendo en cuenta que

esto puede causar operaciones erróneas para fallas externas que causan saturaciones en

los TC. La selección de este ajuste estará determinado por el uso de compensación de

corrientes de carga. Dado a que no estará habilitado esto último, el ajuste pickup se

definirá como un 34% de la corriente de carga de la línea (118 A-Prim), el cual

corresponde al 10% de la corriente nominal del TC.

El ajuste de la corriente de retención 1, se ajustará para corrientes bajo el Breakpoint,

donde los efectos de saturación y error del TC se esperan que sean significativos. Éste se

ajusta para proveer sensibilidad a fallas internas de alta impedancia, el cual será del

30%.El ajuste de la corriente de retención 2 se realizará para fallas para fallas externas,

con una sensibilidad del 50%.



38


Finalmente, el ajuste de la corriente diferencial Breakpoint se programará para 120% de

la corriente de carga de la línea.

7.1.2 Función de Distancia para Fallas Entre Fases y Tierra (21/21N)

Extremo Punta Palmeras

Zona 1: Esta zona del relé de distancia se debe ajustar a la mayor capacidad de la línea

protegida como sea posible, permitiendo disparar instantáneo para cualquier falla

ocurrida en la zona protegida. El alcance de esta zona de operación, deberá considerar

cualquier error posible derivado del mismo relé, los TT/PP, los TT/CC y datos erróneos de

la impedancia de la línea. Por estas razones, se recomienda que el alcance del elemento

de distancia de la zona 1 se restrinja al 90% de la impedancia de secuencia positiva de la

línea protegida.

Zona 2: El criterio de ajuste del alcance de esta zona, corresponde a cubrir el 120% de la

línea protegida. El ajuste de temporización de la zona 2 deberá permitir un retardo de

tiempo de 300 [ms].

Zona 3: El criterio de ajuste del alcance de esta zona, corresponde a cubrir como

respaldo de las protecciones ubicadas aguas arriba de la barra de 220 [kV] hasta el

transformador de 12/220 [kV] del PEPP, en dirección reversa. El ajuste de temporización

de la zona 3 deberá permitir un retardo de tiempo de 1.200 [ms].

Extremo Las Palmas

Zona 1: Esta zona del relé de distancia se debe ajustar a la mayor capacidad de la línea

protegida como sea posible, permitiendo disparar instantáneo para cualquier falla

ocurrida en la zona protegida. El alcance de esta zona de operación, deberá considerar

cualquier error posible derivado del mismo relé, los TT/PP, los TT/CC y datos erróneos de

la impedancia de la línea. Por estas razones, se recomienda que el alcance del elemento

de distancia de la zona 1 se restrinja al 90% de la impedancia de secuencia positiva de la

línea protegida.


línea protegida. El ajuste de temporización de la zona 2 deberá permitir un retardo de

tiempo de 300 [ms].


línea protegida hasta el transformador de 12/220 [kV] del PEPP, en dirección hacia

adelante. El ajuste de temporización de la zona 3 deberá permitir un retardo de tiempo

de 1.200 [ms].



39


Se ajustará el relé GE L90, en ambos extremos de la línea, de manera homologarlo con la

característica direccional cuadrilateral del relé SIEMENS 7SD5225.

7.1.3 Función de Sobrecorriente Direccional Residual (67N), Extremo Las Palmas

La función de sobre corriente de fase temporizado direccional residual (67N), permite la

detección y extinción de fallas residuales. Esta función sólo será habilitada en las

protecciones del extremo Las Palmas, cuyo objetivo es dar respaldo a la protección

diferencial de línea frente a fallas a tierra.

El ajuste de su valor pick up debe ser igual o mayor a un desbalance de corriente de

45%, considerando un valor de carga máxima aparente, con curva de operación de

tiempo definido y retardo de 350 [ms].


El reactor de puesta a tierra se encuentra conectado entre los TCs de la diferencial de

transformador, considerándose como una protección diferencial larga. Al estar reactor

dentro de la zona diferencial, ante la ocurrencia de fallas residuales en la zona de 12

[kV], actuará la protección diferencial. Sin perjuicio de lo anterior, se activarán de todas

formas las protecciones residuales de sobrecorriente en la zona de 12 [kV], a modo de

respaldo

Adicionalmente, ante cualquier falla en el reactor (entre fases y/o tierra) se activará la

función diferencial del transformador, de esta forma se aumenta la seguridad del parque,

ya que, una falla que desconecte el reactor, provocaría la perdida de referencia a tierra.

Los criterios particulares de coordinación, definidos por im3 son los siguientes:

- Permitir un tiempo de paso adecuado entre las protecciones de sobrecorriente

asociadas al transformador de potencia y las protecciones ubicadas en cada

alimentador.

- Se tratará de mantener tiempos de paso de 300 ms. Tiempos de paso menores,

deberán ser justificados.

- Las protecciones del reactor de puesta a tierra, deben permitir la circulación de

corriente reactiva, por un tiempo suficiente, que permita la actuación de la protección

correspondiente.



40


- Para realizar la coordinación de las protecciones residuales, no se considera la

actuación de la protección diferencial.

7.2.1 Funciones de Sobrecorriente Lado 220 [kV] (51/50)

La función de sobre corriente de fase temporizado (51) permite la detección y extinción

de fallas entre fases. Dará respaldo local a la función diferencial del transformador y

respaldo remoto hacia la línea de 220 [kV] Punta Palmeras – Las Palmas.

La corriente mínima de operación se ajustará en un valor igual al 125% de la corriente

nominal máxima del transformador. La curva de operación será IEC Muy Inversa, con un

multiplicador de tiempo apropiado para coordinar con la operación de las protecciones

que se encuentran aguas abajo del transformador.

Para la función de sobre corriente de fase instantánea (50) se estima un pickup varias

veces superior a la corriente registrada durante fallas en el lado MT. Debe detectar fallas

en bornes AT, pero no debe detectar fallas en lado MT.

7.2.2 Funciones de Sobre/Baja Tensión Lado 220 [kV] (27/59)

Para la función 27, se recomienda un del 80% de la tensión nominal, con tiempo fijo de

operación de 1,2 [s].

Para la función 59, se recomienda un del 115% de la tensión nominal, con tiempo fijo de

operación de 2 [s].

7.2.3 Funciones Protección Sobre/Baja Frecuencia Lado 220 [kV] (81M/m)

Los valores recomendados de ajuste para la función 81 corresponden a los límites para

unidades de generación eólicas, de acuerdo al artículo 3.9 de la NTSyCS, los cuales se

muestran la tabla siguiente.



41


Tabla 16: Tiempos Mínimos de Operación, NTSyCS

7.2.4 Función Diferencial de Transformador de Poder (87T)

El transformador elevador de 220/12 [kV] estará protegido mediante un esquema simple

de protección, el cual deberá detectar todo tipo de fallas en la zona protegida. Este

esquema se implementara con el relé INGETEAM PD300-2 cuya función principal es la

diferencial de transformador.

El sistema de protección toma medidas de corriente desde el núcleo 5 del TCJ-1 clase

5P20 y relación de transformación 400/5, ubicado aguas abajo del interruptor 52-1 en el

lado de 220 [kV] y además, del núcleo 1 del TC clase 5P20 y relación de transformación

3150/5, ubicado aguas arriba de interruptor 52-2 en el lado de 12 [kV]. Las medidas de

tensión se tomarán desde el TPJ-1 ubicado aguas arriba del interruptor 52-1 en el lado de

220 [kV].

Esta protección tiene una función diferencial porcentual de transformador, con capacidad

de bloqueo por 2° y 5° armónica.



42


Tabla 17: Curva Característica Porcentual Protección Diferencial Ingeteam PD-300

Tanto la sensibilidad, como la corriente de paso, se definen en función de veces tap

(xTap). Los Tap se definen en función de la potencia del transformador, la tensión de

cada devanado y la relación de los TCs.

√

Con:

n Número devanado

RTI Relación TC por devanado

kV Tensión nominal devanado

La protección diferencial de transformador, será ajustada con una corriente de mínima

operación diferencial (Sensibilidad) de forma que se cumpla lo siguiente:

Se propone un ajuste de sensibilidad de 0,25.



43


Esta función posee dos pendientes de operación. La primera pendiente (slope o alfa 1)

considera errores asociados a la precisión de los transformadores de corriente (5P20

30VA, para los TCs ubicados a ambos lados del transformador de poder), y las diferencias

de corriente que se producen entre el lado de AT y BT, debido a la operación del

cambiador de tomas del transformador de poder (variación de ±10x1.25%). El valor de

ajuste adecuado para esta pendiente será igual a 40%. El punto base para la primera

pendiente de la característica de operación se ajustará igual a 3 xTap.

La segunda pendiente (slope o alfa 2), considera los efectos de saturación en los núcleos

de los TC utilizados por la protección diferencial, producto de fallas externas al

transformador de poder, proponiendo un valor de ajuste igual al 100%. El punto base de

la segunda pendiente de la característica de operación se ajustará igual a 16 xTap.

Para despeje instantáneo (sin corriente de retención) de fallas francas que se produzcan

al interior de los transformadores de poder, se habilita la diferencial instantánea en un

valor igual al 20 veces Tap, con tiempo agregado de 0,5 [s].

Para evitar la detección de corrientes diferenciales, que se pueden originar durante la

energización del transformador, se habilitará la función de bloqueo por segundo y quinto

armónico en la protección diferencial, con un valor de ajuste igual a 20% y 35%

respectivamente.

Se debe cumplir que:

Se propone un ajuste de umbral de 0,2.

7.2.5 Función de Sobrecorriente Lado 12 [kV] (51/51N)

La corriente mínima de operación (función 51) se ajustará en un valor igual al 125% de la

corriente nominal máxima del transformador. La curva de operación será IEC Inversa, con

un multiplicador de tiempo apropiado para coordinar con la operación de las protecciones

que se encuentran aguas abajo del transformador.

En cuanto a la función 51N, se considera un pickup superior al error de los TCs. La curva

de operación será IEC Inversa, con un multiplicador de tiempo apropiado para coordinar

con la operación de las protecciones que se encuentran aguas abajo del transformador.



44


7.2.6 Función de Sobrecorriente Alimentadores (50/51/50N/51N)

En relación a los alimentadores de los aerogeneradores:

Para las funciones 50, se considera un valor pickup de hasta el 50% del cortocircuito

mínimo registrado en el aerogenerador eléctricamente más alejado.

Para las funciones 51, se considera un valor pickup de 130% de la corriente nominal del

alimentador (en función de la cantidad de aerogeneradores, Igen=144,33 A). Lo anterior

aplica siempre y cuando no se supere en 20% la capacidad nominal de los TCs. La curva

de operación será IEC Inversa, con un multiplicador de tiempo apropiado para coordinar

con la operación de las protecciones que se encuentran aguas abajo del transformador.

Para la función 51N, se considera un superior al error de los TCs. La curva de operación

será IEC Inversa, con un multiplicador de tiempo apropiado para coordinar con la

operación de las protecciones que se encuentran aguas abajo del transformador.

Para la función 50N, el ajuste debe permitir detectar fallas residuales en el

aerogenerador eléctricamente más alejado.

En relación a los alimentadores del transformador de los SS.AA.

Para las funciones 50, se considera un valor pickup igual al 50% del cortocircuito

máximo considerando al 50% del transformador. No debe operar ante fallas en el lado de

baja tensión.

Para las funciones 51, se considera un valor pickup de 125% de la corriente nominal del

transformador de SS.AA. La curva de operación será IEC Inversa, con un multiplicador de

tiempo apropiado para coordinar con la operación de las protecciones que se encuentran

aguas abajo del transformador.

Para la función 51N, se considera un pickup superior al error de los TCs. Finalmente,

para la función 50N, se ajustará para operar ante fallas de hasta 6 veces la corriente

nominal del transformador.

7.2.7 Funciones de Sobre/Baja Tensión Alimentadores (27/59)

Los criterios de estos ajustes son idénticos a los expuestos en el punto 7.2.2.

7.2.8 Funciones de Sobre/Baja Frecuencia Alimentadores (81M/81m)

Los criterios de estos ajustes son idénticos a los expuestos en el punto 7.2.3.



45


8 AJUSTES DE LAS PROTECCIONES

En este capítulo se proponen los ajustes que se deben realizar, según los criterios

generales descritos anteriormente.

8.1 PROTECCIÓN LÍNEA 220 [KV]

Las siguientes tablas señalan los ajustes de los relés de protecciones asociados a los relés

de protecciones de la línea de 220 [kV]:

Tabla 18: Ajustes Relé Siemens 7SD5225 Función 87L, Ambos Extremos

Addr. Parameter Setting

- TT/CC 400/5 - TT/PP 230/√3 : 0,115/√3

1201 STATE OF DIFF. ON

1210 I-DIFF> 0,5 A”

1213 I-DIF>SWITCH ON 2,0 A”

1224 IcSTAB/IcN 2,5

1233 I-DIFF>> 4,0 A”

1235 I-DIF>>SWITHON 4,0 A”

Tabla 19: Ajustes Relé GE L90 Función 87L

Current Differential Setting

TT/CC 400/5

TT/PP 230/√3 : 0,115/√3

Current Diff Pickup 0,34 pu

Current Diff Restraint 1 30%

Current Diff Restraint 2 50 %

Current Diff Break PT 1,0 pu



46


Tabla 20: Ajustes Relé Siemens 7SD5225 Función 21-21N, extremo Punta Palmeras

Tabla 21: Ajustes Relé Siemens 7SD5225 Función 21-21N, extremo Las Palmas

TT/CC

TT/PP

Z1 Forward Dis. Quadril. 0,090 Ω´´ 0,090 Ω´´ 1,740 Ω´´ 0 90%

Z2 Forward Dis. Quadril. 0,120 Ω´´ 0,120 Ω´´ 1,780 Ω´´ 0,3 120%

Z3 Reverse Dis. Quadril. 0,010 Ω´´ 0,010 Ω´´ 0,020 Ω´´ 1,2Transformador

elevador

Magnitud Angle

0,76 6,06°

Function

400/5

Ajuste 21/21N X R RE Alcance Top [S]Op. Mode

K0

230,000/√3 : 115/√3

TT/CC

TT/PP

Z1 Forward Dis. Quadril. 0,090 Ω´´ 0,09 Ω´´ 0,93 Ω´´ 0 90%

Z2 Forward Dis. Quadril. 0,100 Ω´´ 0,10 Ω´´ 0,95 Ω´´ 0,3 100%

Z3 Reverse Dis. Quadril. 0,120 Ω´´ 0,12 Ω´´ 0,95 Ω´´ 1,2

100% línea +

transformador

elevador

Magnitud Angle

0,76 6,06°

Ajuste 21/21N Xreach R RE Alcance Top [s]Op. Mode Function

K0

400/5

230,000/√3 : 115/√3



47


Tabla 22: Ajustes Relé GE L90 Función 21-21N, extremo Punta Palmeras

Tabla 23: Ajustes Relé GE L90 Función 21-21N, extremo Las Palmas

Tabla 24: Ajustes de la función de supervisión direccional GE L90

TT/CC

TT/PP

Z1 Forward Quad 0,09 Ω´´ 0,09 Ω´´ 0,09 Ω´´ 0,09 Ω´´ 90° 90° 75° 75° 0 90%

Z2 Forward Quad 0,12 Ω´´ 0,12 Ω´´ 0,12 Ω´´ 0,12 Ω´´ 90° 90° 75° 75° 0,3 120%

Z3 Reverse Quad 0,1 Ω´´ 0,1 Ω´´ 0,09 Ω´´ 0,09 Ω´´ 90° 90° 75° 75° 1,2Transformador

elevador

TT/CC

TT/PP



Z3 Reverse Quad 0,02 Ω´´ 0,02 Ω´´ 0,05 Ω´´ 0,05 Ω´´ 90° 90° 75° 75° 1,2Transformador

elevador

Magnitud Angle

3,29 6,06°

DIR Shape Alcance COMP

LIMITTop [Seg]Ajuste 21 +Zreach -Zreach +R -R RCA RGT BLD RCA

LFT BLD

RCA

RGT BLD RCALFT BLD

RCATop [Seg] Alcance -Zreach +R -R RCA

COMP

LIMIT

400/5

230,000/√3 : 115/√3

K0

Ajuste 21N

400/5

230,000/√3 : 115/√3

DIR Shape +Zreach

TT/CC

TT/PP



Z3 Forward Quad 0,12 Ω´´ 0,12 Ω´´ 0,12 Ω´´ 0,12 Ω´´ 90° 90° 75° 75° 1,2

100% línea +

transformador

elevador

,

TT/CC

TT/PP



Z3 Forward Quad 0,12 Ω´´ 0,12 Ω´´ 0,95 Ω´´ 0,95 Ω´´ 90° 90° 75° 75° 1,2

100% línea +

transformador

elevador

Magnitud Angle

3,29 6,06°

RGT BLD RCALFT BLD

RCATop [Seg]

+R -R

DIR Alcance COMP

LIMITShape

Ajuste 21N DIR Shape +Zreach -Zreach

Ajuste 21N +Zreach -Zreach +R -R

RCACOMP

LIMITRGT BLD RCA

LFT BLD

RCA

RCA

Top [Seg] Alcance

K0

400/5

230,000/√3 : 115/√3

400/5

230,000/√3 : 115/√3

DIR RCA 49°

DIR COMP LIMIT 71°

Directional supervision



48


Tabla 25: Ajustes Relé Siemens 7SD5225 Función 67N, Extremo Las Palmas

Tabla 26: Ajustes Relé GE L90 Función 67N, Extremo Las Palmas

TT/CC 400/5

TT/PP 230.000/√3 : 115/√3

Direccionalidad Forward

Pickup 0.45 A'' (52 A')

Curva Definite time

Time Setting 0.3

TT/CC 400/5

TT/PP 230,000/√3 : 115/√3

Direccionalidad Forward

Pickup 0.09 p.u

Curva Definite time

Time dial 0.3



49



8.3.1 Protecciones Lado 220 [kV]

TC lado 220 [kV]: 400/5

De acuerdo a lo indicado en los criterios de ajuste se tiene:

Función 51:

√

Tabla 27: Ajustes Funciones 51/50, Lado 220 [kV]

Ajustes Unidad Temporizada Ajuste

Habilitado SI

Arranque [A] 2,05

Tipo de curva IEC I (Inversa)

Índice 0,21

Ajustes Unidad Instantánea Ajuste

Habilitado SI

Arranque [A] 30

Tiempo fijo [s] 0

TP lado 220 [kV] : 230/0.115 [kV]

Tabla 28: Ajustes Funciones 27 y 59, Lado 220 [kV]

Ajustes Característica Temporizada Ajuste 27 Ajuste 59

Habilitación temporizado de fases SI SI

Arranque [v] 92,0 132,25

Tipo de respuesta temporizada Tiempo fijo Tiempo fijo

Tiempo fijo [s] 1,20 2



50


Tabla 29: Ajustes Funciones 81M y 81m, Lado 220 [kV]

Ajuste Frecuencia Máxima Ajuste 81M (1)

Ajuste 81M (2)

Ajuste 81m (1)

Ajuste 81m (2)

Ajuste 81m (3)

Arranque [Hz] 51,1 51,51 49 48 47,5

Tiempo fijo [s] 90 0 90 15 0

Tipo Máxima Máxima Mínima Mínima Mínima

8.3.2 Protección Diferencial Transformador

Razones de los transformadores de corriente.

Lado 220 [kV] : 400/5

Lado 12 [kV] : 3150/5

De los criterios especificados en los criterios de ajuste, la corriente de mínima operación

diferencial (sensibilidad) se obtiene a partir de lo siguiente:

√

√

√

Se tiene que:

En relación a los umbrales de retención por armónicos, se tiene:



51


Tabla 30: Ajustes Característica Porcentual



52


8.3.3 Protecciones Lado 12 [kV]

TC lado 12 [kV]: 3150/5

De acuerdo a lo indicado en los criterios de ajuste se tiene que:

√

Tabla 31: Ajustes Funciones 51/51N, Lado 12 [kV]

Ajustes Unidad Temporizada

de Fase Ajuste

Habilitado SI

Arranque [A] 4,77

Tipo de Curva IEC I (Inversa)

Índice 0,08

Ajustes Unidad Temporizada Residual

Ajuste

Habilitado SI

Arranque [A] 0,3

Tipo de Curva IEC I (Inversa)

Índice 0,05

8.3.4 Protecciones Alimentador C3

TC lado 12 [kV]: 1200/5


√



53


Tabla 32: Ajustes Funciones 51/50/51N/50N, Lado Alimentador C3

Ajustes Función 51 Ajuste

Habilitado SI

Arranque [A] 3,91


Índice 0,05


Habilitado SI

Arranque [A] 13,06

Tiempo Fijo [s] 0,00

Ajustes Función 51N Ajuste

Habilitado SI

Arranque [A] 0,3


Índice 0,05


Habilitado SI

Arranque [A] 1,01


TP lado 12 [kV] : 12,1/0,110 [kV]

Tabla 33: Ajustes Función 27 y 59, Alimentador C3


Arranque [v] 88 126,5



Tabla 34: Ajustes Función 81M y 81m, Alimentador C3


Ajuste 81M (2)

Ajuste 81m (1)

Ajuste 81m (2)

Ajuste 81m (3)

Arranque [Hz] 51,1 51,51 49 48 47,5

Tiempo fijo [s] 90 0 90 15 0




54



TC lado 12 [kV]: 1200/5


√



Habilitado SI

Arranque [A] 4,69


Índice 0,05


Habilitado SI

Arranque [A] 18,06



Habilitado SI

Arranque [A] 0,3


Índice 0,05


Habilitado SI

Arranque [A] 1,13




55


TP lado 12 [kV] : 12,1/0,110 [kV]








Ajuste 81M (2)

Ajuste 81m (1)

Ajuste 81m (2)

Ajuste 81m (3)

Arranque [Hz] 51,1 51,51 49 48 47,5

Tiempo fijo [s] 90 0 90 15 0



TC lado 12 [kV]: 1200/5


√



56




Habilitado SI

Arranque [A] 3,13


Índice 0,05


Habilitado SI

Arranque [A] 16,25



Habilitado SI

Arranque [A] 0,3


Índice 0,05


Habilitado SI

Arranque [A] 1,13


TP lado 12 [kV] : 12,1/0,110 [kV]








Ajuste 81M (2)

Ajuste 81m (1)

Ajuste 81m (2)

Ajuste 81m (3)

Arranque [Hz] 51,1 51,51 49 48 47,5

Tiempo fijo [s] 90 0 90 15 0




57


8.3.7 Protecciones Alimentador SS.AA.

TC lado 12 [kV]: 125/5


√



Habilitado SI

Arranque [A] 0,24


Índice 0,14


Habilitado SI

Arranque [A] 6,66



Habilitado SI

Arranque [A] 0,3


Índice 0,05


Habilitado SI

Arranque [A] 1,15


TP lado 12 [kV] : 12,1/0,110 [kV]



58









Ajuste 81M (2)

Ajuste 81m (1)

Ajuste 81m (2)

Ajuste 81m (3)

Arranque [Hz] 51,1 51,51 49 48 47,5

Tiempo fijo [s] 90 0 90 15 0


8.3.8 Reactor de Puesta a Tierra

TC fase y TC Neutro : 300/5

Tabla 44: Ajustes Funciones 51/50/51N, Reactor de Puesta a Tierra


Habilitado SI

Arranque [A] 0,5


Índice 0,21


Habilitado SI

Arranque [A] 15

Tiempo Fijo [s] 0,3


Habilitado SI

Arranque [A] 2,5


Índice 0,1

Ajustes Función 51G (Neutro) Ajuste

Habilitado SI

Arranque [A] 2,5


Índice 0,1



59


8.4 AJUSTES SUBESTACIONES ADYACENTES

Los ajustes de las subestaciones adyacentes fueron entregados por Acciona/CDEC y se

entregan en el Anexo 1 y Anexo 2.



60


9 REVISIÓN AJUSTES DE PROTECCIONES ADYACENTES

En esta sección se revisan los alcances de las zonas de las unidades de distancia y de

sobrecorriente residual direccional de las subestaciones:

Pan de Azúcar

Don Goyo (Arrayán)

Cebada (Cururos)

Las Palmas

Los Vilos

Punta Palmeras

De acuerdo a lo expuesto en el punto 4.1, se presentan las contingencias definidas en la

carta D.O., creando con esto los distintos escenarios operacionales ya descritos, con los

cuales se simularán cortocircuitos obteniendo los tiempos de operación de cada relé de

interés y con la correspondiente corriente de falla.

Se observan los tiempos de operación, las corrientes de fase, residual y las impedancias

aparentes vistas por cada relé por cada paño de las subestaciones analizadas. Estas

tablas son presentadas en el archivo anexado “Tablas Protecciones Proyecto P.

Palmeras.xlsx”

Por otra parte, en los siguientes gráficos se presenta la operación secuencial de las

protecciones para fallas en las líneas de 220 [kV] La Cebada – Las Palmas, Don Goyo –

Las Palmas y Las Palmas Los Vilos.



61


Figura 5: Coordinación Tiempo-Distancia Pan de Azúcar a Punta Palmeras

160.44128.3596.26464.17632.0880.0000 [km]

5.00

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

[-]

Pan de Azúca.. Tap Don Goyo.. Tap Talinay-.. Las Palmas J..

Punta Palmer..

160.44 128.35 96.264 64.176 32.088 0.0000[km]

5.00

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

[-]

Punta Palmer..

Las Palmas J..

Tap Talinay-..Tap Don Goyo..Pan de Azúca..

x-Axis: Length PAzu\52J3(1)\7SA612 - 21/21N/67N PAzu\52J3(1)\SEL421 - 21/21N/67N P.Azúcar PAzu\52J3(1)\67N/51N SEL P.azucar-Arrayán

PAzu\52J3(1)\67N/51N 7SA612 P.azucar-Arrayán Tap Don Goyo-2\Cub_1\67N/51N 7SA612 Arrayán-P.Azúcar Tap Don Goyo-2\Cub_1\7SA612_21/21N/67N Arrayán-P.azúcarTap Don Goyo-2\Cub_0\67N/51N 7SA612 Arrayán-Palmas

Tap Don Goyo-2\Cub_0\7SA612_21/21N/67N Arrayán-PalmasLas Palmas\52J8\7SA612 - 21/21N/67N Las Palmas\52J8\GED60 - 21/21N/67N Las Palmas\52J8\67N/51N 7SA612 Las Palmas-Ar

Las Palmas\52J8\67N/51N D60 Las Palmas-Arrayán Las Palmas\3\GE L90 Las Palmas Las Palmas\3\67N/50N Las Palmas-P.Palmera Las Palmas\3\7SA612 - 21/21N/51N Las Palmas

Punta Palmeras\Cub_1\Ge L90 Pta Palmeras Punta Palmeras\Cub_1\7SA612 - 21/21N/51N

TD-Pan de Azúcar(1)

Date: 8/18/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T



62


Figura 6: Coordinación Tiempo-Distancia Los Vilos a Punta Palmeras

80.82064.65648.49232.32816.164-0.0000 [km]

5.00

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

[-]

Los Vilos J2 Las Palmas J.. Punta Palmer..

80.820 64.656 48.492 32.328 16.164 -0.0000[km]

5.00

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

[-]

Punta Palmer..Las Palmas J..Los Vilos J2

x-Axis: Length LVilos\52J4\7SA612 - 21/21N/67N LVilos\52J4\SEL421 - 21/21N/67N Las Palmas\52J3\7SA612 - 21/21N/67N

Las Palmas\52J3\GED60 - 21/21N/67N (Lever de 1.25) Las Palmas\3\GE L90 Las Palmas Las Palmas\3\67N/50N Las Palmas-P.Palmera Las Palmas\3\7SA612 - 21/21N/51N Las Palmas

Punta Palmeras\Cub_1\Ge L90 Pta Palmeras Punta Palmeras\Cub_1\7SA612 - 21/21N/51N

TD-Los Vilos(1)

Date: 8/18/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T



63


9.1 AJUSTES PROPUESTOS DE PROTECCIONES ADYACENTES

De acuerdo a las simulaciones realizadas no se requiere modificar los ajustes de

protecciones existentes que incluyen la S/E seccionadora Don Goyo y La Cebada.



64


10 COORDINACIÓN PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS

Debido a que el efecto que se produce en las protecciones de las zonas aledañas al

Parque Punta Palmeras, ya fue analizado anteriormente, el enfoque de este capítulo

estará en el análisis de las protecciones de las protecciones de la línea y las del parque

eólico Punta Palmeras. Para ello se analizarán fallas trifásicas y monofásicas a tierra, para

los escenarios de alta y baja generación. El método utilizado para la entrega de

resultados, será a través de tablas que detallan el tiempo de actuación de cada

protección.



65


10.1 Fallas Trifásicas

Tabla 45: Tiempos de Actuación de las Protecciones Asociadas al Parque Eólico Punta Palmeras, Cortocircuitos Trifásicos, Escenario Alta

Generación



66


Tabla 46: Tiempos de Actuación de las Protecciones Asociadas al Parque Eólico Punta Palmeras, Cortocircuitos Trifásicos, Escenario Baja

Generación



67


10.2 Fallas Monofásicas

Las corrientes presentadas son del tipo residual (3*Io) a excepción de aquellas registradas en funciones de sobrecorriente

de fase, en cuyo caso las corrientes son de fase.

Tabla 47: Tiempos de Actuación de las Protecciones Asociadas al Parque Eólico Punta Palmeras, Cortocircuitos Monofásicos, Escenarios

de Alta Generación



68


Tabla 48: Tiempos de Actuación de las Protecciones Asociadas al Parque Eólico Punta Palmeras, Cortocircuitos Monofásicos con

Impedancia de Falla, Escenarios de Baja Generación



69


CONCLUSIONES

En el Estudio de Ajuste y Coordinación de Protecciones de la línea del Parque Eólico Punta

Palmeras, ha sido posible obtener los siguientes aspectos:

- Determinar los ajustes de las unidades de distancia, sobrecorriente y diferenciales de

la línea Las Palmas – Punta Palmeras 220 kV.

- Verificar que los ajustes de las protecciones existentes no debieran ser modificados

debido a la inclusión del Parque Eólico Punta Palmeras.

En relación a las protecciones ubicadas en la subestación Punta Palmeras, se puede

concluir que:

- El impacto que produce el PEPP, sobre los niveles de cortocircuitos en la zona de

conexión es bastante limitado.

- No se realizan modificaciones a las protecciones existentes.

- Se obtiene en todos los casos tiempos de paso de al menos 300 ms.

- Con el reactor de puesta a tierra, es posible registrar corrientes residuales.

- La función diferencial del transformador, es del tipo “larga” ya que incluye las

instalaciones del reactor de puesta a tierra. Esto permite al parque funcionar con

mayor seguridad, ya que cualquier falla que se produzca en el reactor, es despejada

por la diferencial, evitando que el parque funcione sin referencia a tierra.

- La ocurrencia de fallas residuales en la zona de 12 [kV], producirá la actuación de la

función diferencial larga del transformador. Las funciones de sobrecorriente residual

ubicadas en la zona de 12 [kV], funcionarán como respaldo, ya que no existen

tiempos de pasos suficientes, como para asegurar una selectividad completa.

Finalmente, de acuerdo a las simulaciones realizadas, es posible concluir que no se

solicitan cambios de ajustes a las protecciones de las subestaciones adyacentes.

En función de lo descrito anteriormente, se concluye que los ajustes propuestos en este

informe, permiten una correcta coordinación de los sistemas de protecciones del PEPP.



70


ANEXO 1: AJUSTES SECCIONADORA EL ARRAYÁN (DON GOYO) PREVIO A CURUROS

Se adjunta el siguiente documento:

“Seccionadora El Arrayán (Don Goyo)_previo a Cururos”.

1. Seccionadora El

Arrayán (Don Goyo)_previo a Cururos



71


ANEXO 2: AJUSTES CURUROS – ARRAYÁN

Se adjunta el siguiente documento:

“Ajustes Cururos – Arrayán 15-34 y 42-44_con Cururos”.

Ajustes Cururos -

Arrayán 15-34 y 42-44_con Cururos



72


ANEXO 3: CURVAS DE SOBRECORRIENTE (INTERIOR PARQUE)

Curvas de Sobrecorriente, Lado AT y MT Transformador de Poder.



73


Curvas de Sobrecorriente, Alimentador C3.



74





75





76


Curvas de Sobrecorriente, Alimentador C6 SS.AA.



77


Curvas de Sobrecorriente, Reactor de Puesta Tierra



78


ANEXO 4: CORRIENTES DE FALLAS (INTERIOR PARQUE)

Corrientes de Falla en Barras de Interés, Escenarios de Alta Generación.

Corrientes de Falla en Barras de Interés, Escenarios de Baja Generación.

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