Evcp 2008 (Final)

CDEC-SIC Dirección de Operación

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ESTUDIO:

VERIFICACIÓN DE COORDINACIÓN

DE LAS PROTECCIONES DEL SIC

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CDEC-SIC

Versión Final, Junio de 2009

CDEC-SIC 09-07-2009 Dirección de Operación

Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones 1 de 107

INDICE

INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 3

ALCANCES ........................................................................................................................................ 4

DESARROLLO DEL ESTUDIO............................................................................................................. 5

I. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PROTECCIONES CON LA ENTRADA EN SERVICIO DEL TERCER CIRCUITO DE LA LÍNEA 220 KV MAITENCILLO - CARDONES ......................................................................5

I.a) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Maitencillo - Cardones N°3........................................................5 I.b) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Maitencillo - Cardones N°1........................................................8 I.c) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Maitencillo - Cardones N°2......................................................11

II. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PROTECCIONES CON LA EXTENSIÓN DEL SISTEMA EN 500 KV DESDE LAS SS/EE ANCOA Y ALTO JAHUEL HACIA S/E POLPAICO .............................................................14

II.a) Fallas ocurridas en la línea 500 kV Alto Jahuel - Polpaico ............................................................15 II.b) Fallas ocurridas en la línea 500 kV Ancoa - Polpaico ...................................................................18

III. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PROTECCIONES CON EL SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA 2X110 KV VENTANAS - MIRAFLORES DEBIDO A LA INCORPORACIÓN DE S/E TORQUEMADA......................22

III.a) Fallas ocurridas en un circuito de la línea 110 kV Ventanas - Torquemada..................................23 III.b) Fallas ocurridas en un circuito de la línea 110 kV Torquemada - Miraflores .................................26 III.c) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Torquemada - Colmito..........................................................30

IV. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PROTECCIONES EN LA ZONA DE CHILOÉ CON SU EXTENSIÓN EN 110 KV HASTA S/E QUELLÓN Y LA ENTRADA EN SERVICIO DE GENERACIÓN LOCAL .............................32

IV.a) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Melipulli - Los Molinos...........................................................33 IV.b) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Los Molinos - Colaco.............................................................36 IV.c) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Ancud - Degañ .....................................................................38 IV.d) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Degañ - Pid Pid...................................................................40 IV.e) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Pid Pid - Chonchi.................................................................43 IV.f) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Chonchi - Quellón ................................................................45

V. REVISION DE PROBLEMAS DE COORDINACION DE PROTECCIONES DETECTADOS EN EL EVCP DEL AÑO 2006 CONSIDERANDO LAS OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS......................................................47

V.1) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Guacolda - Maitencillo............................................................47 V.2) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Quillota - Los Vilos.................................................................50 V.3) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Quillota - Polpaico .................................................................51 V.4) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Polpaico - Cerro Navia ...........................................................53 V.5) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Polpaico - Lampa - Cerro Navia ..............................................54 V.6) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Polpaico - Alto Jahuel ............................................................55 V.7) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Alto Jahuel - Los Almendros ...................................................55 V.8) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Alto Jahuel - Chena - Cerro Navia...........................................56 V.9) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Maipo - La Candelaria ............................................................57 V.10) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Central Antuco .....................................................58 V.11) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Antuco........................................58 V.12) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Pangue .......................................59 V.13) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Central Rucúe.......................................................59 V.14) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Central Rucúe.......................................................64



V.15) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Central Antuco - Central El Toro ...........................................65 V.16) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Colbún - Machicura..............................................................66 V.17) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Central Peuchén - Central Mampil.........................................67 V.18) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Alto Jahuel - Rancagua - Itahue C1 ......................................68 V.19) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Alto Jahuel - Rancagua - Itahue C2 ......................................69 V.20) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Bocamina - Coronel - Hualpén ..............................................69 V.21) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Hualpén - San Vicente .........................................................74 V.22) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Concepción - San Vicente.....................................................77 V.23) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Huasco - Maitencillo.............................................................79 V.24) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza C1...................................................80 V.25) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza C2...................................................84 V.26) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Agua Santa - Laguna Verde..................................................88 V.27) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Chena - Cerro Navia ............................................................89 V.28) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Renca - Cerro Navia.............................................................91 V.29) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Ochagavía - Chena ..............................................................94 V.30) Fallas ocurridas en la línea 66 kV Concepción - Coronel.............................................................96 V.31) Fallas ocurridas en la línea 66 kV Osorno - La Unión .................................................................96 V.32) Fallas ocurridas en la línea 66 kV Pilmaiquén - Osorno ..............................................................97 V.33) Fallas ocurridas en la línea 66 kV Escuadrón - Arenas Blancas ...................................................99

RESUMEN DE PROBLEMAS DE COORDINACIÓN .......................................................................... 101

S/E Cenizas, paño transformador 11/110 kV, lado 11 kV:................................................................. 101 S/E Central Mampil, paño de línea 1x220 kV hacia S/E Central Rucúe: .............................................. 101 S/E Central Peuchén, paño de línea 1x220 kV hacia Central Mampil:................................................. 102 S/E Central Petropower, paño transformador 154/66/20 kV: ............................................................ 102 S/E Renca, paño transformadores 110/15.75 kV N°1 y N°2:............................................................. 103 S/E Central Pilmaiquén, paños de línea 2x66 kV hacia S/E Osorno: ................................................... 104

CONCLUSIONES............................................................................................................................ 105

ANEXOS ........................................................................................................................................ 106



INTRODUCCIÓN El presente documento entrega los resultados del Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones (EVCP) del Sistema Interconectado Central (SIC), referidas a la condición de operación del año 2008, junto con la puesta en servicio de nuevas instalaciones que han sido programadas para el año 2009. Estas nuevas instalaciones corresponden a aquellas de las que se dispone de información técnica y estudios que permitan ser consideradas en el modelamiento de sus protecciones. Para el desarrollo de este Estudio se elaboró una base de datos con la herramienta computacional Digsilent PF, que contiene el modelamiento de la red del SIC y sus protecciones. Para ello, se tomó como referencia la base de datos elaborada en su oportunidad para el EVCP del período 2006-2007, a partir de la cual se incorporaron instalaciones del SIC no consideradas en aquel Estudio. De esta forma, se dispuso de una base de datos actualizada del SIC, que considera además el reemplazo de relés de instalaciones existentes y de aquellas protecciones en que fue necesario incorporar modificaciones a sus ajustes. Los resultados obtenidos del comportamiento de las protecciones de instalaciones del SIC consideran cálculos de cortocircuitos trifásicos, bifásicos a tierra y monofásicos, con escenarios de generación que contemplen en cada una de las zonas donde se analiza alguna instalación sometida a falla con la presencia de todas las centrales que pudiesen ser despachadas en condición de demanda alta. Esta versión definitiva del EVCP 2008 incorpora las observaciones de los Coordinados, propietarios de las instalaciones que presentaban problemas de coordinación de sus protecciones, las cuales fueron planteadas en la versión preliminar de este Estudio publicada en diciembre de 2008, en el sitio web del CDEC-SIC.



ALCANCES

Este Estudio contempla fundamentalmente la verificación de la coordinación de protecciones del SIC relacionadas con las instalaciones que se han incorporado al sistema en el período 2007-2008, no consideradas en el EVCP 2006-2007.

Entre las instalaciones mencionadas en el párrafo anterior, se encuentran aquellas

relacionadas con el sistema de transmisión/transformación: la extensión del sistema eléctrico en 500 kV desde las SS/EE Ancoa y Alto Jahuel hacia S/E Polpaico, la conexión del tercer circuito de la línea 220 kV Maitencillo - Cardones, el seccionamiento de la línea 2x110 kV Ventanas - Miraflores debido a la incorporación de S/E Torquemada y la extensión del sistema en 110 kV en la Isla de Chiloé.

Además, se ha considerado el modelamiento de nuevas centrales de generación

dentro de dicho período: Cenizas, Canela, Olivos, Colmito, Esperanza, Coya, Ojos de Agua, Lircay, Los Pinos, Santa Lidia, Palmucho, Fopaco, Degañ, Chiloé, Quellón II y Trapén.

Junto a lo anterior, se reconsideran los problemas de coordinación detectados en el

EVCP del período 2006-2007, de modo de efectuar una nueva verificación de la coordinación de protecciones considerando las observaciones efectuadas por los Coordinados responsables de estas instalaciones, y mencionar el estado en que éstas se encuentran.



DESARROLLO DEL ESTUDIO

El desarrollo de este Estudio se basa en la utilización de una base de datos actualizada del modelamiento del SIC y sus protecciones, construida con la herramienta computacional Digsilent PF.

A continuación se entregan los resultados obtenidos del comportamiento de las

protecciones de instalaciones del SIC, luego de un análisis que considera el cálculo de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico en instalaciones que se han incorporado al SIC en el período 2007-2008.

I. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PROTECCIONES CON LA ENTRADA EN SERVICIO DEL TERCER CIRCUITO DE LA LÍNEA 220 KV MAITENCILLO - CARDONES

El tercer circuito de la línea 220 kV Maitencillo - Cardones considera la incorporación de protecciones en ambos extremos. Estos esquemas se componen de dos relés de distancia GE, modelos D60 y D909, cuyos elementos activados que son de interés para la verificación de coordinación de protecciones corresponden a los siguientes: - Extremo Maitencillo: direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N), sobrecorriente direccional para la detección de fallas entre fases (67) y sobrecorriente residual direccional para la detección de fallas a tierra (67N). - Extremo Cardones: direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N) y sobrecorriente residual direccional para la detección de fallas a tierra (67N).

Cabe destacar que en ambos extremos del tercer circuito de esta línea se habilitará un esquema de teleprotección de sobrealcance permisivo, con emisión de aceleración en zona 2.

I.a) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Maitencillo - Cardones N°3 A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunas ubicaciones pertenecientes al tercer circuito de la línea 220 kV Maitencillo - Cardones:



I.a.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo Las tablas I.a.1.1, I.a.1.2 y I.a.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:

Cortocircuito Trifásico Ia

[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C3 4.03 --- 0.33 0.32 0.08 Z1, 0 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C3 0.66 --- 2.92 2.84 0.71 Z2, 0.4 seg S/E Cenizas, paño 11 kV 3.73 --- --- --- --- 50, 0 seg

Tabla I.a.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo

Luego, para fallas trifásicas en esta ubicación se tiene:

- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cenizas ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.

Cortocircuito Bifásico a Tierra Ia

[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C3 4.08 3.95 0.32 0.31 0.08 Z1, 0 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C3 0.64 0.53 2.92 2.84 0.71 Z2, 0.4 seg S/E Cenizas, paño 11 kV 3.75 0.00 --- --- --- 50, 0 seg

Tabla I.a.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo

Luego, para fallas bifásicas a tierra en esta ubicación se tiene:




Cortocircuito Monofásico Ia

[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C3 3.96 4.04 0.32 0.31 0.08 Z1, 0 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C3 0.60 0.54 3.06 2.97 0.74 Z2, 0.4 seg

Tabla I.a.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo

Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene:

- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. I.a.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo Las tablas I.a.2.1, I.a.2.2 y I.a.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C3 1.12 --- 2.92 2.84 0.71 Z2, 0.6 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C3 2.74 --- 0.33 0.32 0.08 Z1, 0 seg S/E Cenizas, paño 11 kV 4.19 --- --- --- --- 50, 0 seg

Tabla I.a.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en 0.6 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Maitencillo se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cenizas ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C3 1.04 0.61 2.92 2.84 0.71 Z2, 0.6 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C3 2.69 2.43 0.32 0.31 0.08 Z1, 0 seg S/E Cenizas, paño 11 kV 4.20 0.00 --- --- --- 50, 0 seg

Tabla I.a.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C3 0.88 0.68 3.06 2.97 0.74 Z2, 0.6 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C3 2.49 2.71 0.32 0.31 0.08 Z1, 0 seg

Tabla I.a.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en 0.6 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Maitencillo se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.

I.b) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Maitencillo - Cardones N°1 A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunos sectores pertenecientes al circuito N°1 de la línea 220 kV Maitencillo - Cardones: I.b.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo Las tablas I.b.1.1, I.b.1.2 y I.b.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla I.b.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C1 4.07 3.90 0.65 0.63 0.19 Z1, 50, 50N, 0 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C1 0.64 0.57 5.85 5.68 1.43 Z2, 0.4 seg S/E Cenizas, paño 11 kV 3.75 0.00 --- --- --- 50, 0 seg

Tabla I.b.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia y de sobrecorriente en S/E Maitencillo operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cenizas ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C1 3.94 3.99 0.65 0.63 0.16 Z1, 50, 50N, 0 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C1 0.62 0.59 5.89 5.68 1.42 Z2, 0.4 seg

Tabla I.b.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo




- Las protecciones de distancia y de sobrecorriente en S/E Maitencillo operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. I.b.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo Las tablas I.b.2.1, I.b.2.2 y I.b.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla I.b.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla I.b.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en 0.6 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Maitencillo se realice en menor tiempo.



- Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cenizas ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla I.b.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en 0.6 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Maitencillo se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.

I.c) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Maitencillo - Cardones N°2 A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunos sectores pertenecientes al circuito N°2 de la línea 220 kV Maitencillo - Cardones: I.c.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo Las tablas I.c.1.1, I.c.1.2 y I.b.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla I.c.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.



- Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la presencia de teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cenizas ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C1 4.06 3.91 0.33 0.32 0.08 Z1, 0 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C1 0.64 0.55 2.95 2.86 0.72 Z2, 0.4 seg S/E Cenizas, paño 11 kV 3.74 0.00 --- --- --- 50, 0 seg

Tabla I.c.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia y de sobrecorriente en S/E Maitencillo operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la presencia de teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cenizas ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Cardones C1 3.94 4.00 0.33 0.32 0.08 Z1, 0 seg S/E Cardones, paño Maitencillo C1 0.61 0.57 3.00 2.91 0.73 Z2, 0.4 seg

Tabla I.c.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia y de sobrecorriente en S/E Maitencillo operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la presencia de teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. I.c.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo Las tablas I.c.2.1, I.c.2.2 y I.c.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla I.c.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la presencia de teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cenizas ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla I.c.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo


- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la presencia de teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cenizas ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla I.c.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Maitencillo




- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la presencia de teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cardones se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Cardones operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.

II. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PROTECCIONES CON LA EXTENSIÓN DEL SISTEMA EN 500 kV DESDE LAS SS/EE ANCOA Y ALTO JAHUEL HACIA S/E POLPAICO

La extensión del sistema en 500 kV trajo consigo la aparición de las líneas de simple circuito en 500 kV Ancoa - Polpaico y Alto Jahuel - Polpaico, modificando el esquema que consideraba en servicio a la línea 500 kV Ancoa - Alto Jahuel N°2 y a ambos circuitos de la línea 220 kV Alto Jahuel - Polpaico.

Tanto la línea de simple circuito 500 kV Ancoa - Polpaico como también la línea de

simple circuito 500 kV Alto Jahuel - Polpaico, consideran la incorporación de protecciones en ambos extremos. Estos esquemas se componen de un relé de distancia Siemens, modelo 7SA61, y de un relé diferencial de línea Siemens, modelo 7SD52, cuyos elementos activados que son de interés para la verificación de coordinación de protecciones corresponden a los siguientes: - Extremo Ancoa: diferencial de línea (87L), direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N) y sobrecorriente residual direccional para la detección de fallas a tierra (67N). - Extremo Alto Jahuel: diferencial de línea (87L), direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N) y sobrecorriente residual direccional para la detección de fallas a tierra (67N). - Extremos Polpaico: diferencial de línea (87L), direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N) y sobrecorriente residual direccional para la detección de fallas a tierra (67N).

Cabe destacar que en ambos extremos de las líneas 1x500 kV Ancoa - Polpaico y 1x500 kV Alto Jahuel - Polpaico existen habilitados esquemas de teleprotección de sobrealcance permisivo, con emisión por detección en zona Z1B.



II.a) Fallas ocurridas en la línea 500 kV Alto Jahuel - Polpaico A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunas ubicaciones pertenecientes a la línea de simple circuito 500 kV Alto Jahuel - Polpaico: II.a.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Polpaico Las tablas II.a.1.1, II.a.1.2 y II.a.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Alto Jahuel 5.38 --- 0.70 0.70 0.06 87L / Z1, 0.5 seg S/E Alto Jahuel, paño Polpaico 4.03 --- 6.24 6.22 0.55 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Polpaico 2.29 --- 18.36 18.13 2.91 Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Alto Jahuel 1.49 --- 28.08 27.79 4.04 Z1, 0.5 seg

Tabla II.a.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Polpaico


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Alto Jahuel se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Ancoa, paños Polpaico y Alto Jahuel, detectan la falla en primera zona cuyos retardos están ajustados en 0.5 segundos. No obstante, estas protecciones no alcanzan a operar. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Alto Jahuel 5.11 3.93 0.61 0.61 0.02 87L / Z1, 0.5 seg S/E Alto Jahuel, paño Polpaico 3.79 3.00 6.24 6.22 0.55 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Polpaico 2.08 0.86 18.37 18.13 2.92 Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Alto Jahuel 1.34 0.22 27.96 27.67 3.99 Z1, 0.5 seg

Tabla II.a.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Polpaico



Luego, para fallas bifásicas a tierra en esta ubicación se tiene: - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Alto Jahuel se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Ancoa, paños Polpaico y Alto Jahuel, detectan la falla en primera zona cuyos retardos están ajustados en 0.5 segundos. No obstante, estas protecciones no alcanzan a operar. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Alto Jahuel 4.53 4.51 0.62 0.61 0.08 87L / Z1, 0.5 seg S/E Alto Jahuel, paño Polpaico 3.41 3.44 7.87 7.86 0.41 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Polpaico 1.60 0.98 26.67 26.40 3.78 Z1, 0.5 seg

Tabla II.a.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Polpaico


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Alto Jahuel se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Ancoa, paño Polpaico, detectan la falla en primera zona cuyos retardos están ajustados en 0.5 segundos. No obstante, estas protecciones no alcanzan a operar. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. II.a.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Polpaico Las tablas II.a.2.1, II.a.2.2 y II.a.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Alto Jahuel 3.44 --- 6.25 6.22 0.55 87L / Z1, 0.5 seg S/E Alto Jahuel, paño Polpaico 6.30 --- 0.69 0.69 0.06 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Alto Jahuel 2.99 --- 12.76 12.51 2.54 Z1, 0.5 seg

Tabla II.a.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Polpaico


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Alto Jahuel se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Ancoa, paño Alto Jahuel, detectan la falla en primera zona cuyos retardos están ajustados en 0.5 segundos. No obstante, estas protecciones no alcanzan a operar. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Alto Jahuel 3.24 1.93 6.22 6.19 0.58 87L / Z1, 0.5 seg S/E Alto Jahuel, paño Polpaico 6.54 7.28 0.69 0.69 0.06 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Alto Jahuel 2.71 0.88 12.75 12.50 2.54 Z1, 0.5 seg

Tabla II.a.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Polpaico






[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Alto Jahuel 2.88 1.96 6.21 6.19 0.55 87L / Z1, 0.5 seg S/E Alto Jahuel, paño Polpaico 6.52 7.42 0.89 0.89 0.04 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Alto Jahuel 2.21 0.89 18.72 18.42 3.32 Z1, 0.5 seg

Tabla II.a.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Polpaico



II.b) Fallas ocurridas en la línea 500 kV Ancoa - Polpaico A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunos sectores pertenecientes a la línea de simple circuito 500 kV Ancoa - Polpaico: II.b.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Polpaico Las tablas II.b.1.1, II.b.1.2 y II.b.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Ancoa 5.52 --- 3.07 3.06 0.27 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Polpaico 3.15 --- 13.64 13.42 2.44 87L / Z1, 0.5 seg

Tabla II.b.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Polpaico




- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ancoa operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Ancoa se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Ancoa 5.18 3.88 3.07 3.06 0.27 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Polpaico 2.84 1.17 13.64 13.42 2.44 87L / Z1, 0.5 seg

Tabla II.b.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Polpaico


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ancoa operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Ancoa se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Ancoa 4.31 4.92 3.11 3.10 0.23 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Polpaico 2.00 1.48 21.43 21.17 3.31 87L / Z1, 0.5 seg

Tabla II.b.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Polpaico


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo.



- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ancoa operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Ancoa se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. II.b.2) Cortocircuitos con ubicación de falla a la salida de S/E Ancoa Las tablas II.b.2.1, II.b.2.2 y II.b.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Ancoa 1.95 --- 16.69 16.47 2.71 87L / Z1, 0.5 seg S/E Ancoa, paño Polpaico 8.78 --- 0.01 0.01 0.00 87L / Z1, 0.5 seg S/E Alto Jahuel, paño Ancoa 2.73 --- 11.32 11.07 2.37 Z1, 0.5 seg S/E Charrúa, paño Ancoa C1 2.12 --- 10.98 10.83 1.85 Z1, 0.5 seg S/E Charrúa, paño Ancoa C2 2.13 --- 10.93 10.79 1.73 Z1, 0.5 seg

Tabla II.b.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla a la salida de S/E Ancoa


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ancoa operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Ancoa se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel, paño Ancoa, y en S/E Charrúa, paños Ancoa C1 y C2, detectan la falla en primera zona cuyos retardos están ajustados en 0.5 segundos. No obstante, estas protecciones no alcanzan a operar. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Ancoa 1.82 0.92 16.70 16.47 2.71 87L / Z2, 0.7 seg S/E Ancoa, paño Polpaico 8.35 6.87 0.01 0.01 0.00 87L / Z1, 0.5 seg S/E Alto Jahuel, paño Ancoa 2.54 1.43 11.32 11.07 2.37 Z1, 0.5 seg S/E Charrúa, paño Ancoa C1 2.01 1.48 10.98 10.83 1.85 Z1, 0.5 seg S/E Charrúa, paño Ancoa C2 2.02 1.40 10.93 10.79 1.73 Z1, 0.5 seg

Tabla II.b.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla a la salida de S/E Ancoa


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ancoa operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Ancoa se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel, paño Ancoa, y en S/E Charrúa, paños Ancoa C1 y C2, detectan la falla en primera zona cuyos retardos están ajustados en 0.5 segundos. No obstante, estas protecciones no alcanzan a operar. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Ancoa 1.45 1.07 20.74 20.44 3.51 87L / Z2, 0.7 seg S/E Ancoa, paño Polpaico 7.49 7.94 0.01 0.01 0.00 87L / Z1, 0.5 seg S/E Alto Jahuel, paño Ancoa 2.08 1.65 17.37 17.12 2.97 Z1, 0.5 seg S/E Charrúa, paño Ancoa C1 1.75 1.71 15.48 15.30 2.34 Z1, 0.5 seg S/E Charrúa, paño Ancoa C2 1.72 1.62 15.93 15.76 2.30 Z1, 0.5 seg

Tabla II.b.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla a la salida de S/E Ancoa


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Polpaico operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Polpaico se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ancoa operarían en 0.5 segundos detectando la falla en primera zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Ancoa se realice en menor tiempo.



- Las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel, paño Ancoa, y en S/E Charrúa, paños Ancoa C1 y C2, detectan la falla en primera zona cuyos retardos están ajustados en 0.5 segundos. No obstante, estas protecciones no alcanzan a operar. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.

III. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PROTECCIONES CON EL SECCIONAMIENTO DE LA LÍNEA 2X110 kV VENTANAS - MIRAFLORES DEBIDO A LA INCORPORACIÓN DE S/E TORQUEMADA

La incorporación al SIC de S/E Torquemada trajo consigo el seccionamiento de la línea de doble circuito 110 kV Ventanas - Miraflores, modificando el esquema del sistema V Región Costa. Esta S/E se interconecta con las SS/EE Ventanas y Miraflores en doble circuito, además de permitir la conexión de central Colmito y la alimentación de S/E Concón.

En S/E Torquemada, los paños de las líneas de doble circuito hacia las SS/EE Ventanas y Miraflores consideran la incorporación de protecciones cuyos esquemas se componen de un relé de distancia AREVA, modelo MICOM P437, y de un relé diferencial de línea AREVA, MICOM P543, cuyos elementos activados que son de interés para la verificación de coordinación de protecciones corresponden a los siguientes: - Paños Ventanas: diferencial de línea (87L), direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N), sobrecorriente direccional y no direccional para la detección de fallas entre fases (67/51) y sobrecorriente residual direccional para la detección de fallas a tierra (67N). - Paños Miraflores: diferencial de línea (87L), direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N), sobrecorriente direccional y no direccional temporizada para la detección de fallas entre fases (67/51) y sobrecorriente residual direccional para la detección de fallas a tierra (67N).

Cabe destacar que en ambos extremos de las líneas 2x110 kV Torquemada - Ventanas y 2x110 kV Torquemada - Miraflores existen habilitados esquemas de teleprotección de sobrealcance permisivo, que permiten acelerar la operación de las respectivas segundas zonas desde el extremo opuesto.

Por su parte, la línea de simple circuito 110 kV Torquemada - Colmito considera la incorporación de protecciones cuyo esquema se compone de un relé diferencial de línea AREVA, MICOM P543, cuyos elementos activados que son de interés para la verificación de coordinación de protecciones corresponden a los siguientes:



- Extremo Torquemada: diferencial de línea (87L), direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N), sobrecorriente no direccional de tiempo definido para la detección de fallas entre fases (50) y sobrecorriente residual no direccional de tiempo definido para la detección de fallas a tierra (50N). - Extremo Colmito: diferencial de línea (87L), direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), sobrecorriente direccional para la detección de fallas entre fases (67) y sobrecorriente residual direccional para la detección de fallas a tierra (67N).

III.a) Fallas ocurridas en un circuito de la línea 110 kV Ventanas - Torquemada A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunas ubicaciones pertenecientes a la línea de doble circuito 110 kV Ventanas - Torquemada: III.a.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Ventanas Las tablas III.a.1.1, III.a.1.2 y III.a.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ventanas, paño Torquemada 12.58 --- 0.19 0.19 0.04 87L / Z1, 0 seg S/E Torquemada, paño Ventanas 3.29 --- 8.65 8.43 1.92 87L / Z2, 0.4 seg

Tabla III.a.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Ventanas


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ventanas operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operarían en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Torquemada se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ventanas, paño Torquemada 13.60 16.03 0.19 0.19 0.04 87L / Z1, 0 seg S/E Torquemada, paño Ventanas 3.13 1.96 8.65 8.43 1.92 87L / Z2, 0.4 seg

Tabla III.a.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Ventanas


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ventanas operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operarían en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Torquemada se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ventanas, paño Torquemada 13.98 15.07 0.19 0.19 0.04 87L / Z1, 0 seg S/E Torquemada, paño Ventanas 2.94 1.85 8.65 8.43 1.92 87L / Z2, 0.4 seg

Tabla III.a.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Ventanas


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ventanas operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operarían en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Torquemada se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. III.a.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Ventanas Las tablas III.a.2.1, III.a.2.2 y III.a.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ventanas, paño Torquemada 3.98 --- 1.73 1.69 0.38 87L / Z2, 0.7 seg S/E Torquemada, paño Ventanas 10.51 --- 0.96 0.94 0.21 87L / Z1, 0 seg

Tabla III.a.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Ventanas


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Ventanas operarían en 0.7 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Ventanas se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ventanas, paño Torquemada 3.77 2.65 1.73 1.69 0.38 87L / Z2, 0.7 seg S/E Torquemada, paño Ventanas 10.36 9.60 0.96 0.94 0.21 87L / Z1, 0 seg

Tabla III.a.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Ventanas




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ventanas, paño Torquemada 3.39 2.86 1.73 1.69 0.38 87L / Z2, 0.7 seg S/E Torquemada, paño Ventanas 9.83 10.36 0.96 0.94 0.21 87L / Z1, 0 seg

Tabla III.a.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Ventanas





III.b) Fallas ocurridas en un circuito de la línea 110 kV Torquemada - Miraflores A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunos sectores pertenecientes a la línea de doble circuito 110 kV Ventanas - Torquemada: III.b.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Torquemada Las tablas III.b.1.1, III.b.1.2 y III.b.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:

Cortocircuito Trifásico (Previo a la apertura en primera zona desde S/E Torquemada)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Miraflores 10.52 --- 0.64 0.62 0.14 87L / Z1, 0 seg S/E Miraflores, paño Torquemada 4.50 --- 0.96 0.93 0.21 87L / Z2, 0.7 seg S/E San Pedro, paño Miraflores 1.54 --- 4.26 3.84 1.86 67, 0.6 seg S/E Agua Santa, paño Miraflores 2.23 --- --- --- --- 67, 0.8 seg

Cortocircuito Trifásico (Posterior a la apertura en primera zona desde S/E Torquemada) Ia

[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Miraflores, paño Torquemada 7.78 --- 0.96 0.93 0.21 87L / Z2, 0.7 seg S/E San Pedro, paño Miraflores 1.34 --- 6.49 5.87 2.78 67, 0.6 seg S/E Agua Santa, paño Miraflores 1.54 --- --- --- --- 67, 0.8 seg

Tabla III.b.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Torquemada


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.



- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Miraflores operarían en 0.7 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Miraflores se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E San Pedro ajustada en el relé SEL-311C operaría en respaldo de modo no selectivo en 0.6 segundos, respecto de la operación en segunda zona en S/E Miraflores, con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Agua Santa ajustada en el relé Siemens 7SJ622 tendría en respaldo un tiempo de paso reducido de 0.1 segundos, respecto de la operación en segunda zona en S/E Miraflores, con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.

Cortocircuito Bifásico a Tierra (Previo a la apertura en primera zona desde S/E Torquemada)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Miraflores 10.62 10.88 0.64 0.62 0.14 87L / Z1, 0 seg S/E Miraflores, paño Torquemada 4.17 2.29 0.96 0.93 0.21 87L / Z2, 0.7 seg S/E San Pedro, paño Miraflores 1.39 0.40 4.27 3.84 1.87 67, 0.6 seg S/E Agua Santa, paño Miraflores 2.07 1.01 --- --- --- 67, 67N, 0.8 seg

Cortocircuito Bifásico a Tierra (Posterior a la apertura en primera zona desde S/E Torquemada) Ia

[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Miraflores, paño Torquemada 6.99 3.54 0.96 0.93 0.21 87L / Z2, 0.7 seg S/E Agua Santa, paño Miraflores 1.41 0.78 --- --- --- 67N, 0.8 seg

Tabla III.b.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Torquemada


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Miraflores operarían en 0.7 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Miraflores se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente residual en S/E Agua Santa ajustada en el relé Siemens 7SJ622 tendría en respaldo un tiempo de paso reducido de 0.1 segundos, respecto de la operación en segunda zona en S/E Miraflores, con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.



Cortocircuito Monofásico (Previo a la apertura en primera zona desde S/E Torquemada)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Miraflores 10.35 11.54 0.64 0.62 0.14 87L / Z1, 0 seg S/E Miraflores, paño Torquemada 3.61 2.43 0.96 0.93 0.21 87L / Z2, 0.7 seg S/E Agua Santa, paño Miraflores 1.76 1.07 --- --- --- 67, 67N, 0.8 seg

Cortocircuito Monofásico (Posterior a la apertura en primera zona desde S/E Torquemada) Ia

[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Miraflores, paño Torquemada 4.86 4.86 0.96 0.93 0.21 87L / Z2, 0.7 seg S/E Agua Santa, paño Miraflores 1.01 1.07 --- --- --- 67N, 0.8 seg

Tabla III.b.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Torquemada


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Miraflores operarían en 0.7 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Miraflores se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente residual en S/E Agua Santa ajustada en el relé Siemens 7SJ622 tendría en respaldo un tiempo de paso reducido de 0.1 segundos, respecto de la operación en segunda zona en S/E Miraflores, con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. III.b.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Torquemada Las tablas III.b.2.1, III.b.2.2 y III.b.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Miraflores 3.58 --- 5.74 5.59 1.27 87L / Z2, 0.4 seg S/E Miraflores, paño Torquemada 12.62 --- 0.11 0.10 0.02 87L / Z1, 0 seg

Tabla III.b.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Torquemada




- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operarían en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite además que el despeje de esta falla desde S/E Torquemada se realice en menor tiempo. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Miraflores operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Miraflores 3.41 3.05 5.74 5.59 1.27 87L / Z2, 0.4 seg S/E Miraflores, paño Torquemada 11.82 8.17 0.11 0.10 0.02 87L / Z1, 0 seg

Tabla III.b.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Torquemada




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Miraflores 3.13 3.59 5.74 5.59 1.27 87L / Z2, 0.4 seg S/E Miraflores, paño Torquemada 10.09 9.63 0.11 0.10 0.02 87L / Z1, 0 seg

Tabla III.b.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Torquemada





III.c) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Torquemada - Colmito A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunos sectores pertenecientes a la línea de simple circuito 110 kV Torquemada - Colmito: III.c.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Torquemada Las tablas III.c.1.1, III.c.1.2 y III.c.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Colmito 14.15 --- 0.01 0.01 0.00 87L / Z1, 0 seg S/E Colmito, paño Torquemada 1.62 --- 0.02 0.02 0.00 87L / 67, 1.37 seg

Tabla III.c.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Torquemada


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de sobrecorriente de fases en S/E Colmito operarían en 1.37 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Colmito 13.34 7.64 0.01 0.01 0.00 87L / Z1, 0 seg S/E Colmito, paño Torquemada 3.49 8.73 0.02 0.02 0.00 87L / 67, 0.62 seg

Tabla III.c.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Torquemada


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de sobrecorriente de fases en S/E Colmito operarían en 0.62 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Colmito 12.11 7.47 0.01 0.01 0.00 87L / Z1, 0 seg S/E Colmito, paño Torquemada 3.87 8.54 0.02 0.02 0.00 87L / 67, 0.57 seg

Tabla III.c.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Torquemada Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene:

- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de sobrecorriente de fases en S/E Colmito operarían en 0.57 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. III.c.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Torquemada Las tablas III.c.2.1, III.c.2.2 y III.c.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Colmito 13.56 --- 0.07 0.074 0.00 87L / Z2, 0.4 seg S/E Colmito, paño Torquemada 1.63 --- 0.00 0.00 0.00 87L / 67, 1.36 seg

Tabla III.c.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Torquemada


- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Torquemada operarían en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de sobrecorriente de fases en S/E Colmito operarían en 1.36 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Colmito 12.75 7.01 0.07 0.07 0.00 87L / Z2, 0.4 seg S/E Colmito, paño Torquemada 3.69 9.30 0.00 0.00 0.00 87L / 67, 0.59 seg

Tabla III.c.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Torquemada






[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Torquemada, paño Colmito 11.61 6.74 0.07 0.07 0.00 87L / Z2, 0.4 seg S/E Colmito, paño Torquemada 4.02 8.94 0.00 0.00 0.00 87L / 67, 0.56 seg

Tabla III.c.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Torquemada Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene:


IV. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE LAS PROTECCIONES EN LA ZONA DE CHILOÉ CON SU EXTENSIÓN EN 110 kV HASTA S/E QUELLÓN Y LA ENTRADA EN SERVICIO DE GENERACIÓN LOCAL

En la zona de Chiloé se han incorporado un conjunto de centrales generadoras: Degañ, Chiloé, Quellón II y Trapén, además de extenderse el sistema de 110 kV desde S/E Chonchi hasta S/E Quellón, en reemplazo de la anterior interconexión en 66 kV. Con ello, se han incorporado y realizado modificaciones de ajustes a las protecciones pertenecientes a los tramos de línea en 110 kV que conectan a las distintas SS/EE de esta zona.

La incorporación de central Degañ implicó la puesta en servicio de protecciones de

línea en dirección hacia el Tap Off que interconecta la S/E del mismo nombre con la línea 110 kV Ancud - Pid Pid. Por su parte, la incorporación de central Trapén implica seccionar la línea 110 kV Melipulli - Colaco con la presencia de la S/E Los Molinos, donde se conecta la central Trapén por medio de un transformador 110/23 kV.



Por lo anterior, la línea seccionada de simple circuito 110 kV Melipulli - Los Molinos - Colaco considera la incorporación de protecciones en la S/E Los Molinos, cuyo esquema se compone de relés de distancia Schweitzer, modelo SEL-311C, y de relés de sobrecorriente Schweitzer, modelo SEL-351-7, cuyos elementos activados que son de interés para la verificación de coordinación de protecciones corresponden a los siguientes: - Paño Melipulli: direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N), sobrecorriente no direccional para la detección de fallas entre fases (51) y sobrecorriente residual no direccional para la detección de fallas a tierra (51N). - Paño Colaco: direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N), sobrecorriente no direccional para la detección de fallas entre fases (51) y sobrecorriente residual no direccional para la detección de fallas a tierra (51N). - Paño Trapén: direccional de distancia para la detección de fallas entre fases (21), direccional de distancia para la detección de fallas a tierra (21N), sobrecorriente no direccional para la detección de fallas entre fases (50/51) y sobrecorriente residual no direccional para la detección de fallas a tierra (50N/51N).

Por su parte, en S/E Degañ el paño en 110 kV considera un esquema de

protecciones compuesto de un relé de sobrecorriente Schweitzer, modelo SEL-351A, y de un relé diferencial de transformador Schweitzer, modelo SEL-387, cuyos elementos activados que son de interés para la verificación de coordinación de protecciones corresponden a los siguientes: - Paño Degañ: sobrecorriente no direccional de tiempo definido e inverso para la detección de fallas entre fases (50/51) y sobrecorriente residual no direccional de tiempo inverso para la detección de fallas a tierra (51N).

IV.a) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Melipulli - Los Molinos A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunas ubicaciones pertenecientes a la línea de simple circuito 110 kV Melipulli - Los Molinos: IV.a.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Melipulli Las tablas IV.a.1.1, IV.a.1.2 y IV.a.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Melipulli, paño Los Molinos 1.82 --- 0.02 0.02 0.01 Z1, 0 seg S/E Los Molinos, paño Melipulli 1.91 --- 0.38 0.33 0.17 Z2, 0.4 seg

Tabla IV.a.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Melipulli


- Las protecciones de distancia en S/E Melipulli operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Los Molinos operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Melipulli, paño Los Molinos 2.64 5.04 0.02 0.02 0.01 Z1, 0 seg S/E Los Molinos, paño Melipulli 1.72 0.15 0.37 0.33 0.17 Z2, 0.4 seg

Tabla IV.a.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Melipulli




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Melipulli, paño Los Molinos 2.81 4.17 0.05 0.04 0.02 Z1, 0 seg S/E Los Molinos, paño Melipulli 1.50 0.13 0.37 0.33 0.18 Z2, 0.4 seg

Tabla IV.a.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Melipulli





IV.a.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Melipulli Las tablas IV.a.2.1, IV.a.2.2 y IV.a.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Melipulli, paño Los Molinos 1.70 --- 0.20 0.18 0.09 Z2, 0.4 seg S/E Los Molinos, paño Melipulli 2.07 --- 0.04 0.04 0.02 Z1, 0 seg

Tabla IV.a.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Melipulli


- Las protecciones de distancia en S/E Melipulli operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Las protecciones de distancia en S/E Los Molinos operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Melipulli, paño Los Molinos 2.13 3.48 0.20 0.18 0.09 Z2, 0.4 seg S/E Los Molinos, paño Melipulli 1.84 0.19 0.04 0.04 0.02 Z1, 0 seg

Tabla IV.a.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Melipulli




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Melipulli, paño Los Molinos 2.29 3.49 0.43 0.39 0.18 Z2, 0.4 seg S/E Los Molinos, paño Melipulli 1.40 0.19 0.04 0.04 0.02 Z1, 0 seg

Tabla IV.a.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Melipulli





IV.b) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Los Molinos - Colaco A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunas ubicaciones pertenecientes a la línea de simple circuito 110 kV Los Molinos - Colaco: IV.b.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Los Molinos Las tablas IV.b.1.1, IV.b.1.2 y IV.b.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Los Molinos, paño Colaco 3.04 --- 0.21 0.19 0.10 Z1, 0 seg S/E Melipulli, paño Los Molinos 1.56 --- 0.43 0.38 0.20 Z2, 0.4 seg

Tabla IV.b.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Los Molinos


- Las protecciones de distancia en S/E Los Molinos operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Los Molinos, paño Colaco 3.08 2.79 0.18 0.16 0.10 Z1, 0 seg S/E Melipulli, paño Los Molinos 1.84 2.75 0.35 0.29 0.19 Z2, 0.4 seg

Tabla IV.b.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Los Molinos






[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Los Molinos, paño Colaco 2.83 3.01 0.19 0.16 0.11 Z1, 0 seg S/E Melipulli, paño Los Molinos 1.94 2.97 0.35 0.31 0.17 Z2, 0.4 seg

Tabla IV.b.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Los Molinos


- Las protecciones de distancia en S/E Los Molinos operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. IV.b.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Los Molinos Las tablas IV.b.2.1, IV.b.2.2 y IV.b.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Los Molinos, paño Colaco 1.89 --- 1.89 1.68 0.87 Z1, 0 seg S/E Melipulli, paño Los Molinos 0.97 --- 2.15 1.89 1.01 Z3, 2 seg

Tabla IV.b.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Los Molinos




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Los Molinos, paño Colaco 1.76 1.14 1.67 1.44 0.83 Z1, 0 seg S/E Melipulli, paño Los Molinos 0.99 1.12 1.56 1.18 1.02 Z3, 2 seg

Tabla IV.b.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Los Molinos






[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Los Molinos, paño Colaco 1.37 1.46 1.75 1.42 1.02 Z1, 0 seg S/E Melipulli, paño Los Molinos 0.94 1.44 1.43 1.25 0.68 Z3, 2 seg

Tabla IV.b.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Los Molinos



IV.c) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Ancud - Degañ A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunas ubicaciones pertenecientes a la línea de simple circuito 110 kV Ancud - Degañ: IV.c.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Ancud Las tablas IV.c.1.1, IV.c.1.2 y IV.c.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.74 --- 0.08 0.07 0.05 Z1, 50, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.55 --- --- --- --- 50, 0 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.69 --- 9.25 8.91 2.48 Z3, 2 seg

Tabla IV.c.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Ancud


- Las protecciones de distancia y de sobrecorriente en S/E Ancud operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de sobrecorriente en S/E Degañ en tiempo instantáneo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.67 0.46 0.08 0.08 0.01 Z1, 50, 50N, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.50 0.31 --- --- --- 51, 0.64 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.63 0.45 8.64 6.96 5.12 Z3, 2 seg

Tabla IV.c.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Ancud


- Las protecciones de distancia y de sobrecorriente en S/E Ancud operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de sobrecorriente en S/E Degañ operan en 0.64 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.52 0.62 0.15 0.13 0.05 Z1, 50, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.37 0.41 --- --- --- 51, 0.98 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.50 0.61 6.46 5.81 2.83 Z3, 2 seg

Tabla IV.c.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Ancud


- Las protecciones de distancia y de sobrecorriente en S/E Ancud operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de sobrecorriente en S/E Degañ operan en 0.98 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. IV.c.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Ancud Las tablas IV.c.2.1, IV.c.2.2 y IV.c.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.65 --- 0.77 0.60 0.49 Z1, 50, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.65 --- --- --- --- 50, 0 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.61 --- 10.81 10.20 3.57 51, 2.93 seg

Tabla IV.c.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Ancud






[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.59 0.39 0.76 0.74 0.19 Z1, 50, 50N, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.58 0.36 --- --- --- 50, 0 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.56 0.38 8.41 8.21 1.84 Z3, 2 seg

Tabla IV.c.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Ancud




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.44 0.53 1.34 1.21 0.57 Z1, 50, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.42 0.49 --- --- --- 51, 0.76 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.42 0.52 7.76 6.87 3.6 Z3, 2 seg

Tabla IV.c.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Ancud


- Las protecciones de distancia y de sobrecorriente en S/E Ancud operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de sobrecorriente en S/E Degañ operan en 0.76 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.

IV.d) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Degañ - Pid Pid A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunos sectores pertenecientes a la línea de simple circuito 110 kV Degañ - Pid Pid: IV.d.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de Tap Off Degañ Las tablas IV.d.1.1, IV.d.1.2 y IV.d.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.622 --- 1.04 0.786 0.681 50, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.642 --- --- --- --- 50, 0 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.581 --- 11.402 10.662 4.041 51, 3.24 seg

Tabla IV.d.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de Tap Off Degañ


- Las protecciones de sobrecorriente en S/E Ancud operan en tiempo instantáneo. - Las protecciones de sobrecorriente en S/E Degañ en tiempo instantáneo. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.57 0.37 1.02 0.98 0.28 50, 50N, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.57 0.35 --- --- --- 50, 0 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.54 0.36 8.98 8.71 2.17 Z3, 2 seg

Tabla IV.d.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de Tap Off Degañ




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.42 0.51 1.79 1.60 0.80 50, 50N, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.42 0.48 --- --- --- 51, 0.76 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.4 0.5 8.24 7.24 3.93 51N, 1.52 seg

Tabla IV.d.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de Tap Off Degañ


- Las protecciones de sobrecorriente en S/E Ancud operan en tiempo instantáneo. - Las protecciones de sobrecorriente en S/E Degañ operan en 0.76 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. IV.d.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de Tap Off Degañ Las tablas IV.d.2.1, IV.d.2.2 y IV.d.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.51 --- 2.49 1.77 1.76 50, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.52 --- --- --- --- 50, 0 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.47 --- 14.66 13.05 6.67 51, 5.91 seg

Tabla IV.d.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de Tap Off Degañ




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.47 0.28 2.44 2.26 0.92 50, 50N, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.47 0.27 --- --- --- 51, 0.63 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.44 0.28 12.07 11.36 4.09 51N, 3.19 seg

Tabla IV.d.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de Tap Off Degañ


- Las protecciones de sobrecorriente en S/E Ancud operan en tiempo instantáneo. - Las protecciones de sobrecorriente en S/E Degañ operan en 0.63 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ancud, paño Pid Pid 0.32 0.41 4.29 3.69 2.18 50N, 0 seg S/E Degañ, paño 110 kV 0.32 0.39 --- --- --- 51N, 1.46 seg S/E Los Molinos, paño Colaco 0.31 0.40 10.80 9.13 5.77 51N, 1.99 seg

Tabla IV.d.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de Tap Off Degañ


- Las protecciones de sobrecorriente en S/E Ancud operan en tiempo instantáneo. - Las protecciones de sobrecorriente en S/E Degañ operan en 1.46 segundos. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.



IV.e) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Pid Pid - Chonchi A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunos sectores pertenecientes a la línea de simple circuito 110 kV Pid Pid - Chonchi: IV.e.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Pid Pid Las tablas IV.e.1.1, IV.e.1.2 y IV.e.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.98 --- 0.04 0.03 0.03 Z1, 0 seg S/E Degañ, Paño Trafo 110 kV 0.50 --- --- --- --- 51, 0.58 seg

Tabla IV.e.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Pid Pid


- Las protecciones de distancia en S/E Pid Pid operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.89 0.52 0.04 0.03 0.03 Z1, 0 seg S/E Degañ, Paño Trafo 110 kV 0.45 0.26 --- --- --- 51, 0.68 seg

Tabla IV.e.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Pid Pid


- Las protecciones de distancia en S/E Pid Pid operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.6 0.75 0.04 0.03 0.03 Z1, 0 seg S/E Degañ, Paño Trafo 110 kV 0.3 0.37 --- --- --- 51N, 1.88 seg

Tabla IV.e.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Pid Pid



Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Pid Pid operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. IV.e.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Pid Pid Las tablas IV.e.2.1, IV.e.2.2 y IV.e.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.85 --- 0.40 0.28 0.28 Z2, 0.4 seg S/E Degañ, Paño Trafo 110 kV 0.44 --- --- --- --- 51, 0.71 seg

Tabla IV.e.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Pid Pid


- Las protecciones de distancia en S/E Pid Pid operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.78 0.44 0.40 0.28 0.29 Z2, 0.4 seg S/E Degañ, Paño Trafo 110 kV 0.40 0.22 --- --- --- 51, 0.83 seg

Tabla IV.e.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Pid Pid




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.51 0.65 0.40 0.28 0.29 Z2, 0.4 seg S/E Degañ, Paño Trafo 110 kV 0.26 0.32 --- --- --- 51N, 5.21 seg

Tabla IV.e.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Pid Pid





IV.f) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Chonchi - Quellón A continuación se resumen los resultados de cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico efectuados en algunos sectores pertenecientes a la línea de simple circuito 110 kV Chonchi - Quellón: IV.f.1) Cortocircuitos con ubicación de falla al 10% de S/E Chonchi Las tablas IV.f.1.1, IV.f.1.2 y IV.f.1.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Chonchi, Paño Quellón 0.81 --- 0.20 0.14 0.15 Z1, 50, 0 seg S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.81 --- 0.55 0.38 0.40 Z2, 0.4 seg

Tabla IV.f.1.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Chonchi


- Las protecciones de distancia y de sobrecorriente en S/E Chonchi operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Chonchi, Paño Quellón 0.74 0.41 0.19 0.12 0.14 Z1, 0 seg S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.74 0.42 0.55 0.38 0.40 Z2, 0.4 seg

Tabla IV.f.1.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 10% de S/E Chonchi


- Las protecciones de distancia en S/E Chonchi operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Chonchi, Paño Quellón 0.47 0.62 0.18 0.13 0.13 Z1, 0 seg S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.48 0.62 0.55 0.38 0.40 Z2, 0.4 seg

Tabla IV.f.1.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Chonchi


- Las protecciones de distancia en S/E Chonchi operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones. IV.f.2) Cortocircuitos con ubicación de falla al 90% de S/E Chonchi Las tablas IV.f.2.1, IV.f.2.2 y IV.f.2.3 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de estos tipos de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Chonchi, Paño Quellón 0.64 --- 1.55 1.21 0.97 Z2, 0.4 seg S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.64 --- 1.23 0.92 0.82 Z3, 1.2 seg

Tabla IV.f.2.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Chonchi


- Las protecciones de distancia en S/E Chonchi operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Luego, frente a este evento no se observan problemas de coordinación de protecciones.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Chonchi, Paño Quellón 0.59 0.32 1.55 1.21 0.97 Z2, 0.4 seg S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.59 0.32 1.23 0.92 0.82 Z3, 1.2 seg

Tabla IV.f.2.2: Cortocircuitos bifásicos a tierra con ubicación de falla al 90% de S/E Chonchi






[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Chonchi, Paño Quellón 0.35 0.49 1.55 1.21 0.97 Z2, 0.4 seg S/E Pid Pid, paño Chonchi 0.35 0.49 1.32 0.97 0.90 51N, 0.78 seg

Tabla IV.f.2.3: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Chonchi



V. REVISION DE PROBLEMAS DE COORDINACION DE PROTECCIONES DETECTADOS EN EL EVCP DEL AÑO 2006 CONSIDERANDO LAS OBSERVACIONES DE LOS COORDINADOS

En este capítulo se analizan los problemas de coordinación detectados en el EVCP del período 2006-2007, de modo de efectuar una nueva verificación de la coordinación de protecciones considerando las observaciones efectuadas en su oportunidad por los Coordinados responsables de estas instalaciones.

V.1) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Guacolda - Maitencillo En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 1” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Guacolda de uno de los circuitos de la línea 220 kV Guacolda - Maitencillo, al ocurrir fallas trifásicas en el otro circuito con ubicación de falla entre el 85% y 95% de S/E Guacolda. La tabla V.1.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Guacolda, paño Maitencillo (C1 o C2) 1.54 --- 3.44 3.36 0.72 Z2, 0.4 seg S/E Maitencillo, paño Guacolda (C1 o C2) 3.86 --- 0.09 0.09 0.02 Z1, 0 seg S/E Guacolda, paño Maitencillo (C2 o C1) 1.00 --- 5.28 5.20 0.93 Z3, 0.7 seg S/E Cenizas, lado 11 kV 4.69 --- --- --- --- 50, 0 seg

Tabla V.1.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Guacolda (C1 o C2)



Luego, para fallas trifásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Guacolda (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Guacolda se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. - No obstante, se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cenizas ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Maitencillo de ambos circuitos de la línea 220 kV Maitencillo - Pan de Azúcar, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Guacolda - Maitencillo con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Guacolda.

Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo, paños Pan de Azúcar C1 y C2, detectan fallas monofásicas ocurridas en la línea 220 kV Guacolda - Maitencillo en tercera zona. No obstante, esta zona ajustada en reversa no da orden de trip debido a que está configurada sólo para almacenar registros. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. c) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Pan de Azúcar de ambos circuitos de la línea 220 kV Maitencillo - Pan de Azúcar, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Guacolda - Maitencillo con ubicación de falla entre el 5% y 15% y entre el 85% y 95% de S/E Guacolda. Las tablas V.1.c.1 y V.1.c.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Guacolda, paño Maitencillo (C1 o C2) 4.18 4.54 0.38 0.37 0.08 Z1, 0 seg S/E Maitencillo, paño Guacolda (C1 o C2) 1.53 1.17 0.82 0.81 0.17 Z2, 0.3 seg S/E Pan de Azúcar, paño Maitencillo C1 y C2 0.54 0.34 5.81 5.60 1.52 Z2, 0.5 seg

Tabla V.1.c.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Guacolda (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Guacolda (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.



- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo (C1 o C2) operan en 0.3 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Maitencillo se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Guacolda, paño Maitencillo (C1 o C2) 1.48 1.37 3.43 3.36 0.72 50N, 0.1 seg S/E Maitencillo, paño Guacolda (C1 o C2) 3.85 3.97 0.09 0.09 0.02 Z1, 0 seg S/E Pan de Azúcar, paño Maitencillo C1 y C2 0.50 0.24 6.94 6.75 1.63 Z2, 0.5 seg

Tabla V.1.c.2: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Guacolda (C1 o C2)


- Las protecciones de sobrecorriente en S/E Guacolda (C1 o C2) operan en 0.1 segundos. - Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. d) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Huasco de ambos circuitos de la línea 110 kV Huasco - Maitencillo, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Guacolda - Maitencillo con ubicación de falla entre el 5% y 15% y entre el 85% y 95% de S/E Guacolda. Las tablas V.1.d.1 y V.1.d.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Guacolda, paño Maitencillo (C1 o C2) 4.18 4.54 0.38 0.37 0.08 Z1, 0 seg S/E Maitencillo, paño Guacolda (C1 o C2) 1.53 1.17 0.82 0.81 0.17 Z2, 0.3 seg S/E Huasco, paño Maitencillo C1 0.38 0.16 7.30 6.95 2.22 67N, 1.09 seg S/E Huasco, paño Maitencillo C2 0.38 0.17 7.19 6.84 2.21 67N, 1.07 seg

Tabla V.1.d.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Guacolda (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Guacolda (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.



- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo (C1 o C2) operan en 0.3 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Maitencillo se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Guacolda, paño Maitencillo (C1 o C2) 1.48 1.37 3.43 3.36 0.72 50N, 0.1 seg S/E Maitencillo, paño Guacolda (C1 o C2) 3.85 3.97 0.09 0.09 0.02 Z1, 0 seg S/E Huasco, paño Maitencillo C1 0.45 0.34 4.86 4.49 1.87 67N, 0.7 seg S/E Huasco, paño Maitencillo C2 0.46 0.35 4.79 4.42 1.86 67N, 0.7 seg

Tabla V.1.d.2: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Guacolda (C1 o C2)


- Las protecciones de sobrecorriente en S/E Guacolda (C1 o C2) operan en 0.1 segundos. - Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.2) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Quillota - Los Vilos En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 2” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Nehuenco del paño Generador Nehuenco TG I, al ocurrir fallas trifásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Quillota - Los Vilos con ubicación de falla al 5% de S/E Quillota. La tabla V.2.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Quillota, paño Los Vilos (C1 o C2) 18.70 --- 0.15 0.15 0.04 Z1, 0 seg S/E Los Vilos, paño Quillota (C1 o C2) 1.11 --- 2.88 2.80 0.70 Z2, 0.4 seg

S/E Central Nehuenco, paño Nehuenco I TG 20.89 --- --- --- --- 27, 0.4 seg

Tabla V.2.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Quillota (C1 o C2)




- Las protecciones de distancia en S/E Quillota (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Los Vilos (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Los Vilos se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de bajo voltaje en S/E Central Nehuenco, paño Generador Nehuenco TG I, operaría de modo no selectivo en 0.4 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.3) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Quillota - Polpaico En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 3” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Alto Jahuel del paño autotransformador 220/110 kV, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Quillota - Polpaico con ubicación de falla al 15% de S/E Polpaico. La tabla V.3.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Quillota, paño Polpaico (C1 o C2) 4.42 3.45 3.43 3.41 0.31 Z2, 0.4 seg S/E Polpaico, paño Quillota (C1 o C2) 11.38 12.36 2.53 2.52 0.21 Z1, 0 seg S/E Alto Jahuel, paño autotransformador 220/110 kV 0.04 0.45 --- --- --- 51N, 3.24 seg

Tabla V.3.a.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 15% de S/E Polpaico (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Quillota (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Quillota se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Polpaico (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.



b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Ochagavía de ambos circuitos de la línea 110 kV Ochagavía - Chena, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Quillota - Polpaico con ubicación de falla al 5% de S/E Polpaico. La tabla V.3.b.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Quillota, paño Polpaico (C1 o C2) 3.89 2.43 4.18 4.16 0.40 Z2, 0.4 seg S/E Polpaico, paño Quillota (C1 o C2) 14.77 16.24 0.84 0.84 0.07 Z1, 0 seg S/E Ochagavía, paño Chena (C1 o C2) 0.41 0.08 27.26 26.11 7.83 ---

Tabla V.3.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Polpaico (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Quillota (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Quillota se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Polpaico (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. c) Operación secuencial no selectiva de las protecciones en S/E Polpaico de uno de los circuitos de la línea 220 kV Quillota - Polpaico, al ocurrir fallas monofásicas en el otro circuito con ubicación de falla entre el 10% y 15% de S/E Polpaico, una vez operada la protección de distancia del extremo Polpaico en tiempo instantáneo. La tabla V.3.c.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:



Cortocircuito Monofásico (Previo a la apertura en primera zona desde S/E Polpaico)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Quillota, paño Polpaico (C1 o C2) 4.42 3.45 3.43 3.41 0.31 Z2, 0.4 seg S/E Polpaico, paño Quillota (C1 o C2) 11.38 12.36 2.53 2.52 0.21 Z1, 0 seg S/E Polpaico, paño Quillota (C2 o C1) 2.04 1.07 20.11 -19.92 -2.73 Z2, 0.6 seg

Cortocircuito Monofásico (Posterior a la apertura en primera zona desde S/E Polpaico)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Quillota, paño Polpaico (C1 o C2) 6.79 6.80 2.21 2.21 0.08 Z1, 0 seg S/E Polpaico, paño Quillota (C1 o C2) --- --- --- --- --- --- S/E Polpaico, paño Quillota (C2 o C1) 2.34 3.63 25.51 25.50 -0.77 Z2, 0.6 seg

Tabla V.3.c.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 15% de S/E Polpaico (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Quillota (C1 o C2) operan de modo secuencial en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.4) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Polpaico - Cerro Navia En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 4” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Ochagavía de ambos circuitos de la línea 110 kV Ochagavía - Chena, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 220 kV Polpaico - Cerro Navia con ubicación de falla entre el 90% y 95% de S/E Cerro Navia. La tabla V.4.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Cerro Navia (C1 o C2) 20.02 --- 0.31 0.30 0.08 Z1, 0 seg S/E Cerro Navia, paño Polpaico (C1 o C2) 3.19 --- 1.42 1.37 0.35 Z2, 0.4 seg

S/E Ochagavía, paño Chena (C1 o C2) 0.67 --- 14.42 13.91 3.79 ---

Tabla V.4.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Cerro Navia

Luego, para fallas trifásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Polpaico operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.



- Las protecciones de distancia en S/E Cerro Navia operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cerro Navia se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Chacabuquito de los paños de cada uno de los generadores de esta central, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 220 kV Polpaico - Cerro Navia con ubicación de falla al 95% de S/E Cerro Navia. La tabla V.4.b.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Cerro Navia (C1 o C2) 15.93 15.41 0.31 0.30 0.08 Z1, 0 seg S/E Cerro Navia, paño Polpaico (C1 o C2) 2.84 3.36 1.42 1.37 0.35 Z2, 0.4 seg

S/E Central Chacabuquito, paños generadores 0.57 0.00 --- --- --- ---

Tabla V.4.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Cerro Navia

Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Polpaico operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Cerro Navia operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cerro Navia se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.5) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Polpaico - Lampa - Cerro Navia En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 5” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Ochagavía de ambos circuitos de la línea 110 kV Ochagavía - Chena, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 220 kV Polpaico - Lampa - Cerro Navia con ubicación de falla entre el 80% y 85% de S/E Cerro Navia. La tabla V.5.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Polpaico, paño Cerro Navia (C1 o C2) 21.18 --- 0.93 0.91 0.23 Z1, 0 seg S/E Cerro Navia, paño Polpaico (C1 o C2) 2.93 --- 1.27 1.23 0.31 Z2, 0.4 seg

S/E Ochagavía, paño Chena (C1 o C2) 0.68 --- 14.56 15.39 4.73 ---

Tabla V.5.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 85% de S/E Cerro Navia

Luego, para fallas trifásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Polpaico operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Cerro Navia operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Cerro Navia se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.6) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Polpaico - Alto Jahuel En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 6” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Buin de ambos circuitos de la línea 110 kV Buin - San Bernardo, al ocurrir fallas trifásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Polpaico - Alto Jahuel con ubicación de falla entre el 80% y 95% de S/E Cerro Navia. Conforme al proyecto de extensión del sistema en 500 kV, la línea 220 kV Polpaico - Alto Jahuel no forma parte actualmente del SIC.

V.7) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Alto Jahuel - Los Almendros En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 7” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Buin de ambos circuitos de la línea 110 kV Buin - San Bernardo, al ocurrir fallas trifásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Alto Jahuel - Los Almendros con ubicación de falla entre el 5% y 20% de S/E Alto Jahuel.




- Las protecciones de distancia en S/E Buin, paños San Bernardo C1 y C2, detectan fallas trifásicas ocurridas en la línea 220 kV Alto Jahuel - Los Almendros en tercera zona. No obstante, esta zona ajustada en reversa no da orden de trip debido a que está configurada sólo para almacenar registros. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.8) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Alto Jahuel - Chena - Cerro Navia En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 8” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Alto Jahuel de uno de los circuitos de la línea 220 kV Alto Jahuel - Chena - Cerro Navia, al ocurrir fallas monofásicas en el otro circuito con ubicación de falla entre el 5% y 100% de S/E Chena en dirección hacia S/E Cerro Navia, con el extremo S/E Cerro Navia abierto. - Las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel de uno de los circuitos de la línea 220 kV Alto Jahuel - Chena - Cerro Navia, detectan fallas monofásicas ocurridas en el otro circuito en el tramo Chena - Cerro Navia. No obstante, sus zonas de operación no están ajustadas para dar orden de trip en dirección reversa. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Alto Jahuel del paño autotransformador 220/110 kV, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Alto Jahuel - Chena - Cerro Navia con ubicación de falla entre el 25% y 100% de S/E Chena en dirección hacia S/E Cerro Navia, con el extremo S/E Cerro Navia abierto. Las tablas V.8.b.1 y V.8.b.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Alto Jahuel, paño Chena - Cerro Navia (C1 o C2) 3.50 2.92 1.65 1.59 0.41 Z2, 0.4 seg S/E Chena, paño transformador 220/110 kV 3.56 4.74 --- --- --- 51N, 0.6 seg S/E Alto Jahuel, paño autotransformador 220/110 kV 0.24 0.50 --- --- --- 51N, 3.03 seg

Tabla V.8.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 30% de S/E Chena hacia S/E Cerro Navia (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel, paño Chena - Cerro Navia (C1 o C2), operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - La protección de sobrecorriente residual en 220 kV de S/E Chena, paño transformador 220/110 kV, opera en 0.6 segundos.



- Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Alto Jahuel, paño Chena - Cerro Navia (C1 o C2) 2.51 2.09 2.68 2.59 0.68 Z2, 0.4 seg S/E Chena, paño transformador 220/110 kV 2.56 3.40 --- --- --- 51N, 0.74 seg S/E Alto Jahuel, paño autotransformador 220/110 kV 0.14 0.36 --- --- --- 51N, 3.72 seg

Tabla V.8.b.2: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Chena hacia S/E Cerro Navia (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Alto Jahuel, paño Chena - Cerro Navia (C1 o C2), operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - La protección de sobrecorriente residual en 220 kV de S/E Chena, paño transformador 220/110 kV, opera en 0.74 segundos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. c) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Chena de ambos circuitos de la línea 110 kV Chena - Cerro Navia, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Alto Jahuel - Chena - Cerro Navia con ubicación de falla entre el 20% y 100% de S/E Chena en dirección hacia S/E Cerro Navia, con el extremo S/E Cerro Navia abierto. - Las protecciones de distancia en S/E Chena, paños Cerro Navia C1 y C2 en 110 kV, detectan fallas monofásicas ocurridas en la línea 220 kV Alto Jahuel - Chena - Cerro Navia en el tramo Chena - Cerro Navia. No obstante, sus zonas de operación no están ajustadas para dar orden de trip en dirección reversa. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.9) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Maipo - La Candelaria En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 9” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Buin de ambos circuitos de la línea 110 kV Buin - San Bernardo, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Maipo - La Candelaria con ubicación de falla entre el 5% y 30% de S/E Maipo.




- Las protecciones de distancia en S/E Buin, paños San Bernardo C1 y C2, detectan fallas monofásicas ocurridas en la línea 220 kV Maipo - La Candelaria en tercera zona. No obstante, esta zona ajustada en reversa no da orden de trip debido a que está configurada sólo para almacenar registros. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.10) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Central Antuco En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 10” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Antuco de los paños Generadores Antuco 1 y 2, al ocurrir fallas trifásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Charrúa - Central Antuco con ubicación de falla al 5% de S/E Central Antuco. - Las protecciones en S/E Central Antuco, paños Generadores Antuco 1 y 2, detectan fallas trifásicas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Central Antuco. No obstante, estas protecciones sólo se habilitan para dar orden de trip si los respectivos interruptores de 220 kV asociados a cada unidad se encuentran abiertos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central El Toro de los paños transformadores 220/13.8 kV, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Charrúa - Central Antuco con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Central Antuco. - Las protecciones en S/E Central El Toro, paños transformadores 220/13.8 kV, detectan fallas monofásicas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Central Antuco. No obstante, estas protecciones sólo se habilitan para dar orden de trip si los respectivos interruptores de 220 kV asociados a cada unidad se encuentran abiertos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.11) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Antuco En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 11” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Antuco de los paños Generadores Antuco 1 y 2, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Antuco, en el tramo Trupán - Central Antuco, con ubicación de falla entre el 5% y 15% de S/E Central Antuco.



- Las protecciones en S/E Central Antuco, paños Generadores Antuco 1 y 2, detectan fallas trifásicas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Antuco, en el tramo Trupán - Central Antuco. No obstante, estas protecciones se habilitan para dar orden de trip sólo si los respectivos interruptores de 220 kV asociados a cada unidad se encuentran abiertos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central El Toro de los paños transformadores 220/13.8 kV, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Antuco, en el tramo Trupán - Central Antuco, con ubicación de falla al 5% de S/E Central Antuco. - Las protecciones en S/E Central El Toro, paños transformadores 220/13.8 kV, detectan fallas monofásicas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Antuco, en el tramo Trupán - Central Antuco. No obstante, estas protecciones se habilitan para dar orden de trip sólo si los respectivos interruptores de 220 kV asociados a cada unidad se encuentran abiertos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.12) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Pangue En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 12” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central El Toro de los paños transformadores 220/13.8 kV, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Pangue, en el tramo Trupán - Central Pangue, con ubicación de falla entre el 5% y 60% de S/E Central Pangue. - Las protecciones en S/E Central El Toro, paños transformadores 220/13.8 kV, detectan fallas monofásicas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Trupán - Central Pangue, en el tramo Trupán - Central Pangue. No obstante, estas protecciones se habilitan para dar orden de trip sólo si los respectivos interruptores de 220 kV asociados a cada unidad se encuentran abiertos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.13) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Central Rucúe En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 13” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones:



a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Mampil de la línea 220 kV Mampil - Rucúe, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Charrúa - Central Rucúe con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Charrúa. Las tablas V.13.a.1, V.13.a.2, V.13.a.3 y V.13.a.4 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Rucúe 19.00 19.24 0.70 0.68 0.09 Z1, 0 seg S/E Central Rucúe, paño Charrúa 1.46 1.22 12.01 11.89 1.65 Z2, 0.45 seg S/E Central Mampil, paño Central Rucúe 0.58 0.30 6.18 5.99 1.50 67N, 0.31 seg

Tabla V.13.a.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Charrúa C1


- Las protecciones de distancia en S/E Charrúa, paño Central Rucúe, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Central Rucúe, paño Charrúa, operan en 0.45 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Central Rucúe se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente direccional en S/E Central Mampil, paño Central Rucúe, operaría de modo no selectivo en 0.31 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Rucúe 3.00 1.31 13.10 12.98 1.81 Z2, 0.45 seg S/E Central Rucúe, paño Charrúa 7.12 8.82 0.63 0.63 0.09 Z1, 0 seg S/E Central Mampil, paño Central Rucúe 1.14 1.49 1.26 1.22 0.32 67N, 0.13 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Charrúa, paño Central Rucúe, operan en 0.45 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Charrúa se realice en menor tiempo.



- Las protecciones de distancia en S/E Central Rucúe, paño Charrúa, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente direccional en S/E Central Mampil, paño Central Rucúe, posee un tiempo de paso reducido de 0.13 segundos, respecto de la protección operada en S/E Central Rucúe.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Quilleco 22.14 22.27 0.66 0.66 0.08 Z1, 0 seg S/E Central Quilleco, paño Charrúa 1.93 1.81 8.20 8.14 1.03 Z2, 0.45 seg S/E Central Mampil, paño Central Rucúe 0.67 0.32 4.84 4.71 1.13 67N, 0.29 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Charrúa, paño Central Quilleco, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Central Quilleco, paño Charrúa, operan en 0.45 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Central Quilleco se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente direccional en S/E Central Mampil, paño Central Rucúe, operaría de modo no selectivo en 0.29 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Central Quilleco, paño Central Rucúe 4.41 3.57 1.78 1.76 0.22 87L / Z1, 0 seg S/E Central Rucúe, paño Central Quilleco 6.79 7.64 0.62 0.61 0.08 87L / Z1, 0 seg S/E Central Mampil, paño Central Rucúe 1.24 1.60 0.96 0.93 0.24 67N, 0.12 seg



- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Central Quilleco, paño Central Rucúe, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Central Rucúe, paño Central Quilleco, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.



- Se aprecia que la protección de sobrecorriente direccional en S/E Central Mampil, paño Central Rucúe, posee un tiempo de paso reducido de 0.12 segundos, respecto de las protecciones operadas en las SS/EE Central Rucúe y Central Quilleco. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Peuchén de la línea 220 kV Peuchén - Mampil, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Charrúa - Central Rucúe con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Charrúa. Las tablas V.13.b.1, V.13.b.2, V.13.b.3 y V.13.b.4 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Rucúe 19.00 19.24 0.70 0.68 0.09 Z1, 0 seg S/E Central Rucúe, paño Charrúa 1.46 1.22 12.01 11.89 1.65 Z2, 0.45 seg S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 0.35 0.17 --- --- --- 67N, 0.94 seg

Tabla V.13.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Charrúa C1


- Las protecciones de distancia en S/E Charrúa, paño Central Rucúe, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Central Rucúe, paño Charrúa, operan en 0.45 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Central Rucúe se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Rucúe 3.00 1.31 13.10 12.98 1.81 Z2, 0.45 seg S/E Central Rucúe, paño Charrúa 7.12 8.82 0.63 0.63 0.09 Z1, 0 seg S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 0.67 0.83 --- --- --- 67N, 0.17 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Charrúa, paño Central Rucúe, operan en 0.45 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Charrúa se realice en menor tiempo.



- Las protecciones de distancia en S/E Central Rucúe, paño Charrúa, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente direccional en S/E Central Peuchén, paño Central Mampil, posee un tiempo de paso reducido de 0.17 segundos, respecto de la protección operada en S/E Central Rucúe.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Quilleco 22.14 22.27 0.66 0.66 0.08 Z1, 0 seg S/E Central Quilleco, paño Charrúa 1.93 1.81 8.20 8.14 1.03 Z2, 0.45 seg S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 0.41 0.18 --- --- --- 67N, 0.78 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Charrúa, paño Central Quilleco, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Central Quilleco, paño Charrúa, operan en 0.45 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Central Quilleco se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Central Quilleco, paño Central Rucúe 4.41 3.57 1.78 1.76 0.22 87L / Z1, 0 seg S/E Central Rucúe, paño Central Quilleco 6.79 7.64 0.62 0.61 0.08 87L / Z1, 0 seg S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 0.73 0.89 --- --- --- 67N, 0.17 seg



- Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Central Quilleco, paño Central Rucúe, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Como complemento a la actuación instantánea de la protección diferencial de línea, las protecciones de distancia en S/E Central Rucúe, paño Central Quilleco, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente direccional en S/E Central Peuchén, paño Central Mampil, posee un tiempo de paso reducido de 0.17 segundos, respecto de las protecciones operadas en las SS/EE Central Rucúe y Central Quilleco.



V.14) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Charrúa - Central Rucúe En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 14” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación secuencial no selectiva de las protecciones en S/E Central Peuchén de la línea 220 kV Peuchén - Mampil, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 220 kV Charrúa - Central Rucúe con ubicación de falla entre el 10% y 20% de S/E Charrúa. Las tablas V.14.a.1 y V.14.a.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:

Cortocircuito Monofásico (Previo a la apertura en primera zona desde S/E Charrúa)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Rucúe 10.36 10.27 2.07 2.05 0.29 Z1, 0 seg S/E Central Rucúe, paño Charrúa 1.71 1.81 10.74 10.64 1.48 Z2, 0.45 seg S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 0.27 0.20 --- --- --- 67N, 0.65 seg S/E Central Mampil, paño Central Rucúe 0.45 0.36 8.07 7.80 2.07 67N, 0.27 seg

Cortocircuito Monofásico (Posterior a la apertura en primera zona desde S/E Charrúa)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Rucúe --- --- --- --- --- --- S/E Central Rucúe, paño Charrúa 2.10 2.11 10.74 10.64 1.48 Z2, 0.45 seg S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 0.18 0.20 --- --- --- 67N, 0.65 seg S/E Central Mampil, paño Central Rucúe 0.31 0.36 11.64 11.26 2.95 67N, 0.27 seg

Tabla V.14.a.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 15% de S/E Charrúa C1 Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene:

- Las protecciones de distancia en S/E Central Rucúe, paño Charrúa, operan en 0.45 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Central Rucúe se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente direccional en S/E Central Mampil, paño Central Rucúe, operaría de modo no selectivo en 0.27 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.



Cortocircuito Monofásico (Previo a la apertura en primera zona desde S/E Charrúa)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Quilleco 16.77 16.83 1.33 1.32 0.17 Z1, 0 seg S/E Central Quilleco, paño Charrúa 2.19 2.28 7.65 7.59 0.96 Z2, 0.45 seg S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 0.37 0.21 --- --- --- 67N, 0.60 seg S/E Central Mampil, paño Central Rucúe 0.60 0.37 5.50 5.34 1.35 67N, 0.26 seg

Cortocircuito Monofásico (Posterior a la apertura en primera zona desde S/E Charrúa)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Charrúa, paño Central Quilleco --- --- --- --- --- --- S/E Central Quilleco, paño Charrúa 2.95 2.96 7.65 7.59 0.96 Z2, 0.45 seg S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 0.24 0.23 --- --- --- 67N, 0.51 seg S/E Central Mampil, paño Central Rucúe 0.40 0.41 8.81 8.52 2.25 67N, 0.24 seg

Tabla V.14.a.2: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Charrúa C2 Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene:

- Las protecciones de distancia en S/E Central Quilleco, paño Charrúa, operan en 0.45 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Central Quilleco se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente direccional en S/E Central Mampil, paño Central Rucúe, operaría de modo no selectivo en 0.24 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.15) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Central Antuco - Central El Toro En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 15” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Antuco de los paños Generadores Antuco 1 y 2, al ocurrir fallas trifásicas en ambos circuitos de la línea 220 kV Central Antuco - Central El Toro, con ubicación de falla entre el 85% y 95% de S/E Central El Toro. - Las protecciones en S/E Central Antuco, paños Generadores Antuco 1 y 2, detectan fallas trifásicas ocurridas en ambos circuitos de la línea 220 kV Central Antuco - Central El Toro. No obstante, estas protecciones se habilitan para dar orden de trip sólo si los respectivos interruptores de 220 kV asociados a cada unidad se encuentran abiertos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.



b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central El Toro de los paños transformadores 220/13.8 kV, al ocurrir fallas monofásicas en ambos circuitos de la línea 220 kV Central Antuco - Central El Toro, con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Central El Toro. - Las protecciones en S/E Central El Toro, paños transformadores 220/13.8 kV, detectan fallas monofásicas ocurridas en ambos circuitos de la línea 220 kV Central Antuco - Central El Toro. No obstante, estas protecciones se habilitan para dar orden de trip sólo si los respectivos interruptores de 220 kV asociados a cada unidad se encuentran abiertos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.16) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Colbún - Machicura En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 16” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E La Candelaria de ambos circuitos de la línea 220 kV Colbún - La Candelaria, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 220 kV Colbún - Machicura con ubicación de falla entre el 5% y 20% de S/E Machicura. La tabla V.16.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Colbún, paño Machicura 5.95 --- 1.35 1.31 0.33 Z2, 0.4 seg S/E Machicura, paño Colbún 0.71 --- 0.02 0.01 0.00 Z1, 0 seg

S/E La Candelaria, paño Colbún (C1 o C2) 2.27 --- 37.04 35.48 10.61 Z2, 0.4 seg

Tabla V.16.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Machicura

Luego, para fallas trifásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Colbún, paño Machicura, operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Colbún se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Machicura, paño Colbún, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que las protecciones de distancia en S/E La Candelaria, paños Colbún C1 y C2, ajustada en los relés 7SA513, operarían de modo no selectivo en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.



b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E La Candelaria de ambos circuitos de la línea 220 kV Colbún - La Candelaria, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 220 kV Colbún - Machicura con ubicación de falla entre el 5% y 45% de S/E Machicura. La tabla V.16.b.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Colbún, paño Machicura 7.00 6.08 1.35 1.31 0.33 Z2, 0.4 seg S/E Machicura, paño Colbún 1.16 2.09 0.02 0.01 0.00 Z1, 0 seg

S/E La Candelaria, paño Colbún (C1 o C2) 1.57 0.22 63.03 61.47 13.94 Z2, 0.4 seg

Tabla V.16.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Machicura

Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Colbún, paño Machicura, operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Colbún se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Machicura, paño Colbún, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que las protecciones de distancia en S/E La Candelaria, paños Colbún C1 y C2, ajustada en los relés 7SA513, operarían de modo no selectivo en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.17) Fallas ocurridas en la línea 220 kV Central Peuchén - Central Mampil En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 17” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Mampil de los paños transformadores 220/13.8 kV, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 220 kV Central Peuchén - Central Mampil con ubicación de falla entre el 5% y 10% de S/E Central Peuchén. La tabla V.17.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 1.32 2.44 --- --- --- 87L, 0 seg S/E Central Mampil, paño Central Peuchén 4.63 3.52 --- --- --- 87L, 0 seg S/E Central Mampil, paños transformadores 220/13.8 kV 0.33 0.60 --- --- --- 51N, 0.3 seg

Tabla V.17.a.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Central Peuchén


- La protección diferencial de línea en S/E Central Peuchén, paño Central Mampil, opera en tiempo instantáneo. - La protección diferencial de línea en S/E Central Mampil, paño Central Peuchén, opera en tiempo instantáneo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Mampil de los paños transformadores 220/13.8 kV, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 220 kV Central Peuchén - Central Mampil con ubicación de falla al 95% de S/E Central Peuchén. La tabla V.17.b.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Central Peuchén, paño Central Mampil 1.18 2.06 --- --- --- 87L, 0 seg S/E Central Mampil, paño Central Peuchén 5.58 4.71 --- --- --- 87L, 0 seg S/E Central Mampil, paños transformadores 220/13.8 kV 0.42 0.81 --- --- --- 51N, 0.26 seg

Tabla V.17.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Central Peuchén


- La protección diferencial de línea en S/E Central Peuchén, paño Central Mampil, opera en tiempo instantáneo. - La protección diferencial de línea en S/E Central Mampil, paño Central Peuchén, opera en tiempo instantáneo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.18) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Alto Jahuel - Rancagua - Itahue C1 En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 18” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones:



a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Sauzal del paño de línea Sauzal - Tap Minera Valle Central, al ocurrir fallas trifásicas y monofásicas en la línea 154 kV Alto Jahuel - Rancagua - Itahue C1. - Las protecciones citadas en S/E Sauzal se modelaron por error en el lado de 154 kV del transformador 154/110 kV, siendo su ubicación real en el lado de 110 kV del mismo equipo, protegiendo tanto el transformador como la línea de 154 kV Sauzal - Rancagua. Luego, no se detectan problemas de coordinación de las protecciones de S/E Sauzal. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.19) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Alto Jahuel - Rancagua - Itahue C2 En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 19” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Sauzal del paño de línea Sauzal - Tap Minera Valle Central, al ocurrir fallas trifásicas y monofásicas en la línea 154 kV Alto Jahuel - Rancagua - Itahue C2. - Las protecciones citadas en S/E Sauzal se modelaron por error en el lado de 154 kV del transformador 154/110 kV, siendo su ubicación real en el lado de 110 kV del mismo equipo, protegiendo tanto el transformador como la línea de 154 kV Sauzal - Rancagua. Luego, no se detectan problemas de coordinación de las protecciones de S/E Sauzal. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.20) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Bocamina - Coronel - Hualpén En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 20” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Petropower del paño transformador 154/66/20 kV en 66 kV, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 154 kV Bocamina - Hualpén - Coronel, en el tramo Bocamina - Quiñenco, con ubicación de falla al 5% y al 95% de S/E Quiñenco. Las tablas V.20.a.1 y V.20.a.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Hualpén, paño Quiñenco 4.00 2.07 5.90 5.70 1.52 Z2, 0.4 seg S/E Central Bocamina, paño Quiñenco 2.75 3.61 0.10 0.09 0.02 Z1, 0 seg S/E Coronel, paño Quiñenco 1.78 3.01 --- --- --- 51, 1.44 seg S/E Central Petropower, paño transformador 154/66 kV 0.78 0.13 --- --- --- 51N, 0.05 seg

Tabla V.20.a.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Quiñenco


- Las protecciones de distancia en S/E Hualpén, paño Quiñenco, operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - La protección de distancia en S/E Central Bocamina, paño Quiñenco, opera en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - La protección de sobrecorriente en S/E Coronel, paño Quiñenco, opera en 1.44 segundos. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente residual en 66 kV de S/E Central Petropower, paño transformador 154/66/20 kV, opera de modo no selectivo en 0.05 segundos.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla V.20.a.2: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Quiñenco


- Las protecciones de distancia en S/E Hualpén, paño Quiñenco, operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - La protección de distancia en S/E Central Bocamina, paño Quiñenco, opera en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - La protección de sobrecorriente en S/E Coronel, paño Quiñenco, opera en 1.23 segundos. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente residual en 66 kV de S/E Central Petropower, paño transformador 154/66/20 kV, opera de modo no selectivo en 0.06 segundos. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Petropower del paño transformador 154/66/20 kV en 66 kV, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 154 kV Bocamina - Hualpén - Coronel, en el tramo Fopaco - Quiñenco, con ubicación de falla al 30% y al 95% de S/E Hualpén.



Las tablas V.20.b.1 y V.20.b.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla V.20.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 30% de S/E Hualpén




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla V.20.b.2: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Hualpén





c) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Horcones de la línea 66 kV Coronel - Horcones N°2, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 154 kV Bocamina - Hualpén - Coronel, en el tramo Bocamina - Quiñenco, con ubicación de falla al 5% y al 95% de S/E Quiñenco. Las tablas V.20.c.1 y V.20.c.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Hualpén, paño Quiñenco 4.00 2.07 5.90 5.70 1.52 Z2, 0.4 seg S/E Central Bocamina, paño Quiñenco 2.75 3.61 0.10 0.09 0.02 Z1, 0 seg S/E Coronel, paño Quiñenco 1.78 3.01 --- --- --- 51, 1.44 seg S/E Horcones, paño Coronel N°2 0.59 0.00 --- --- --- ---

Tabla V.20.c.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Quiñenco


- Las protecciones de distancia en S/E Hualpén, paño Quiñenco, operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - La protección de distancia en S/E Central Bocamina, paño Quiñenco, opera en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - La protección de sobrecorriente en S/E Coronel, paño Quiñenco, opera en 1.44 segundos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla V.20.c.2: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Quiñenco





d) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Horcones de la línea 66 kV Coronel - Horcones N°2, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 154 kV Bocamina - Hualpén - Coronel, en el tramo Fopaco - Quiñenco, con ubicación de falla al 30% y al 95% de S/E Hualpén. Las tablas V.20.d.1 y V.20.d.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


Tabla V.20.d.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 30% de S/E Hualpén




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés







e) Operación no selectiva de las protecciones en S/E San Vicente de ambos circuitos de la línea 154 kV San Vicente - Hualpén, al ocurrir fallas monofásicas en la línea 154 kV Bocamina - Hualpén - Coronel, en el tramo Hualpén - Mapal, con ubicación de falla al 5% de S/E Hualpén. La tabla V.20.e.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Hualpén, paño Quiñenco 11.63 12.83 0.14 0.13 0.04 Z1, 0 seg S/E Central Bocamina, paño Quiñenco 1.55 0.56 1.38 1.33 0.35 67, 0.54 seg S/E Coronel, paño Quiñenco 0.54 0.48 --- --- --- 51, 4.12 seg S/E San Vicente, paños Hualpén 2.54 1.49 0.26 0.24 0.08 --- S/E Central Petropower, paño transformador 154/66 kV 1.78 0.79 --- --- --- 51N, 0.01 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Hualpén, paño Quiñenco, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - La protección de sobrecorriente en S/E Central Bocamina, paño Quiñenco, opera en 0.54 segundos. - La protección de sobrecorriente en S/E Coronel, paño Quiñenco, opera en 4.12 segundos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. - No obstante, se aprecia que la protección de sobrecorriente residual en 66 kV de S/E Central Petropower, paño transformador 154/66/20 kV, opera de modo no selectivo en 0.01 segundos.

V.21) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Hualpén - San Vicente En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 21” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Petropower del paño transformador 154/66/20 kV en 66 kV, al ocurrir fallas trifásicas en el circuito N°1 de la línea 154 kV San Vicente - Hualpén con ubicación de falla entre el 80% y 95% de S/E San Vicente, y al ocurrir fallas trifásicas en el circuito N°2 de la línea 154 kV San Vicente - Hualpén con ubicación de falla entre el 60% y 95% de S/E San Vicente. La tabla V.21.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E San Vicente, paño Hualpén 3.00 --- 0.14 0.14 0.04 67, 0.43 seg S/E Hualpén, paño San Vicente 7.81 --- 0.13 0.12 0.03 Z1, 0 seg S/E Central Petropower, paño transformador 154/66 kV 1.84 --- --- --- --- 50, 0.1 seg

Tabla V.21.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E San Vicente


- Las protecciones de distancia en S/E Hualpén, paño San Vicente C1, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - La protección de sobrecorriente en S/E San Vicente, paño Hualpén C1, opera en 0.43 segundos. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en 66 kV de S/E Central Petropower, paño transformador 154/66/20 kV, posee un tiempo de paso reducido de 0.1 segundos, respecto de la protección operada en S/E Hualpén. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Petropower del paño transformador 154/66/20 kV en 66 kV, al ocurrir fallas monofásicas en el circuito N°1 de la línea 154 kV San Vicente - Hualpén con ubicación de falla entre el 5% y 15% de S/E San Vicente. La tabla V.21.b.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E San Vicente, paño Hualpén 9.13 8.89 0.016 0.015 0.00 Z1, 0 seg S/E Hualpén, paño San Vicente 4.25 4.49 1.13 1.09 0.29 Z2, 0.4 seg S/E Central Petropower, paño transformador 154/66 kV 1.58 0.57 --- --- --- 51N, 0.1 seg

Tabla V.21.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E San Vicente


- Las protecciones de distancia en S/E Hualpén, paño San Vicente C1, operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Hualpén se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E San Vicente, paño Hualpén C1, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente residual en 66 kV de S/E Central Petropower, paño transformador 154/66/20 kV, opera de modo no selectivo en 0.1 segundos, respecto de la protección operada en S/E Hualpén.



c) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Horcones de la línea 66 kV Coronel - Horcones N°2, al ocurrir fallas trifásicas en el circuito N°1 de la línea 154 kV San Vicente - Hualpén con ubicación de falla entre el 90% y 95% de S/E San Vicente. La tabla V.21.c.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E San Vicente, paño Hualpén 3.00 --- 0.14 0.14 0.04 67, 0.43 seg S/E Hualpén, paño San Vicente 7.81 --- 0.13 0.12 0.03 Z1, 0 seg S/E Horcones, paño Coronel N°2 0.59 --- --- --- --- ---

Tabla V.21.c.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 90% de S/E San Vicente


- Las protecciones de distancia en S/E Hualpén, paño San Vicente C1, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - La protección de sobrecorriente en S/E San Vicente, paño Hualpén C1, opera en 0.43 segundos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. d) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Hualpén del paño transformador 220/154/66 kV en 154 kV, al ocurrir fallas monofásicas en el circuito N°1 de la línea 154 kV San Vicente - Hualpén con ubicación de falla entre el 5% y 15% de S/E San Vicente. La tabla V.21.d.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E San Vicente, paño Hualpén 9.13 8.89 0.016 0.015 0.00 Z1, 0 seg S/E Hualpén, paño San Vicente 4.25 4.49 1.13 1.09 0.29 Z2, 0.4 seg S/E Hualpén, paño transformador 220/154 kV 4.61 6.78 --- --- --- 50, 0.4 seg

Tabla V.21.d.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E San Vicente


- Las protecciones de distancia en S/E Hualpén, paño San Vicente C1, operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Hualpén se realice en menor tiempo.



- Las protecciones de distancia en S/E San Vicente, paño Hualpén C1, operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en 154 kV de S/E Hualpén, paño transformador 220/154/66 kV, ajustada en el relé KCGG142, operaría de modo no selectivo en 0.4 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.22) Fallas ocurridas en la línea 154 kV Concepción - San Vicente En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 22” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación secuencial no selectiva de las protecciones en S/E Concepción del paño transformador 220/154/13.2 kV en 154 kV, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 154 kV Concepción - San Vicente con ubicación de falla entre el 1% y 12% de S/E San Vicente. La tabla V.22.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:

Cortocircuito Monofásico (Previo a la apertura en primera zona desde S/E San Vicente)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E San Vicente, paño Concepción (C1 o C2) 9.18 9.41 0.04 0.03 0.01 Z1, 0 seg S/E Concepción, paño San Vicente (C1 o C2) 3.74 3.51 0.38 0.36 0.13 Z2, 0.5 seg S/E Concepción, paño transformador 220/154 kV 4.10 5.15 --- --- --- 51N, 0.54 seg

Cortocircuito Monofásico (Posterior a la apertura en primera zona desde S/E San Vicente) Ia

[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E San Vicente, paño Concepción (C1 o C2) --- --- --- --- --- --- S/E Concepción, paño San Vicente (C1 o C2) 6.95 6.95 0.38 0.36 0.13 Z2, 0.5 seg S/E Concepción, paño transformador 220/154 kV 3.48 5.81 --- --- --- 51N, 0.49 seg

Tabla V.22.a.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E San Vicente (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E San Vicente, paños Concepción (C1 o C2), operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Concepción, paños San Vicente (C1 o C2), operan en 0.5 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Concepción se realice en menor tiempo.



- Se aprecia que la protección de sobrecorriente residual en 154 kV de S/E Concepción, paño transformador 220/154/13.2 kV, ajustada en el relé IFC, operaría de modo no selectivo en 0.49 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación secuencial no selectiva de las protecciones en S/E Central Petropower del paño transformador 154/66/20 kV en 66 kV, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 154 kV Concepción - San Vicente con ubicación de falla entre el 1% y 12% de S/E San Vicente. La tabla V.22.b.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:

Cortocircuito Monofásico (Previo a la apertura en primera zona desde S/E San Vicente)

Ia [kA]

3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E San Vicente, paño Concepción (C1 o C2) 9.18 9.41 0.04 0.03 0.01 Z1, 0 seg S/E Concepción, paño San Vicente (C1 o C2) 3.74 3.51 0.38 0.36 0.13 Z2, 0.5 seg S/E Central Petropower, paño transformador 154/66 kV 1.48 0.48 --- --- --- 51N, 0.1 seg

Cortocircuito Monofásico (Posterior a la apertura en primera zona desde S/E San Vicente) Ia

[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E San Vicente, paño Concepción (C1 o C2) --- --- --- --- --- --- S/E Concepción, paño San Vicente (C1 o C2) 6.95 6.95 0.38 0.36 0.13 Z2, 0.5 seg S/E Central Petropower, paño transformador 154/66 kV 0.60 0.03 --- --- --- 51N, 0.24 seg

Tabla V.22.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E San Vicente (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E San Vicente, paños Concepción (C1 o C2), operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Concepción, paños San Vicente (C1 o C2), operan en 0.5 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Concepción se realice en menor tiempo. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente residual en 66 kV de S/E Central Petropower, paño transformador 154/66/20 kV, posee un tiempo de paso reducido de 0.1 segundos respecto de la protección operada en S/E San Vicente. Además operaría de modo no selectivo en 0.24 segundos respecto de la protección operada en S/E Concepción con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea.



V.23) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Huasco - Maitencillo En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 23” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Huasco de uno de los circuitos de la línea 110 kV Huasco - Maitencillo, al ocurrir fallas trifásicas en el otro circuito con ubicación de falla entre al 95% de S/E Huasco. La tabla V.23.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Huasco (C1 o C2) 3.55 --- 0.05 0.04 0.03 Z1, 0 seg S/E Huasco, paño Maitencillo (C1 o C2) 0.77 --- 1.28 1.02 0.77 Z3, 1 seg S/E Huasco, paño Maitencillo (C2 o C1) 0.56 --- 1.75 1.41 1.04 Z3, 1 seg

Tabla V.23.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Huasco


- Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo, paños Huasco (C1 o C2), operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Huasco, paños Maitencillo (C1 o C2), operan en 1 segundo detectando la falla en tercera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Huasco, paños Maitencillo (C2 o C1), detectan la falla en tercera zona. No obstante, con la apertura en el extremo Maitencillo, sus zonas de operación no están ajustadas para dar orden de trip en dirección reversa. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Huasco de uno de los circuitos de la línea 110 kV Huasco - Maitencillo, al ocurrir fallas monofásicas en el otro circuito con ubicación de falla entre el 90% y 95% de S/E Huasco. La tabla V.23.b.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Maitencillo, paño Huasco (C1 o C2) 3.70 3.73 0.10 0.08 0.06 Z1, 0 seg S/E Huasco, paño Maitencillo (C1 o C2) 0.94 0.92 1.21 0.97 0.73 67N, 0.48 seg S/E Huasco, paño Maitencillo (C2 o C1) 0.49 0.47 2.41 1.89 1.49 67N, 0.61 seg

Tabla V.23.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 90% de S/E Huasco



Luego, para fallas monofásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Maitencillo, paños Huasco (C1 o C2), operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de sobrecorriente residuales en S/E Huasco, paños Maitencillo (C1 o C2), operan en 0.48 segundos. - Las protecciones de sobrecorriente residuales en S/E Huasco, paños Maitencillo (C2 o C1), detectan esta falla. No obstante, con la apertura en el extremo Maitencillo, estas protecciones no dan orden de trip en dirección reversa. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.24) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza C1 En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 24” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Los Quilos de los paños Generadores Los Quilos I y II, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza N°1 con ubicación de falla entre el 5% y 70% de S/E Esperanza. Las tablas V.24.a.1 y V.24.a.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Esperanza, paños Los Maquis - Aconcagua 0.77 --- 0.14 0.12 0.07 Z1, 0 seg S/E Los Maquis, paños Esperanza - Aconcagua 1.10 --- 2.35 2.05 1.15 Z2, 1.4 seg S/E Aconcagua, paños Los Maquis - Esperanza 0.37 --- 12.04 10.38 6.10 Z2, 1.8 seg

S/E Los Quilos, paños Generadores I y II 1.71 --- --- --- --- 51, 2.33 seg

Tabla V.24.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Esperanza C1

Luego, para fallas trifásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Esperanza C1 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C1 operan en 1.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Los Maquis se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C1 operan en 1.8 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Aconcagua se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.



- Cabe destacar que los tiempos de operación para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua son elevados. Ante esto, la empresa propietaria de estas instalaciones señala que estudiará la posibilidad de disminuir la temporización de estos ajustes.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Esperanza, paños Los Maquis - Aconcagua 0.01 --- 69.86 54.66 43.51 --- S/E Los Maquis, paños Esperanza - Aconcagua 3.67 --- 0.38 0.33 0.19 Z2, 1.4 seg S/E Aconcagua, paños Los Maquis - Esperanza 0.68 --- 3.84 3.36 1.85 Z2, 1.8 seg



Luego, para fallas trifásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C1 operan en 1.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Los Maquis se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C1 operan en 1.8 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Aconcagua se realice en menor tiempo. - Se aprecia que las protecciones de sobrecorriente de fases en S/E Los Quilos, paños Generadores Los Quilos I y II, ajustadas en los relés CDG, operarían de modo no selectivo en 0.82 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. - Cabe destacar que los tiempos de operación para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua son elevados. Ante esto, la empresa propietaria de estas instalaciones señala que estudiará la posibilidad de disminuir la temporización de estos ajustes. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Los Quilos de los paños transformadores 66/6.6 kV en 6.6 kV, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza N°1 con ubicación de falla entre el 5% y 70% de S/E Esperanza. Las tablas V.24.b.1 y V.24.b.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


S/E Los Quilos, paños transformadores 66/6.6 kV 1 y 2 1.71 --- --- --- --- 51, 2.33 seg

Tabla V.24.b.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Esperanza C1

Luego, para fallas trifásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Esperanza C1 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C1 operan en 1.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Los Maquis se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C1 operan en 1.8 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Aconcagua se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. - Cabe destacar que los tiempos de operación para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua son elevados. Ante esto, la empresa propietaria de estas instalaciones señala que estudiará la posibilidad de disminuir la temporización de estos ajustes.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Esperanza, paños Los Maquis - Aconcagua 0.01 --- 69.86 54.66 43.51 --- S/E Los Maquis, paños Esperanza - Aconcagua 3.67 --- 0.38 0.33 0.19 Z2, 1.4 seg S/E Aconcagua, paños Los Maquis - Esperanza 0.68 --- 3.84 3.36 1.85 Z2, 1.8 seg

S/E Los Quilos, paños transformadores 66/6.6 kV 1 y 2 2.87 --- --- --- --- 51, 0.82 seg S/E Los Quilos, paño transformador 66/6.6 kV 3 3.06 --- --- --- --- 51, 0.95 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C1 operan en 1.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Los Maquis se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C1 operan en 1.8 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Aconcagua se realice en menor tiempo.



- Se aprecia que las protecciones de sobrecorriente de fases en S/E Los Quilos, paños transformadores 66/6.6 kV N°1 y N°2 en 6.6 kV, ajustadas en los relés CDG, operarían de modo no selectivo en 0.82 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Se aprecia que la protección de sobrecorriente de fases en S/E Los Quilos, paño transformador 66/6.6 kV N°3 en 6.6 kV, ajustada en el relé CDG, operaría de modo no selectivo en 0.95 segundos con ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. - Cabe destacar que los tiempos de operación para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua son elevados. Ante esto, la empresa propietaria de estas instalaciones señala que estudiará la posibilidad de disminuir la temporización de estos ajustes. c) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Chacabuquito de los paños de cada uno de los generadores de esta central, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza N°1 con ubicación de falla entre el 5% y 70% de S/E Esperanza. Las tablas V.24.c.1 y V.24.c.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Esperanza, paños Los Maquis - Aconcagua 0.77 --- 0.14 0.12 0.07 Z1, 0 seg S/E Los Maquis, paños Esperanza - Aconcagua 1.10 --- 2.35 2.05 1.15 Z2, 1.4 seg S/E Aconcagua, paños Los Maquis - Esperanza 0.37 --- 12.04 10.38 6.10 Z2, 1.8 seg S/E Central Chacabuquito, paños generadores 0.37 --- --- --- --- ---

Tabla V.24.c.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Esperanza C1


- Las protecciones de distancia en S/E Esperanza C1 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C1 operan en 1.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Los Maquis se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C1 operan en 1.8 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Aconcagua se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. - Cabe destacar que los tiempos de operación para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua son elevados. Ante esto, la empresa propietaria de estas instalaciones señala que estudiará la posibilidad de disminuir la temporización de estos ajustes.




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Esperanza, paños Los Maquis - Aconcagua 0.01 --- 69.86 54.66 43.51 --- S/E Los Maquis, paños Esperanza - Aconcagua 3.67 --- 0.38 0.33 0.19 Z2, 1.4 seg S/E Aconcagua, paños Los Maquis - Esperanza 0.68 --- 3.84 3.36 1.85 Z2, 1.8 seg S/E Central Chacabuquito, paños generadores 0.54 --- --- --- --- ---



- Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C1 operan en 1.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Los Maquis se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C1 operan en 1.8 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Aconcagua se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. - Cabe destacar que los tiempos de operación para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua son elevados. Ante esto, la empresa propietaria de estas instalaciones señala que estudiará la posibilidad de disminuir la temporización de estos ajustes.

V.25) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza C2 En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 25” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Los Quilos de los paños Generadores Los Quilos I y II, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza N°2 con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Esperanza. Las tablas V.25.a.1 y V.25.a.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés








[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Esperanza, paños Los Maquis - Aconcagua 0.01 --- 3719 -3302 -1712 --- S/E Los Maquis, paños Esperanza - Aconcagua 3.00 --- 0.21 0.20 0.08 Z1, 0 seg S/E Aconcagua, paños Los Maquis - Esperanza 3.05 --- 0.16 0.15 0.06 Z1, 0 seg



Luego, para fallas trifásicas en esta ubicación se tiene: - Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C2 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C2 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Los Quilos de los paños transformadores 66/6.6 kV en 6.6 kV, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza N°2 con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Esperanza. Las tablas V.25.b.1 y V.25.b.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés


S/E Los Quilos, paños transformadores 66/6.6 kV 1 y 2 1.70 --- --- --- --- 51, 2.34 seg




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Esperanza, paños Los Maquis - Aconcagua 0.01 --- 3719 -3302 -1712 --- S/E Los Maquis, paños Esperanza - Aconcagua 3.00 --- 0.21 0.20 0.08 Z1, 0 seg S/E Aconcagua, paños Los Maquis - Esperanza 3.05 --- 0.16 0.15 0.06 Z1, 0 seg

S/E Los Quilos, paños transformadores 66/6.6 kV 1 y 2 3.75 --- --- --- --- 51, 0.65 seg S/E Los Quilos, paño transformador 66/6.6 kV 3 3.99 --- --- --- --- 51, 0.71 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C2 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C2 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.



c) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Chacabuquito de los paños de cada uno de los generadores de esta central, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 110 kV Aconcagua - Esperanza N°2 con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Esperanza. Las tablas V.25.c.1 y V.25.c.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Esperanza, paños Los Maquis - Aconcagua 0.82 --- 0.15 0.13 0.07 Z1, 0 seg S/E Los Maquis, paños Esperanza - Aconcagua 0.98 --- 2.64 2.30 1.31 Z2, 1.4 seg S/E Aconcagua, paños Los Maquis - Esperanza 0.37 --- 12.20 10.50 6.20 Z2, 1.8 seg S/E Central Chacabuquito, paños generadores 0.37 --- --- --- --- ---



- Las protecciones de distancia en S/E Esperanza C2 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C2 operan en 1.4 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Los Maquis se realice en menor tiempo. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C2 operan en 1.8 segundos detectando la falla en segunda zona, retardo relacionado con la ausencia de teleprotecciones habilitadas en esta línea. No obstante, la activación de las teleprotecciones permite que el despeje de esta falla desde S/E Aconcagua se realice en menor tiempo. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. - Cabe destacar que los tiempos de operación para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua son elevados. Ante esto, la empresa propietaria de estas instalaciones señala que estudiará la posibilidad de disminuir la temporización de estos ajustes.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Esperanza, paños Los Maquis - Aconcagua 0.01 --- 3719 -3302 -1712 --- S/E Los Maquis, paños Esperanza - Aconcagua 3.00 --- 0.21 0.20 0.08 Z1, 0 seg S/E Aconcagua, paños Los Maquis - Esperanza 3.05 --- 0.16 0.15 0.06 Z1, 0 seg S/E Central Chacabuquito, paño Chacabuquito 0.64 --- --- --- --- ---





- Las protecciones de distancia en S/E Los Maquis C2 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Aconcagua C2 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.26) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Agua Santa - Laguna Verde En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 26” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Miraflores de ambos circuitos de la línea 110 kV Miraflores - Agua Santa, al ocurrir fallas trifásicas en uno de los circuitos de la línea 110 kV Agua Santa - Laguna Verde con ubicación de falla entre el 5% y 45% de S/E Agua Santa. Las tablas V.26.a.1 y V.26.a.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Agua Santa, paño Laguna Verde (C1 o C2) 9.63 --- 3.55 3.30 1.32 Z1, 0 seg S/E Miraflores, paño Agua Santa (C1 o C2) 2.42 --- --- --- --- 67, 0.5 seg

Tabla V.26.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 45% de S/E Agua Santa (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Agua Santa (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Agua Santa, paño Laguna Verde (C1 o C2) 15.06 --- 0.34 0.34 0.05 Z1, 0 seg S/E Miraflores, paño Agua Santa (C1 o C2) 3.79 --- --- --- --- 67, 0.5 seg

Tabla V.26.a.2: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Agua Santa (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Agua Santa (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.



- Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E San Pedro de ambos circuitos de la línea 110 kV San Pedro - Miraflores, al ocurrir fallas trifásicas en uno de los circuitos de la línea 110 kV Agua Santa - Laguna Verde con ubicación de falla entre el 5% y 45% de S/E Agua Santa. Las tablas V.26.b.1 y V.26.b.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Agua Santa, paño Laguna Verde (C1 o C2) 9.63 --- 3.55 3.30 1.32 Z1, 0 seg S/E San Pedro, paño Miraflores (C1 o C2) 1.18 --- 7.26 6.32 3.57 67, 2 seg

Tabla V.26.b.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 45% de S/E Agua Santa (C1 o C2)




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Agua Santa, paño Laguna Verde (C1 o C2) 15.06 --- 0.34 0.34 0.05 Z1, 0 seg S/E San Pedro, paño Miraflores (C1 o C2) 1.85 --- 3.78 3.44 1.56 67, 0.6 seg

Tabla V.26.b.2: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Agua Santa (C1 o C2)



V.27) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Chena - Cerro Navia En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 27” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones:



a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Ochagavía de ambos circuitos de la línea 110 kV Ochagavía - Chena, al ocurrir fallas trifásicas en uno de los circuitos de la línea 110 kV Chena - Cerro Navia con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Cerro Navia. Las tablas V.27.a.1 y V.27.a.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Cerro Navia, paño Chena (C1 o C2) 28.35 --- 0.08 0.08 0.02 Z1, 0 seg S/E Chena, paño Cerro Navia (C1 o C2) 5.62 --- 4.35 4.20 1.13 Z2, 0.4 seg S/E Ochagavía, paño Chena (C1 o C2) 1.48 --- 4.59 4.38 1.37 ---

Tabla V.27.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Cerro Navia (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Cerro Navia (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Chena (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Cerro Navia, paño Chena (C1 o C2) 7.13 --- 1.76 1.70 0.46 Z2, 0.4 seg S/E Chena, paño Cerro Navia (C1 o C2) 22.01 --- 0.16 0.16 0.02 Z1, 0 seg S/E Ochagavía, paño Chena (C1 o C2) 2.33 --- 0.99 0.97 0.20 Z2, 0.4 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Cerro Navia (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Las protecciones de distancia en S/E Chena (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Renca del paño transformador 110/15.75 kV N°2 en 110 kV, al ocurrir fallas trifásicas en uno de los circuitos de la línea 110 kV Chena - Cerro Navia con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Cerro Navia. Las tablas V.27.b.1 y V.27.b.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Cerro Navia, paño Chena (C1 o C2) 28.35 --- 0.08 0.08 0.02 Z1, 0 seg S/E Chena, paño Cerro Navia (C1 o C2) 5.62 --- 4.35 4.20 1.13 Z2, 0.4 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 1 3.81 --- --- --- --- 50, 0.04 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 2 3.55 --- --- --- --- 50, 0.04 seg

Tabla V.27.b.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Cerro Navia (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Cerro Navia (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Chena (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Se aprecia que las protecciones de sobrecorriente de fases en 110 kV de S/E Renca, paños transformadores 110/15.75 kV N°1 y N°2, ajustadas en los relés KCGG110 poseen un tiempo de paso insuficiente de 0.04 segundos, respecto de la protección operada en S/E Cerro Navia.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Cerro Navia, paño Chena (C1 o C2) 7.13 --- 1.76 1.70 0.46 Z2, 0.4 seg S/E Chena, paño Cerro Navia (C1 o C2) 22.01 --- 0.16 0.16 0.02 Z1, 0 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 1 2.31 --- --- --- --- 50, 0.04 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 2 2.15 --- --- --- --- 50, 0.04 seg

Tabla V.27.b.2: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Cerro Navia (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Cerro Navia (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Las protecciones de distancia en S/E Chena (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que las protecciones de sobrecorriente de fases en 110 kV de S/E Renca, paños transformadores 110/15.75 kV N°1 y N°2, ajustadas en los relés KCGG110 operan de modo no selectivo en 0.04 segundos.

V.28) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Renca - Cerro Navia En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 28” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Renca del paño transformador 110/15.75 kV N°1 en 110 kV, al ocurrir fallas trifásicas en uno de los circuitos de la línea 110 kV Renca - Cerro Navia con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Cerro Navia.



Las tablas V.28.a.1 y V.28.a.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Cerro Navia, paño Renca (C1 o C2) 30.97 --- 0.03 0.03 0.00 Z1, 0 seg S/E Renca, paño Cerro Navia (C1 o C2) 4.88 --- 0.63 0.62 0.08 Z1, 0 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 1 4.12 --- --- --- --- 50, 0.04 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 2 3.84 --- --- --- --- 50, 0.04 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Cerro Navia (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Renca (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que las protecciones de sobrecorriente de fases en 110 kV de S/E Renca, paños transformadores 110/15.75 kV N°1 y N°2, ajustadas en los relés KCGG110 poseen un tiempo de paso insuficiente de 0.04 segundos, respecto de la protección operada en S/E Renca.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Cerro Navia, paño Renca (C1 o C2) 12.38 --- 0.63 0.62 0.08 Z1, 0 seg S/E Renca, paño Cerro Navia (C1 o C2) 19.20 --- 0.03 0.03 0.00 Z1, 0 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 1 4.38 --- --- --- --- 50, 0.04 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 2 4.08 --- --- --- --- 50, 0.04 seg



- Las protecciones de distancia en S/E Cerro Navia (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Renca (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Se aprecia que las protecciones de sobrecorriente de fases en 110 kV de S/E Renca, paños transformadores 110/15.75 kV N°1 y N°2, ajustadas en los relés KCGG110 poseen un tiempo de paso insuficiente de 0.04 segundos, respecto de la protección operada en S/E Renca. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Renca del paño transformador 110/15.75 kV N°1 en 110 kV, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 110 kV Renca - Cerro Navia con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Cerro Navia.



Las tablas V.28.b.1 y V.28.b.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Cerro Navia, paño Renca (C1 o C2) 33.69 32.60 0.03 0.03 0.00 Z1, 0 seg S/E Renca, paño Cerro Navia (C1 o C2) 5.84 6.93 0.63 0.62 0.08 Z1, 0 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 1 4.10 3.44 --- --- --- 50, 0.04 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 2 4.03 3.70 --- --- --- 50, 0.04 seg

Tabla V.28.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Cerro Navia (C1 o C2)




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Cerro Navia, paño Renca (C1 o C2) 11.82 8.11 0.63 0.62 0.08 Z1, 0 seg S/E Renca, paño Cerro Navia (C1 o C2) 22.89 26.62 0.03 0.03 0.00 Z1, 0 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 1 5.08 5.88 --- --- --- 50, 0.04 seg S/E Renca, paño transformador 110/15.75 kV 2 5.06 6.32 --- --- --- 50, 0.04 seg

Tabla V.28.b.2: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Cerro Navia (C1 o C2)





V.29) Fallas ocurridas en la línea 110 kV Ochagavía - Chena En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 29” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Ochagavía de uno de los circuitos de la línea 110 kV Ochagavía - Chena, al ocurrir fallas trifásicas en el otro circuito con ubicación de falla entre el 85% y 95% de S/E Ochagavía. Las tablas V.29.a.1 y V.29.a.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ochagavía, paño Chena (C1 o C2) 4.44 --- 0.47 0.46 0.09 Z1, 0 seg S/E Chena, paño Ochagavía (C1 o C2) 20.56 --- 0.34 0.33 0.07 Z1, 0 seg S/E Ochagavía, paño Chena (C2 o C1) 0.47 --- 4.44 4.13 1.63 Z3, 1 seg

Tabla V.29.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 85% de S/E Ochagavía (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Ochagavía (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Chena (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ochagavía, paño Chena (C1 o C2) 3.15 --- 0.56 0.55 0.11 Z2, 0.4 seg S/E Chena, paño Ochagavía (C1 o C2) 23.68 --- 0.11 0.11 0.02 Z1, 0 seg S/E Ochagavía, paño Chena (C2 o C1) 1.75 --- 1.07 0.99 0.23 Z2, 0.4 seg

Tabla V.29.a.2: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Ochagavía (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Ochagavía (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Las protecciones de distancia en S/E Chena (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Ochagavía (C2 o C1), detectan la falla en segunda zona. No obstante, con la apertura en el extremo Chena, sus zonas de operación no están ajustadas para dar orden de trip en dirección reversa.



- Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Ochagavía de uno de los circuitos de la línea 110 kV Ochagavía - Chena, al ocurrir fallas monofásicas en el otro circuito con ubicación de falla entre el 80% y 95% de S/E Ochagavía. Las tablas V.29.b.1 y V.29.b.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ochagavía, paño Chena (C1 o C2) 3.97 3.35 0.47 0.46 0.09 Z1, 0 seg S/E Chena, paño Ochagavía (C1 o C2) 19.97 20.71 0.34 0.33 0.07 Z1, 0 seg S/E Ochagavía, paño Chena (C2 o C1) 0.20 0.47 11.13 9.00 6.55 67N, 0.61 seg.

Tabla V.29.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 85% de S/E Ochagavía (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Ochagavía (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Chena (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Ochagavía, paño Chena (C1 o C2) 2.82 2.09 0.57 0.56 0.11 Z2, 0.4 seg S/E Chena, paño Ochagavía (C1 o C2) 24.18 25.14 0.11 0.11 0.02 Z1, 0 seg S/E Ochagavía, paño Chena (C2 o C1) 1.43 0.70 1.29 1.25 0.33 Z2, 0.4 seg

Tabla V.29.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 95% de S/E Ochagavía (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E Ochagavía (C1 o C2) operan en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Las protecciones de distancia en S/E Chena (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de distancia en S/E Ochagavía (C2 o C1), detectan la falla en segunda zona. No obstante, con la apertura en el extremo Chena, sus zonas de operación no están ajustadas para dar orden de trip en dirección reversa. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.



c) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Chena de uno de los circuitos de la línea 110 kV Ochagavía - Chena, al ocurrir fallas monofásicas en el otro circuito con ubicación de falla entre el 80% y 95% de S/E Ochagavía. - Las protecciones de distancia en S/E Chena, paños Ochagavía C1 y C2 en 110 kV, detectan fallas monofásicas ocurridas en el otro circuito de esta línea. No obstante, sus zonas de operación no están ajustadas para dar orden de trip en dirección reversa. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.30) Fallas ocurridas en la línea 66 kV Concepción - Coronel En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 30” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Coronel del paño transformador 154/69/14.8 kV N°5 en 154 kV, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 66 kV Concepción - Coronel con ubicación de falla entre el 10% y 25% de S/E Concepción. La tabla V.30.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Concepción, paño Coronel (C1 o C2) 6.13 6.54 0.21 0.15 0.14 67N, 0 seg S/E Coronel, paño Concepción (C1 o C2) 1.28 0.86 2.79 2.01 1.93 67N, 0.4 seg S/E Coronel, paño transformador 154/69 kV 5 1.47 0.91 --- --- --- 51, 1.8 seg

Tabla V.30.a.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 10% de S/E Concepción (C1 o C2)


- La protección de sobrecorriente residual en S/E Concepción (C1 o C2) opera en tiempo instantáneo. - La protección de sobrecorriente residual en S/E Coronel (C1 o C2) operan en 0.4 segundos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.31) Fallas ocurridas en la línea 66 kV Osorno - La Unión En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 31” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones:



a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Los Lagos de la línea 66 kV Los Lagos - La Unión, al ocurrir fallas monofásicas en uno de los circuitos de la línea 66 kV Osorno - La Unión con ubicación de falla entre el 5% y 15% de S/E La Unión. La tabla V.31.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E La Unión, paño Osorno (C1 o C2) 1.12 1.08 0.22 0.16 0.15 21N, 0 seg S/E Osorno, paño La Unión (C1 o C2) 0.82 0.86 2.12 1.56 1.45 67N, 0.54 seg S/E Los Lagos, paño La Unión 0.57 0.53 3.38 2.47 2.31 50, 0.4 seg

Tabla V.31.a.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 5% de S/E La Unión (C1 o C2)


- Las protecciones de distancia en S/E La Unión (C1 o C2) operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Las protecciones de sobrecorriente residuales en S/E Osorno (C1 o C2) operan en 0.54 segundos. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.

V.32) Fallas ocurridas en la línea 66 kV Pilmaiquén - Osorno En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 32” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Pilmaiquén de uno de los circuitos de la línea 66 kV Pilmaiquén - Osorno, al ocurrir fallas trifásicas en el otro circuito con ubicación de falla al 5% de S/E Osorno. Las tablas V.32.a.1 y V.32.a.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Central Pilmaiquén, paño Osorno C1 0.46 --- 3.67 2.94 2.20 Z2, 0.35 seg S/E Osorno, paño Central Pilmaiquén C1 3.53 --- 0.10 0.08 0.07 Z1, 0 seg S/E Central Pilmaiquén, paño Osorno C2 0.43 --- 3.95 3.10 2.45 Z2, 1.5 seg

Tabla V.32.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Osorno C1




- Las protecciones de distancia en S/E Central Pilmaiquén C1 operan en 0.35 segundos detectando la falla en segunda zona. - La protección de distancia en S/E Osorno C1 opera en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Central Pilmaiquén, paño Osorno C2 0.64 --- 2.65 2.08 1.65 Z1, 0 seg S/E Osorno, paño Central Pilmaiquén C2 3.68 --- 0.10 0.08 0.07 Z1, 0 seg S/E Central Pilmaiquén, paño Osorno C1 0.25 --- 6.83 5.63 3.87 Z2, 0.35 seg

Tabla V.32.a.2: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Osorno C2


- Las protecciones de distancia en S/E Central Pilmaiquén C2 operan en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - La protección de distancia en S/E Osorno C2 opera en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Central Pilmaiquén de uno de los circuitos de la línea 66 kV Pilmaiquén - Osorno, al ocurrir fallas monofásicas en el otro circuito con ubicación de falla al 5% de S/E Central Pilmaiquén. Las tablas V.32.b.1 y V.32.b.2 siguientes resumen los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Central Pilmaiquén, paño Osorno C1 1.19 0.90 0.14 0.11 0.09 Z1, 0 seg S/E Osorno, paño Central Pilmaiquén C1 0.64 0.83 2.37 1.85 1.49 67N, 0.36 seg S/E Central Pilmaiquén, paño Osorno C2 0.66 0.90 0.19 -0.14 -0.13 Z4, 0.2 seg

Tabla V.32.b.1: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Pilmaiquén C1


- La protección de distancia en S/E Central Pilmaiquén C1 opera en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - La protección de sobrecorriente residual en S/E Osorno C1 opera en 0.36 segundos. - Se aprecia que la protección de distancia en S/E Central Pilmaiquén C2 posee un tiempo de paso reducido de 0.2 segundos, respecto de la protección operada en S/E Central Pilmaiquén C1.




[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Central Pilmaiquén, paño Osorno C2 1.31 1.07 0.14 0.11 0.09 Z1, 0 seg S/E Osorno, paño Central Pilmaiquén C2 0.76 1.00 1.99 1.56 1.23 67N, 0.36 seg S/E Central Pilmaiquén, paño Osorno C1 0.79 1.07 0.19 -0.14 -0.12 Z4, 0.2 seg

Tabla V.32.b.2: Cortocircuitos monofásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Pilmaiquén C2


- La protección de distancia en S/E Central Pilmaiquén C2 opera en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona. - La protección de sobrecorriente residual en S/E Osorno C2 opera en 0.36 segundos. - Se aprecia que la protección de distancia en S/E Central Pilmaiquén C1 posee un tiempo de paso reducido de 0.2 segundos, respecto de la protección operada en S/E Central Pilmaiquén C2.

V.33) Fallas ocurridas en la línea 66 kV Escuadrón - Arenas Blancas En el EVCP del período 2006-2007 se menciona como “Problemas de coordinación Nr. 33” las siguientes operaciones no selectivas de protecciones: a) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Horcones de la línea 66 kV Coronel - Horcones N°2, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 66 kV Escuadrón - Arenas Blancas con ubicación de falla al 5% de S/E Arenas Blancas. La tabla V.33.a.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Arenas Blancas, paño Escuadrón 3.41 --- --- --- --- 67, 0.53 seg S/E Escuadrón, paño Arenas Blancas 3.35 --- 0.53 0.45 0.28 Z2, 0.4 seg S/E Horcones, paño Coronel N°2 --- --- --- --- --- ---

Tabla V.33.a.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Arenas Blancas


- La protección de sobrecorriente de fases en S/E Arenas Blancas opera en 0.53 segundos. - La protección de distancia en S/E Escuadrón opera en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.



b) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Coronel de la línea 66 kV Coronel - Horcones N°2, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 66 kV Escuadrón - Arenas Blancas con ubicación de falla al 5% de S/E Arenas Blancas. La tabla V.33.b.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Arenas Blancas, paño Escuadrón 3.41 --- --- --- --- 67, 0.53 seg S/E Escuadrón, paño Arenas Blancas 3.35 --- 0.53 0.45 0.28 Z2, 0.4 seg S/E Coronel, paño Horcones N°2 --- --- --- --- --- ---

Tabla V.33.b.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Arenas Blancas


- La protección de sobrecorriente de fases en S/E Arenas Blancas opera en 0.53 segundos. - La protección de distancia en S/E Escuadrón opera en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado. c) Operación no selectiva de las protecciones en S/E Coronel del paño transformador 154/69/14.8 kV N°4 en 66 kV, al ocurrir fallas trifásicas en la línea 66 kV Escuadrón - Arenas Blancas con ubicación de falla al 5% de S/E Arenas Blancas. La tabla V.33.c.1 siguiente resume los resultados del comportamiento de las protecciones de la zona involucrada en el despeje de este tipo de falla:


[kA] 3xIo [kA]

Z [Ω-sec]

X [Ω-sec]

R [Ω-sec]

Operación Relés

S/E Arenas Blancas, paño Escuadrón 3.41 --- --- --- --- 67, 0.53 seg S/E Escuadrón, paño Arenas Blancas 3.35 --- 0.53 0.45 0.28 Z2, 0.4 seg S/E Coronel, paño transformador 154/69 kV 4 0.24 --- --- --- --- ---

Tabla V.33.c.1: Cortocircuitos trifásicos con ubicación de falla al 5% de S/E Arenas Blancas


- La protección de sobrecorriente de fases en S/E Arenas Blancas opera en 0.53 segundos. - La protección de distancia en S/E Escuadrón opera en 0.4 segundos detectando la falla en segunda zona. - Luego, frente a este evento no se observa el problema de coordinación de protecciones planteado.



RESUMEN DE PROBLEMAS DE COORDINACIÓN

A continuación se presenta un resumen de los problemas de coordinación detectados en este Estudio, considerando la verificación de la coordinación de protecciones del SIC relacionadas con las instalaciones que se han incorporado al sistema en el período 2007-2008, además de la verificación de aquellos problemas de coordinación detectados en el EVCP del período 2006-2007, luego de las observaciones efectuadas por los Coordinados responsables de estas instalaciones en aquel período.

En este Estudio, en su versión definitiva, también se incluyen las observaciones recientemente informadas por los Coordinados en respuesta a los problemas de coordinación de sus protecciones que fueron planteados en la versión preliminar de este Estudio, publicada en diciembre de 2008 en el sitio web del CDEC-SIC.

S/E Cenizas, paño transformador 11/110 kV, lado 11 kV: • Se detectó que ante fallas trifásicas y bifásicas a tierra ocurridas en uno de los circuitos

de la línea 3x220 kV Maitencillo - Cardones, la protección de sobrecorriente de fases ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.

• A su vez, se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea 2x220 kV Guacolda - Maitencillo, con ubicación de falla entre el 85% y 95% de S/E Guacolda, la protección de sobrecorriente de fases ajustada en el relé 7UT612 en 11 kV opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.

Se sugiere analizar el ajuste de la protección 50 en S/E Cenizas del paño transformador 11/110 kV en 11 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 3300 [A], sin retardo.

S/E Central Mampil, paño de línea 1x220 kV hacia S/E Central Rucúe: • Se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea

2x220 kV Charrúa - Central Rucúe, con ubicación de fallas cercanas a S/E Central Rucúe, la protección de sobrecorriente posee un tiempo de paso reducido, respecto del tiempo de primera zona de la protección de distancia operada en S/E Central Rucúe.

Se sugiere analizar los ajustes y tiempos de paso existentes que poseen las protecciones de sobrecorriente de la línea 1x220 kV Central Mampil - Central Rucúe, en el extremo de S/E Central Mampil, respecto de las protecciones de distancia de la línea 2x220 kV Charrúa - Central Rucúe, en el extremo de S/E Central Rucúe, ante fallas monofásicas que ocurran en la línea 2x220 kV Charrúa - Central Rucúe.



En respuesta a las observaciones de la versión preliminar de este Estudio, la empresa Ibener S.A. señaló que se realizará un análisis de los ajustes y tiempos de paso existentes de las protecciones de sus instalaciones involucradas en los problemas de coordinación detectados. Además, esta Empresa estima que la entrega al CDEC-SIC del informe que incorporará esta verificación en sus protecciones será a mediados del presente año.

S/E Central Peuchén, paño de línea 1x220 kV hacia Central Mampil:

• A su vez, se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea 2x220 kV Charrúa - Central Rucúe, con ubicación de fallas cercanas a S/E Central Rucúe, la protección de sobrecorriente posee un tiempo de paso reducido, respecto del tiempo de primera zona de la protección de distancia operada en S/E Central Rucúe.

Se sugiere analizar los ajustes y tiempos de paso existentes que poseen las protecciones de sobrecorriente de la línea 1x220 kV Central Peuchén - Central Mampil, en el extremo de S/E Central Peuchén, respecto de las protecciones de distancia de la línea 2x220 kV Charrúa - Central Rucúe, en el extremo de S/E Central Rucúe, ante fallas monofásicas que ocurran en la línea 2x220 kV Charrúa - Central Rucúe. En respuesta a las observaciones de la versión preliminar de este Estudio, la empresa Ibener S.A. señaló que se realizará un análisis de los ajustes y tiempos de paso existentes de las protecciones de sus instalaciones involucradas en los problemas de coordinación detectados. Además, esta Empresa estima que la entrega al CDEC-SIC del informe que incorporará esta verificación en sus protecciones será a mediados del presente año.

S/E Central Petropower, paño transformador 154/66/20 kV: • Se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en la línea 1x154 kV Bocamina -

Hualpén - Coronel, en el tramo Bocamina - Quiñenco con ubicación de falla al 5% y al 95% de S/E Quiñenco, y en el tramo Fopaco - Quiñenco, con ubicación de falla al 30% y al 95% de S/E Hualpén, la protección de sobrecorriente residual en 66 kV opera de modo no selectivo en tiempos iguales y menores a 0.06 segundos, anticipándose a la actuación de las protecciones principales de esta línea.

• A su vez, se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en la línea 1x154 kV Bocamina - Hualpén - Coronel, en el tramo Hualpén - Mapal con ubicación de falla al 5% de S/E Hualpén, la protección de sobrecorriente residual en 66 kV opera de modo no selectivo en 0.01 segundos, anticipándose a la actuación de las protecciones principales de esta línea.

• También se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en el circuito N°1 de la línea 2x154 kV San Vicente - Hualpén con ubicación de falla entre el 5% y 15% de S/E San Vicente, la protección de sobrecorriente residual en 66 kV opera de modo no selectivo en 0.01 segundos, anticipándose a la actuación de las protecciones principales de esta línea.



• Además se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea 2x154 kV Concepción - San Vicente con ubicación de falla entre el 1% y 12% de S/E San Vicente, la protección de sobrecorriente residual en 66 kV opera de modo no selectivo en un tiempo menor al tiempo de segunda zona de la protección de distancia del extremo S/E Concepción.

Se sugiere analizar el ajuste de la protección 51N en S/E Central Petropower del paño transformador 154/66/20 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 8 [A], con un retardo dado por una curva inversa IEC y un lever de 0,05. • Del mismo modo, se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en el circuito N°1 de la

línea 2x154 kV San Vicente - Hualpén con ubicación de falla entre el 80% y 95% de S/E San Vicente, y ante fallas trifásicas ocurridas en el circuito N°2 de la línea 2x154 kV San Vicente - Hualpén con ubicación de falla entre el 60% y 95% de S/E San Vicente, la protección de sobrecorriente de fases en 66 kV posee un tiempo de paso reducido, respecto del tiempo de primera zona de la protección de distancia operada en S/E Hualpén.

Se sugiere analizar el ajuste de la protección 50 en S/E Central Petropower del paño transformador 154/66/20 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 1792 [A], con un retardo de 0.1 segundos. En respuesta a las observaciones de la versión preliminar de este Estudio, la empresa Petropower Energía Ltda., a través de su representante ante el CDEC-SIC, la empresa Ibener S.A., planteó que se realizará una verificación de las protecciones de sus instalaciones involucradas en los problemas de coordinación detectados, cuyo estudio será entregado al CDEC-SIC a más tardar en el mes de junio de 2009.

S/E Renca, paño transformadores 110/15.75 kV N°1 y N°2: • Se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea 2x110

kV Chena - Cerro Navia con ubicación de falla al 5% de S/E Cerro Navia, las protecciones de sobrecorriente de fases ajustadas en los relés KCGG110 poseen un tiempo de paso reducido, respecto del tiempo de primera zona de la protección de distancia operada en S/E Cerro Navia.

• A su vez, se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea 2x110 kV Chena - Cerro Navia con ubicación de falla al 95% de S/E Cerro Navia, las protecciones de sobrecorriente de fases ajustadas en los relés KCGG110 operan de modo no selectivo en 0.04 segundos.

• También se detectó que ante fallas trifásicas y monofásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea 2x110 kV Renca - Cerro Navia con ubicación de falla entre el 5% y 95% de S/E Cerro Navia, las protecciones de sobrecorriente de fases ajustadas en los relés KCGG110 poseen un tiempo de paso insuficiente, respecto del tiempo de primera zona de la protección de distancia operada en S/E Renca.



Se sugiere analizar el ajuste de la protección 50 en S/E Renca de los paños transformadores 110/15.75 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 1600 [A], con un retardo de 0.04 segundos.

S/E Central Pilmaiquén, paños de línea 2x66 kV hacia S/E Osorno: • Se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea

2x66 kV Pilmaiquén - Osorno con ubicación de falla al 5% de S/E Central Pilmaiquén, las protecciones de distancia ajustadas en los relés D60 de ambos circuitos poseen entre sí un tiempo de paso reducido, cuando una de ellas detecta la falla en primera zona y la otra en dirección reversa.

Se sugiere analizar el ajuste de las protecciones de distancia en S/E Central Pilmaiquén de los paños de línea 2x66 kV hacia S/E Osorno, las que de acuerdo con los antecedentes disponibles poseen ajustadas una cuarta zona en dirección reversa con un alcance de 1,95 [Ω-primarios], con un retardo de 0.2 segundos.



CONCLUSIONES

En este Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones (EVCP) 2008 del Sistema Interconectado Central (SIC) se analizó fundamentalmente el comportamiento de las protecciones de las instalaciones que se han incorporado al SIC en el período 2007-2008, no consideradas en el EVCP 2006-2007.

La verificación de la coordinación de protecciones de estas instalaciones, junto con

la revisión de los problemas de coordinación detectados en el EVCP del período 2006-2007, indican que a la fecha aún existen problemas de coordinación de protecciones que, conforme al modelamiento de las protecciones del SIC, la información de ajustes de protecciones disponible y del análisis de cálculo de los tipos de cortocircuitos empleados, corresponden a descoordinaciones que involucran tanto a instalaciones de generación como de transmisión y transformación.

Para los problemas de coordinación que fueron detectados en la versión definitiva

de este Estudio 2008, se estima que su solución es factible luego de la realización de una adecuada revisión de la coordinación de protecciones, que tome en consideración información fidedigna y actualizada de las instalaciones y los ajustes de las protecciones que interactúan entre sí.



ANEXOS

A continuación se incluyen las observaciones de los Coordinados a la versión preliminar del Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones (EVCP) 2008 del Sistema Interconectado Central (SIC).

OBSERVACIONES DE LA EMPRESA TRANSELEC S.A. A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL EVCP 2008

Subgerencia Gestión de Redes Sistemas Eléctricos

-1-

Minuta OERS Nº 02/2009

OBSERVACIONES AL ESTUDIO DE VERIFICACIÓN DE COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES (EVCP) DEL CDEC-SIC 2008

1.- INTRODUCCIÓN

En la presente minuta se resumen las observaciones al “Estudio de Verificación y Coordinación de Protecciones” (EVCP) del CDEC-SIC correspondiente al año 2008 y con fecha de emisión en diciembre de 2008.

2.- OBSERVACIONES AL ESTUDIO 2.1.- Análisis V.1: Fallas ocurridas en la línea 220 kV Guacolda – Maitencillo

En el punto V.1.c se analiza el desempeño de las protecciones para una falla monofásica en la línea Guacolda – Maitencillo ubicada al 90% desde Guacolda. En relación a este análisis podemos mencionar que:

– Se consideró la observación, y se comenzó el estudio para complementar estos ajustes. Se

programarán los trabajos de la implementación de estas modificaciones a más tardar para el mes de Febrero 2009.

2.2.- Análisis V.20: Fallas ocurridas en la línea 154 kV Bocamina – Coronel – Hualpén

En el punto V.20.e se analiza el desempeño de las protecciones para una falla monofásica en el tramo el tramo Hualpén – Mapal ubicada al 5% desde la S/E Hualpén. En relación a este análisis podemos mencionar que:

– El ajuste considerado para la primera zona de las protecciones de la línea de 154 kV San

Vicente – Hualpén C1 y C2 ubicadas en la S/E San Vicente, relés SLS1502, no corresponde al ajuste actual de las protecciones, siendo este 0,12 ohm-sec a 75° y no 0,28 ohm-sec a 75°. Lo anterior consta en el archivo “SE_SVICENTE_LIAHUAL1y2.doc” disponible en la página Web del CDEC-SIC, a través de la planilla “empresas_transmisoras.xls”. Adicionalmente, es importante destacar que el relé SLS1502 cuestionado posee alcances similares que el relé SEL321 (Sistema 2), el cual presenta una adecuada operación.

– En la S/E Bocamina se ha instalado recientemente un nuevo equipo de protección, rele GE D60, el que para la falla analizada opera correctamente en segunda zona con un tiempo de 650 milisegundos, en comparación con los 3,0 segundos mostrados sin considerar al nuevo relé de protección.

– Según lo anterior, no existe la descoordinación de protecciones indicada en el punto v.20.e.

– Se adjuntan ajustes de las protecciones referidas en los extremos San Vicente y Bocamina, los cuales también están disponibles en la página del CDEC-SIC.

FIN MINUTA

INGENDESA 1/10

S/E Hualpén, ajuste de protecciones 22-01-09

S/E SAN VICENTE, LINEA A HUALPÉN N°1 y N°2 1.- Protección de distancia para fallas entre fases y a tierra, SLS 1502 TT/CC : 500/5 TT/PP : 161000:/3 / 115 / 115:/3 - Selectores de fase fallada (Módulo DSM 101) Característica de la medida: Circular (Pte. interno en posición

circle) Valor de ajuste : 13 Valor base : 4 Clavijas activas : 1+2+2+4 Alcance : 13 ohm sec. a 75° - Angulo de impedancias características (módulo DFM 101) Secuencia positiva φZ1 : 75° Secuencia cero φZ0 : 75° - Compensación de secuencia cero Z0/Z1 (módulo DIM 101) Valor de ajuste : 3,2 Valor base : 2,0 Clavijas activas : 0,05+0,4+0,75 Factor de compensación : 3,2 - Unidad de medida - Ajuste de primera zona (módulo DIM 101) Valor de ajuste : 0,12 Valor base : 0,1 Clavijas activas : 0,02 Alcance : 0,12 ohm sec. a 75° - Ajuste de segunda zona (módulo DVM 101)

INGENDESA 2/10


Valor de ajuste : 1,5 Valor base : 1,0 Clavijas activas : 0,05+0,1+0,1+0,25 Alcance : 0,18 ohm sec. a 75° - Ajuste de tercera zona (módulo DVM 101) Valor de ajuste : 20,0

Valor base : 1,0 Clavijas activas : 0,1+0,2+0,4+0,8+1,5+

3,0+ 5,0+8,0 Alcance : 2,0 ohm sec. a 75° - Característica medida falla a tierra (módulo DVM 101) Medida de reactancia: Puente interno en posic.X - Característica inicial de medida (módulo DMM 101) Angulo característico inicial (Gnd. Char. Angle). Valor de ajuste : 125 Valor base : 80 Clavijas activas : 5+40 Inclinación : 0° Tiempo secuencial (Seq. Trip Time). Valor de ajuste : 10 Valor base : 0 Clavijas activas : 10 Inclinación : 10 mseg. - Tiempos de operación (módulo DTM 101) - Segunda zona Valor de ajuste : 0,4 Multiplicador II y III : x 1 Tiempo de operación : 0,40 seg. - Tercera zona

INGENDESA 3/10


Valor de ajuste : 0,80 Multiplicador III : x 1 Tiempo de operación : 0,80 seg. - Cuarta zona Valor de ajuste : 3,0 Tiempo de operación : 3,0 seg. - Zona límite de trip : Cuarta zona (Puente interno pos.4) - Esquema de funcionamiento (módulo DTM 101) Modo stepped distance Posición switches : A : Abierto B : Abierto C : Abierto D : Abierto - Lógica de desenganches (módulo DLM 101) Acoplamiento tripolar : Puente interno en pos. 3P Señalización por fase : Puente interno en pos.FLTR Acoplamiento tripolar : Puente interno en pos.BLOCK - Detector de oscilaciones de potencia (módulo DMM 101) Fuera de servicio : Puente interno OSB en pos.OUT 2.- Protección de distancia para fallas a tierra GCXG 51 FUERA DE SERVICIO 3.- Protección de distancia para fallas entre fases y a tierra, SEL-321 TT/CC : 500/5 TT/PP : 161000:/3 / 115 / 115:/3

INGENDESA 4/10


3.1 Ajustes para los Parámetros de la Línea : Magnitud Imped. Sec. Positiva de línea (0,05-255 Ω-sec.): Z1MAG = 0,15Angulo Impedancia Secuencia Positiva de línea (40-90º): Z 1 ANG = 75Magnitud Imped. Secuencia Cero línea (0,05-255 Ω sec.): Z0MAG = 0,48Angulo Impedancia de Secuencia Cero línea (40-90º) : Z0ANG = 74,9Disponibilidad del Localizador de Fallas (Y,R,N) : LOCAT = YLargo de la línea (0,1-999 unidades) [km] LL = 5,1Razón de los transformadores de corriente (1-6000): CTR = 100Razón de los transformadores de potencial (1-10000): PTR = 1400 3.2 Alcances de las Protecciones de Distancia : Número de zonas: Quadrilateral-tierra (N,1,2,3,4) : QUADZ = 4 Mho-fase (N,1,2,3,4) : PMHOZ = 4 Mho-tierra (N,1,2,3,4) : GMHOZ = 4 3.3 Ajustes de la Direccionalidad de las Zonas de distancia y Niveles de

Sobrecorriente : Dirección Dist. Zona 1/Sobrecorriente Nivel 1 (Forward/Reverse): DIR1 = F Dirección Distancia Zona 2 / Sobrecorriente Nivel 2 (F/R) : DIR2 = F Dirección Distancia Zona 3 / Sobrecorriente Nivel 3 (F/R) : DIR3 = R Dirección Distancia Zona 4 / Sobrecorriente Nivel 4 (F/R) : DIR4 = F 3.4 Ajustes para la Protección de Distancia entre fases tipo Mho : Alcances de Impedancia: Zona 1 (0,05-64 Ω sec.) : Z1P = 0,12 Zona 2 (0,05-64 Ω sec.) : Z2P = 0,18 Zona 3 (0,05-64 Ω sec.) : Z3P = 6,00 Zona 4 (0,05-64 Ω sec.) : Z4P = 2,00 3.5 Ajustes para la Supervisión por Sobrecorriente de la Protección de

Distancia entre fases tipo Mho (Detectores de Sobrecorriente): Sobre corriente fase – fase: Zona 1 (1-170 A sec.): 50PP1 = 10,0 Zona 2 (1-170 A sec.): 50PP2 = 6,0 Zona 3 (1-170 A sec.): 50PP3 = 6,0 Zona 4 (1-170 A sec.): 50PP4 = 6,0 3.6 Ajustes para la Protección de Distancia a Tierra tipo Mho :

Alcances : Zona 1 (0,05-64 Ω sec.): Z1MG = 0,12 Zona 2 (0,05-64 Ω sec.): Z2MG = 0,18

INGENDESA 5/10


Zona 3 (0,05-64 Ω sec.): Z3MG = 0,05 Zona 4 (0,05-64 Ω sec.): Z4MG = 2,00 3,7 Ajustes para la Protección de Distancia a Tierra tipo Cuadrilateral : Alcance Reactivo: Zona 1 (0,05-64 Ω sec.): XG1 = 0,12 Zona 2 (0,05-64 Ω sec.): XG2 = 0,17 Zona 3 (0,05-64 Ω sec.): XG3 = 0,05 Zona 4 (0,05-64 Ω sec.): XG4 = 1,93 Alcance Resistivo: Zona 1 (0,05-50 Ω sec.): RG1 = 1,78 Zona 2 (0,05-50 Ω sec.): RG2 = 3,60 Zona 3 (0,05-50 Ω sec.): RG3 = 0,05 Zona 4 (0,05-50 Ω sec.): RG4 = 4,00 3.8 Ajustes para la Supervisión por Sobrecorriente de la Protección de

Distancia a Tierra tipo Mho (Detectores de Sobrecorriente): Supervisión de Sobrecorriente de fase: Zona 1 (0,5-100 A sec.) : 50L1 = 10,0 Zona 2 (0,5-100 A sec.) : 50L2 = 6,0 Zona 3 (0,5-100 A sec.) : 50L3 = 6,0 Zona 4 (0,5-100 A sec.) : 50L4 = 6,0 Supervisión de Sobrecorriente Residual: Zona 1 (0,5-100 A sec.): 50G1 = 5,0 Zona 2 (0,5-100 A sec.): 50G2 = 3,0 Zona 3 (0,5-100 A sec.): 50G3 = 1,5 Zona 4 (0,5-100 A sec.): 50G4 = 1,5 Nota : Este ajuste considera una resistencia de falla de 25 Ohm. 3,9 Factor de Compensación de Secuencia Cero : Magnitud Factor compensación Sec.Cero Zona 1 (0,00-4,00): k01M = 0,72Ang. Fact. Comp. Sec.Cero Zona 1 (± 45º, en pasos de 0,1º): k01A = -1,2Magnitud Fact. Compens. Sec.Cero Zonas 2,3 y 4 (0,00-4,00): k0M = 0,72Angulo Factor Compensación Sec.Cero Zonas 2,3 y 4 (± 45º): k0A = -1,2Angulo de Corrección no homogéneo (± 20º) : T = 0

INGENDESA 6/10


3.10 Ajustes de Bloqueo y Desconexión por Oscilación de Potencia (OUT OF STEP) :

Disponibilidad OOS (Y/N ) : EOOS = NOOSB disponible : Bloqueo Zona 1 (Y/N) : OOSB1 = Bloqueo Zona 2 (Y/N) : OOSB2 = Bloqueo Zona 3 (Y/N) : OOSB3 = Bloqueo Zona 4 (Y/N) : OOSB4 = Tiempo Retardo Bloqueo Out Of Step (TDPU) (0,5-8000 ciclos) : OSBD = Disponibilidad OOST (I/O/N) : EOOST = NRetardo Tiempo TOWI Out Of Step (TDPU) (0,5-8000 ciclos) : OSTD = Alcance Reactivo Zona 5 : Arriba : (0 a ± 96 Ω sec.) X175 = Abajo : (0 a ± 96 Ω sec.) X1B5 = Alcance Resistivo Zona 5 : Arriba : (0 a ± 70 Ω sec.) R1R5 = Abajo : (0 a ± 70 Ω sec.) R1L5 = Alcance Reactivo Zona 6 : Arriba : (0 a ± 96 Ω sec.) X1T6 = Abajo : (0 a ± 96 Ω sec.) X1B6 = Alcance Resistivo Zona 6 : Arriba : (0 a ± 70 Ω sec.) R1R6 = Abajo : (0 a ± 70 Ω sec.) R1L6 = Supervis. Sobrecorriente Sec. Positiva zona 6 (1-100 A sec., I1) 50ABC = 3.11 Ajustes Load-Encroachment : Load-Encroachment Disponible (Y/N) : ELE = NImpedancia de Carga : Hacia Adelante (0,05-64 Ω sec.) ZLF = Hacia Atrás (0,05-64 Ω sec.) ZLR = Angulo de Carga: Positivo Hacia Adelante (0,05-64 Ω sec.) PLAF =

Negativo Hacia Adelante (0,05-64 Ω sec.)NLAF = Positivo Hacia Atrás (0,05-64 Ω sec.)PLAR =

Negativo Hacia Atrás (0,05-64 Ω sec.)NLAR = 3.12 Ajustes de elementos direccionales de Secuencia Negativa : Umbral de dirección hacia adelante Z2 (± 64 Ω sec.): Z2F = -0,13 Umbral corriente dirección hacia adelante(0,05-5A sec., 3I2): 50QF = 0,5 Umbral de dirección hacia atrás (± 64 Ω sec.): Z2R = 0,74 Umbral de corriente dirección hacia atrás (0,05-5 A sec., 3I2): 50QR = 0,5 Factor restricción de corriente de sec.(+) (0,02-0,5 unidades) a2 = 0,13 3.13 Ajustes de la Característica Corriente/Tiempo de fase : Elemento de sobrecorriente/Tiempo de fase: Disponible (Y/N) E51P = Y Pick Up (0,5-16 A sec.): 51PP = 6,0 Familia de curvas (U1,U2,U3,U4,C1,C2,C3,C4) : 51PC = U2 Selector de Tiempo [Time Dial] (US 0,5 - 15; IEC 0,05-1) 51PTD = 1,00 Retardo de reajuste [Reset Delay] (Y/N) : 51PRS = N

INGENDESA 7/10


Control de Torque (M2p,N)(SEL-321 Relé Versión Base) 51PTC = M2P 3.14 Ajustes de la Característica Corriente/Tiempo Residual : Elemento de corriente/Tiempo residual : Disponible (Y/N) E51N = YPick Up (0,5-16 A sec.,3I0) : 51NP = 1,5Familia de curvas (U1,U2,U3,U4,C1,C2,C3,C4) : 51NC = U1Selector de Tiempo [Time Dial] (US 0,5 - 15 ; IEC 0,05-1) 51NTD = 6Retardo de reajuste [Reset Delay] (Y/N) : 51NRS = NControl de Torque (32QF,32QR,Z2G,N) 51NTC = 32QF 3.15 Ajustes del elemento de Sobrecorriente Residual : Número disponible de niveles de corriente residual instantánea (N,1,2,3,4)

E50N

=

N

Pick Up de corriente residual instantánea : Level 1 (0,5-80 A sec., 3I0) 50N1 = Level 2 (0,5-80 A sec., 3I0) 50N2 = Level 3 (0,5-80 A sec., 3I0) 50N3 = Level 4 (0,5-80 A sec., 3I0) 50N4 =

3.16 Ajustes de Característica Corriente v/s Tiempo de Secuencia

Negativa : Elemento corriente/Tiempo secuencia negativa: Disponible (Y/N) E51Q = NPick Up (0,5-16 A sec.,3I0) : 51QP = Familia de curvas (U1,U2,U3,U4,C1,C2,C3,C4) : 51QC = Cuadrante de Tiempo [Time Dial] (US 0,5 - 15 ; IEC 0,05-1) 51QTD = Retardo de reposición [Reset Delay] (Y/N) : 51QRS = Control de Torque (32QF,32QR,Z2G,N) 51QTC = 3.17 Ajustes del elemento de corriente de Secuencia Negativa : Nº de niveles de corriente instantánea de sec (-) disponibles (N,1,2,3,4)

E50Q

=

N

Pick Up de corriente (-) instantánea: Level 1 (0,5-80 A sec., 3I0) 50Q1 = Level 2 (0,5-80 A sec., 3I2) 50Q2 = Level 3 (0,5-80 A sec., 3I2) 50Q3 = Level 4 (0,5-80 A sec., 3I2) 50Q4 =

3.18 Ajustes de elementos de Voltaje: Elementos de voltaje disponibles (Y/N) : EVOLT = NSobre tensión de secuencia cero (0-150 Vsec., 3V0): 59N = Baja tensión en barras [fase] (0-100 Vsec.) : 27L = Sobre tensión en barras [fase] (0-100 Vsec.) : 59L = Sobre tensión de sec. positiva [en barras] (0-150 Vsec., V1): 59PB = Retardo en Sobre tensión de sec. + [TDPU](0-8000 cicl.): 59PBD =

INGENDESA 8/10


Sobre tensión de secuencia positiva remoto (0-150 Vsec., V1): 59PR = Retardo en sobre tensión remota de la compensación de corriente [TDPU] (0-8000 ciclos.) :

59PRD

=

Ajustes sobre tensión remota de comp. Corriente (0- 2 unidades): a1 = 3.19 Ajustes de retardo de Tiempo de respaldo Time-Step : Zona 2 Retardo de tiem. largo de fase (TDPU) (0-2000 ciclos): Z2PD = 20Zona 3 Retardo de tiempo de fase (TDPU) (0-2000 ciclos) Z3PD = 150Zona 4 Retardo de tiempo de fase (TDPU) (0-2000 ciclos): Z4PD = 40Zona 2 Retardo de tiem. largo a tierra (TDPU) (0-2000 ciclos): Z2GD = 20Zona 3 Retardo de tiempo a tierra (TDPU) (0-2000 ciclos): Z3GD = 150Zona 4 Retardo de tiempo a tierra (TDPU) (0-2000 ciclos): Z4GD = 40Level 1 Retardo de tiempo residual (TDPU) (0-2000 ciclos): 67NL1D = Level 2 Retardo de tie. largo residual (TDPU) (0-2000 ciclos): 67NL2D = Level 3 Retardo de tiempo residual (TDPU) (0-2000 ciclos): 67NL3D = Level 4 Retardo de tiempo residual (TDPU) (0-2000 ciclos): 67NL4D = Level 1 Retardo de secuencia negativa (TDPU) (0-2000 ciclos): 67QL1D = Level 2 Retardo largo de sec. negativa (TDPU) (0-2000 ciclos): 67QL2D = Level 3 Retardo de secuencia negativa (TDPU) (0-2000 ciclos): 67QL3D = Level 4 Retardo de secuencia negativa (TDPU) (0-2000 ciclos): 67QL4D = 3.20 Ajustes de esquema de Permissive Overreaching Transfer Trip

Scheme [POTT]: Esquema POTT disponible (Y/N) : EPOTT = YZona 3 Reverse Block Time Delay (TDDO) (0-2000 ciclos): Z3RBD = 5Echo Block Time Delay (TDDO) (0-2000 ciclos) : EBLKD = 10Echo Time Delay Pickup Time Delay (TDPU) (0-2000 ciclos): ETDPU = 2Echo Duration Time Delay (TDDO) (0-2000 ciclos) : EDURD = 4Weak-Infeed Enable (Y/N): EWFC = N 3.21 Ajustes de esquema Direccional Comparison Unblocking [DCUB] : Esquema DCUB disponible (Y/N) : EDCUB = N Guard Present Security Time Delay (TDDO) (0-2000 ciclos) : GARD1D = DCUB Disabling Time Delay (TDPU) (0,25 - 2000 ciclos) : UBDURD = DCUB Duration Time Delay (TDPU) (0 - 2000 ciclos) : UBEND = 3.22 Ajustes de esquema Direccional Comparison blocking [DCB] : Esquema DCB disponible (Y/N) : EDCB = NZona 3 Dropout Extension Time Delay (TDDO) (0-2000 ciclos): Z3XD = Block Trip Receive Extension Time Del.(TDDO) (0-2000 ciclos): BTXD = Zona 2 Phase Dist. Short Delay Time Del.(TDPU)(0–60 ciclos): Z2PSD = Zona 2 Ground Dist. Short Delay Time Del(TDPU) (0-60 ciclos): Z2GSD = Level 2 Residual Short Delay Time Delay (TDPU) (0 - 60 ciclos): 67N2SD = Lev. 2 Neg.-Seq. Short Delay Time Delay(TDPU) (0 - 60 ciclos): 67Q2SD =

INGENDESA 9/10


3.23 Ajustes de extensión Zona 1 : Extensión Zona 1 disponible (Y/N) : EZ1EXT = NEnable Time Delay (TDPU) (0-2000 ciclos) : Z1EXTD = Multiplier (1-5 unidades) Z1EXTM = 3.24 Ajustes Remote-End-Just-Opened : Disponible (Y/N) : EREJO = NPickup Time Delay (TDPU) (0-2000 ciclos) : REJOD = Overcurrent Element Pickup (0,5-100 A sec) : 3PE50R = 3.25 Ajustes Switch-Onto-Fault : Disponible (Y/N) : ESOTF = YLógica de cierre disponible(Y/N) : ENCLO = YTiempo de retardo en el cierre (TDPU) (0 - 8000 ciclos) : CLOEND = 10Lógica 52A disponible (Y/N) : EN52A = NTiempo de retardo 52A disponible (TDPU) (0 - 8000 ciclos) : 52AEND = Duración de Tiempo (TDDO) (0,5 - 8000 ciclos) : SOTFD = 30High-set Phase Overcurrent Pickup (0,5-100 A sec.) : 50H = 28,0 3.26 Ajustes para Pérdida de Potencial (LOP) : LOP disponible (Y/N) : ELOP = Y Tiempo de retardo para LOP (TDPU) (1 - 60 ciclos) : LOPD = 3 Medium-Set Phase Overcurrent Pickup (0,5 -100 A sec.): 50M = 6,0 Negative-sequence Voltage LOP supervision (0 -150 Vsec.,V2) 59QL = 14 Positive-sequence Voltage LOP supervision (0 -150 Vsec., V1) 59PL = 14 3.27 Ajustes para esquema Misceláneo : Pole-Discordance Enable (Y/N) : EPOLD = NSingle-Polo Trip Pole-Discorda. T.Delay (TDPU) (0-8000 ciclos) SPPDD = Single-Polo Trip Enable (Y/N/Y1/N1) : ESPT = NSingle-Polo Open Enable (Y/N) : ESPO = NSingle-Polo Open Time Delay (TDDO) (0 - 8000 ciclos) : SPOD = Three-Polo Open Time Delay (TDDO) (0 - 8000 ciclos) : 3POD = 1,5Enable Stub Proteccion (Y/N) : ESTUB = Stub Protection Time Delay (TDPU) (0 - 2000 ciclos) : 50MFD = Trip Unlatch Option (N,1,2,3,4) : TULO = 1 3.28 Tiempos Misceláneos : Minimum Trip Duration Time Delay (TDDO) (0 - 2000 ciclos) : TDURD = 9Trip During Open Pole Time Delay (TDDO) (0 – 8000 ciclos) : TOPD = Relay Element X Time Delay Pickup (TDPU) (0 - 8000 ciclos) : TXPU =

INGENDESA 10/10


Relay Element X Time Delay Dropout (TDDO) (0 - 8000 ciclos) : TXDO = Relay Element Y Time Delay Pickup (TDPU) (0 - 8000 ciclos) : TYPU = Relay Element Y Time Delay Dropout (TDDO) (0 - 8000 ciclos) : TYDO = Relay Element Z Time Delay Pickup (TDPU) (0 - 8000 ciclos) : TZPU = Relay Element Z Time Delay Dropout (TDDO) (0 - 8000 ciclos) : TZDO = Instantáneous Trip Time Declaration Delay (TDPU) (0-60 ciclos): ITTD =

4.- Protección de respaldo de interruptor

TT/CC : 500/5 Relé SBC 23 A

4.1 Unidad de sobrecorriente

- Detector de corriente para fallas entre fases Ajuste : Tap 4 ( Pick up : 5,6 Amp.) - Detector de corriente para fallas a tierra

Ajuste : Tap 0,5 ( Pick up : 0,5 Amp.)

4.2 Unidad de tiempo - Tiempo de operación : 200 mseg. - Puente TB7 en posición : "Level Detector"

Nota 2: Esta protección es activada por la energización de la barra de

desenganche del interruptor 52A1, dando orden de desenganche en forma instantánea sobre el mismo interruptor. Después de cumplir su tiempo de operación energiza al relé 86B1.

Diciembre 2008 S/E BOCAMINA

LINEA DE 154 kV HAULPÉN – BOCAMINA

2

1.- Protección de Línea Sistema 1:

3

115115

3

000.161:PP/TT

5

600:CC/TT

1.1.- Protección de distancia para fallas entre fases: Relés GCY 51A

Ajuste del tap input : 100%

Alcance básicos: Primera Zona : 0,75 ohms

Segunda Zona : 1,00 ohms

Tercera Zona : 3,00 ohms

Ajustes: Tap número 1 : 75% (1,000 ohms sec a 60°)

Tap número 2 : 53% (1,887 ohms sec a 60°)

Tap número 3 : 17% (17,65 ohms sec a 75°)

Desplazamiento de la tercera zona : 0 ohms

Tiempos de operación: Segunda Zona : 1,60 seg

Tercera Zona : 3,00 seg

1.2.- Protección de sobrecorriente residual de tiempo inverso: Relé IAC 54B

5

100:CC/TT (Ubicado en el neutro del transformador T1 de la S/E Bocamina 147 MVA)

Ajustes: Tap : 2 (Pick up: 2,0 Amp)

Lever : 10

Tiempos de operación: 3xtap : 6,0 seg

5xtap : 2,8 seg

8xtap : 1,75 seg

Elemento instantáneo: 80 Amp

Nota: Al desconectar de la línea de 154 kV el transformador de 60 MVA de la S/E Coronel, debe

dejarse fuera de servicio el elemento instantáneo de la protección de sobrecorriente residual

del punto 1.2, de otro modo, se producirán descoordinaciones entre este y las protecciones

residuales de la línea San Vicente – Hualpén en S/E Hualpén.



3

2.- Protección de Línea Sistema 2: relé GE D60

3

115115

3

000.161:PP/TT

5

600:CC/TT

SYSTEM SETUP

AC INPUTS

CURRENT CT F1: Phase CT Primary 600 A

CT F1: Phase CT Secondary 5 A

CT F1: Ground CT Primary 600 A

CT F1: Ground CT Secondary 5 A

VOLTAGE VT F5: Phase VT Connection Wye

VT F5: Phase VT Secondary 66.4 V

VT F5: Phase VT Ratio 1400.00 :1

VT F5: Auxiliary VT Connection (*)

VT F5: Auxiliary VT Secondary 66.4 V

VT F5: Auxiliary VT Ratio 1400.00 :1

POWER SYSTEM Nominal Frequency 50 Hz

Phase Rotation ABC

Frequency And Phase Reference SRC 1 (**)

Frequency Tracking Function Enabled

GROUPED ELEMENTS GROUP 1 LINE PICKUP [GROUP 1] Function Enabled

Signal Source SRC 1 (**)

Phase IOC Line Pickup 1.890 pu

UV Pickup 0.800 pu

Line End Open Pickup Delay 0.200 s

Line End Open Reset Delay 0.200 s

OV Pickup Delay 0.200 s

Autoreclose Coordination Bypass Enabled

Terminal Open (*)

AR Accelerate OFF

Block OFF

Target Self-reset (**)

Events Enabled



4

DISTANCE DISTANCE [GROUP 1] Source SRC 1 (**)

Memory Duration 10 cycles

Force Self-Polar OFF (**)

Force Mem-Polar OFF (**)

PHASE DISTANCE [GROUP 1] PHASE DISTANCE Z1: Function Enabled

PHASE DISTANCE Z1: Direction Forward

PHASE DISTANCE Z1: Shape Mho

PHASE DISTANCE Z1: Xfmr Vol Connection None

PHASE DISTANCE Z1: Xfmr Curr Connection None

PHASE DISTANCE Z1: Reach 0.78 ohms

PHASE DISTANCE Z1: RCA 75 deg

PHASE DISTANCE Z1: Rev Reach 2.00 ohms

PHASE DISTANCE Z1: Rev Reach RCA 85 deg

PHASE DISTANCE Z1: Comp Limit 90 deg

PHASE DISTANCE Z1: DIR RCA 75 deg

PHASE DISTANCE Z1: DIR Comp Limit 90 deg

PHASE DISTANCE Z1: Quad Right Blinder 10.00 ohms

PHASE DISTANCE Z1: Quad Right Blinder RCA 85 deg

PHASE DISTANCE Z1: Quad Left Blinder 10.00 ohms

PHASE DISTANCE Z1: Quad Left Blinder RCA 85 deg

PHASE DISTANCE Z1: Supervision 0.200 pu

PHASE DISTANCE Z1: Volt Level 0.000 pu

PHASE DISTANCE Z1: Delay 0.000 s

PHASE DISTANCE Z1: Block (*)

PHASE DISTANCE Z1: Target Self-reset (**)

PHASE DISTANCE Z1: Events Enabled

PHASE DISTANCE Z2: Function Enabled



















5





























PHASE DISTANCE Z4: Direction Reverse






















6


GROUND DISTANCE [GROUP 1] GROUND DISTANCE Z1: Function Enabled

GROUND DISTANCE Z1: Direction Forward

GROUND DISTANCE Z1: Shape Quad

GROUND DISTANCE Z1: Z0/Z1 Mag 3.14

GROUND DISTANCE Z1: Z0/Z1 Ang 0 deg

GROUND DISTANCE Z1: Z0M Z1 Mag 0.00

GROUND DISTANCE Z1: Z0M Z1 Ang 0 deg

GROUND DISTANCE Z1: Reach 0.75 ohms

GROUND DISTANCE Z1: RCA 90 deg

GROUND DISTANCE Z1: Rev Reach 2.00 ohms

GROUND DISTANCE Z1: Rev Reach RCA 85 deg

GROUND DISTANCE Z1: POL Current Zero-seq

GROUND DISTANCE Z1: Non-Homogen Ang 0.0 deg

GROUND DISTANCE Z1: Comp Limit 90 deg

GROUND DISTANCE Z1: DIR RCA 55 deg

GROUND DISTANCE Z1: DIR Comp Limit 65 deg

GROUND DISTANCE Z1: Quad Right Blinder 1.50 ohms

GROUND DISTANCE Z1: Quad Right Blinder RCA 75 deg

GROUND DISTANCE Z1: Quad Left Blinder 1.50 ohms

GROUND DISTANCE Z1: Quad Left Blinder RCA 75 deg

GROUND DISTANCE Z1: Supervision 0.200 pu

GROUND DISTANCE Z1: Volt Level 0.000 pu

GROUND DISTANCE Z1: Delay 0.000 s

GROUND DISTANCE Z1: Block (*)

GROUND DISTANCE Z1: Target Self-reset (**)

GROUND DISTANCE Z1: Events Enabled

GROUND DISTANCE Z2: Function Enabled






















7


































GROUND DISTANCE Z4: Direction Reverse

















8











PHASE CURRENT

PHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC1: Function Enabled

PHASE TOC1: Signal Source SRC 1 (**)

PHASE TOC1: Input Phasor

PHASE TOC1: Pickup 1.200 pu

PHASE TOC1: Curve IEC Curve A

PHASE TOC1: TD Multiplier 0.06

PHASE TOC1: Reset Instantaneous

PHASE TOC1: Voltage Restraint Disabled

PHASE TOC1: Block A PH DIR1 BLK A (**)

PHASE TOC1: Block B PH DIR1 BLK B (**)

PHASE TOC1: Block C PH DIR1 BLK C (**)

PHASE TOC1: Target Self-reset (**)

PHASE TOC1: Events Enabled

PHASE DIRECTIONAL [GROUP 1] PHASE DIR1: Function Enabled

PHASE DIR1: Source SRC 1 (**)

PHASE DIR1: Block SRC1 VT FUSE FAIL OP (**)

PHASE DIR1: ECA 45 deg

PHASE DIR1: Pol V Threshold 0.700 pu

PHASE DIR1: Block when V Mem Exp No

PHASE DIR1: Target Self-reset (**)

PHASE DIR1: Events Enabled

NEUTRAL CURRENT NEUTRAL TOC [GROUP 1] NEUTRAL TOC1: Function Enabled

NEUTRAL TOC1: Source SRC 1 (**)

NEUTRAL TOC1: Input Phasor

NEUTRAL TOC1: Pickup 0.10 pu

NEUTRAL TOC1: Curve IEC Curve A

NEUTRAL TOC1: TD Multiplier 0.18

NEUTRAL TOC1: Reset Instantaneous

NEUTRAL TOC1: Block OFF

NEUTRAL TOC1: Target Self-reset (**)



9

NEUTRAL TOC1: Events Enabled

NEUTRAL DIRECTIONAL OC [GROUP 1] NEUTRAL DIR OC1: Function Enabled

NEUTRAL DIR OC1: Source SRC 1 (**)

NEUTRAL DIR OC1: Polarizing Dual

NEUTRAL DIR OC1: Polarizing Volt Calculated V0

NEUTRAL DIR OC1: Op Current Calculated 3I0

NEUTRAL DIR OC1: POS SEQ Restraint 0.00

NEUTRAL DIR OC1: Offset 0.00 ohms

NEUTRAL DIR OC1: Forward ECA 78 ° Lag

NEUTRAL DIR OC1: Forward Limit Angle 80 deg

NEUTRAL DIR OC1: Forward Pickup 0.080 pu

NEUTRAL DIR OC1: Reverse Limit Angle 80 deg

NEUTRAL DIR OC1: Reverse Pickup 0.080 pu

NEUTRAL DIR OC1: Block SRC1 VT FUSE FAIL OP (**)

NEUTRAL DIR OC1: Target Self-reset (**)

NEUTRAL DIR OC1: Events Enabled

BREAKER FAILURE [GROUP 1] BF1: Function Enabled

BF1: Mode 3-Pole

BF1: Source SRC 1 (**)

BF1: Current Supervision Yes

BF1: Use Seal-In Yes

BF1: Three Pole Initiate (*)

BF1: Block OFF

BF1: Phase Current Supv Pickup 1.620 pu

BF1: Neutral Current Supv Pickup 0.133 pu

BF1: Use Timer 1 Yes

BF1: Timer 1 Pickup Delay 0.200 s

BF1: Use Timer 2 No


BF1: Use Timer 3 No


BF1: Breaker Pos1 Phase A/3P (*)

BF1: Breaker Pos2 Phase A/3P (*)

BF1: Breaker Test On (*)

BF1: Phase Current HiSet Pickup 1.620 pu

BF1: Neutral Current HiSet Pickup 0.133 pu

BF1: Phase Current LoSet Pickup 1.620 pu

BF1: Neutral Current LoSet Pickup 0.133 pu

BF1: LoSet Time Delay 0.000 s

BF1: Trip Dropout Delay 0.000 s

BF1: Target Latched



10

BF1: Events Enabled

BF1: Phase A Initiate (*)

BF1: Phase B Initiate (*)

BF1: Phase C Initiate (*)

BF1: Breaker Pos1 Phase B (*)

BF1: Breaker Pos1 Phase C (*)

BF1: Breaker Pos2 Phase B (*)

BF1: Breaker Pos2 Phase C (*)

VT FUSE FAILURE VT FUSE FAILURE 1: Function Enabled

Nota:

(*) Ajustes deberá ser determinado por control

(**) Ajustes que serán complementados en terreno de acuerdo a ajustes de control

PAGINA N° DOCUMENTO REV. EAP 73/2008 2 1

ESTUDIO DE AJUSTE DE PROTECCIONES

INFORME EAP Nº 73/2008 G. Z. MAULE Nº 181

NUEVA PROTECCIÓN DE DISTANCIA

LÍNEA DE 154 kV HUALPÉN – BOCAMINA

S/E BOCAMINA – PAÑO AT1

Noviembre 2008

Documento INFORME EAP N° 73/2008

Preparó

Andrés Vieyra C. - Carlos Lobos C. DOCUMENTO: 08228-05-01-IEES-ITE-001 Versión A

Revisó Salvador Luque N.

Analista Sistemas Eléctricos

Autorizó Verónica Gajardo C.

Jefa de Sistemas Eléctricos


ÍNDICE

1.- OBJETIVOS............................................................................................. 3

2.- ANTECEDENTES ....................................................................................... 3

2.1.- Sistema eléctrico bajo estudio ............................................................. 3

2.2.- Casos de estudio ............................................................................. 3

2.3.- Parámetros eléctricos........................................................................ 5

3.- CRITERIOS DE AJUSTE .............................................................................. 7

3.1.- Funciones habilitadas........................................................................ 7

3.2.- Protección de distancia para fallas entre fases (21P) .................................. 8

3.3.- Protección de distancia para fallas a tierra (21N)..................................... 10

3.4.- Sobrecorriente direccional de fases (67P).............................................. 12

3.5.- Sobrecorriente direccional residual (67N).............................................. 12

3.6.- Cierra contra falla (Line Pickup) ......................................................... 13

3.7.- Falla del interruptor (50BF)............................................................... 13

3.8.- Pérdida de Potenciales (Fuse Failure) .................................................. 14

3.9.- Localizador de fallas ....................................................................... 14

3.10.- Registrador oscilográfico.................................................................. 14

4.- ANEXOS............................................................................................... 15

4.1.- Curvas de Coordinación ................................................................... 15

4.2.- Listado de Ajustes.......................................................................... 20


1.- OBJETIVOS

En este informe, se especifican los ajustes deL nuevo relé de protección GE D60 que servirán a la línea de 154 kV Hualpén – Bocamina en el extremo de S/E Bocamina. La instalación de esta protección se enmarca en el proyecto de adecuación de protecciones por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. Los ajustes emitidos en este informe están basados en el documento 08228-05-01-IEES-ITE-001 Versión A titulado “Estudio de Coordinación de Protecciones: Línea de 154 kV Bocamina – Hualpén” , preparado por Ingendesa como parte de los estudios de protecciones licitados el año 2008.

2.- ANTECEDENTES

El presente EAP especifica los ajustes “sistémicos” de los relés de las siguientes instalaciones: – Equipamiento S/E Bocamina, paño AT1:

Protección de distancia marca General Electric modelo D60 Código de la protección: D60-N00-HKH-F8L-H6D-M6U-P6U-U67-W67

2.1.- Sistema eléctrico bajo estudio La figura 1 muestra un diagrama simplificado del sistema eléctrico circundante a la línea de 154 kV Hualpén – Bocamina. 2.2.- Casos de estudio Los casos de estudio considerados en este estudio fueron seleccionados de manera tal de abarcar el mayor rango posible de condiciones de operación de la zona de interés, buscando además cuales son los mayores sobrealcance y subalcance de las protecciones de distancia. – Caso 1: Centrales Bocamina, Fopaco y Coronel en servicio – Caso 2: Centrales Bocamina y Fopaco en servicio, Central Coronel fuera de servicio – Caso 3: Central Bocamina en servicio, Centrales Fopaco y Coronel fuera de servicio

Cabe destacar que no se consideraron caso de estudios en los cuales la Central Bocamina esté fuera de servicio, debido a que bajo esta condición, el interruptor AT1 de la S/E Bocamina permanece abierto.


S/E

Hor

cone

s

S/E

Are

nas

Bla

ncas

S/E

Con

cepc

ion

S/E Coronel

52A4

S/E Petropower

S/E Charrúa

S/E San Vicente

Gen. Bocamina

Gen. Fopaco

S/E Bocamina 52AT1

Tap Quiñenco

S/E Hualpen

S/E Mapal

S/E Fopaco

G~

G ~

DIg

SIL

EN

T

Figura 1: Sistema eléctrico bajo estudio


2.3.- Parámetros eléctricos Los parámetros eléctricos de generadores, transformadores y líneas de transmisión utilizados en la realización de este estudio son los indicados en la base DigSILENT (EB Noviembre 2008 Dia Lab.dz) emitida por el CDEC-SIC. A continuación se indican las características eléctricas de los equipos directamente involucrados en el presente estudio.

Parámetros Eléctricos de las Líneas

Designación de la línea o tramo Longitud (Km)

R1 (ΩΩΩΩ-prim)

X1 (ΩΩΩΩ-prim)

R0 (ΩΩΩΩ-prim)

X0 (ΩΩΩΩ-prim)

Hualpén – Mapal 11,55 1,236 4,673 4,029 14,663

Mapal – Fopaco 6,14 0,657 2,484 2,141 7,795

Fopaco – Tap Quiñenco 6,56 0,702 2,654 2,288 8,328

Tap Quiñenco – Coronel 0,88 0,094 0,356 0,307 1,117

Tap Quiñenco – Bocamina 2,80 0,300 1,133 0,977 3,555

San Vicente – Hualpén C2 5,23 0,560 2,116 1,824 6,639

San Vicente – Tap Petroquímicas 2,37 0,254 0,959 0,827 3,009

Tap Petroquímicas – Hualpén 2,86 0,306 1,157 0,996 3,631

Hualpén - Bocamina 27,05 2,895 10,944 9,435 34,341

Parámetros Eléctricos de los Transformadores de Dos Enrollados

Designación del transformador Potencia Nominal

(MVA) Reactancia Sec. (+)

Reactancia Sec. (0)

Conexión

T1 S/E Mapal 154/15 kV 24 12,38% 12,40% Dyn1

T1 S/E Fopaco 154/6 kV 20 9,60% 8,00% Dyn1

T1 S/E Bocamina 161/13,8 kV 147 12,84% 10,46% Ynd1

Nota: Reactancias en porcentaje considerando la potencia nominal como potencia base

Parámetros Eléctricos de los Transformadores de Tres Enrollados

React. Sec. (+) React. Sec. (0) Designación del transformador

Pot. Nominal (MVA) HV-MV HV-LV HV-MV HV-LV

Conexión

T3 S/E Coronel 154/69/14,8 kV 60/60/40 8,39% 10,2% 9,82% 10,82% YN0yn0d1

T4 S/E Coronel 154/69/14,8 kV 60/60/20 8,39% 15,3% 8,74% 11,54% YN0yn0d1

T5 S/E Coronel 154/69/13,8 kV 56/56/22,4 10,5% 6,2% 8,05% 4,76% YN0yn0d1

T1 S/E Hualpén 225/161/69 kV 300/300/90 9,65% 17,88% 9,65% 1,61% YN0yn0d1

Nota: Reactancias en porcentaje considerando la menor potencia nominal de los lados como potencia base


S/E Bocamina, paño AT1 (Hualpén):

3115

1153000.161

:PP/TT 5

600:CC/TT

De esta forma, los parámetros eléctricos de las líneas referidos a valores secundarios en el extremo de S/E Bocamina son los siguientes:

Parámetros Eléctricos de las Líneas referidos a valores secundarios

Designación de la línea o tramo Longitud (Km)

R1 (ΩΩΩΩ-sec)

X1 (ΩΩΩΩ-sec)

R0 (ΩΩΩΩ-sec)

X0 (ΩΩΩΩ-sec)

Hualpén – Mapal 11,55 1,236 4,673 4,029 14,663

Mapal – Fopaco 6,14 0,657 2,484 2,141 7,795

Fopaco – Tap Quiñenco 6,56 0,702 2,654 2,288 8,328

Tap Quiñenco – Coronel 0,88 0,094 0,356 0,307 1,117

Tap Quiñenco – Bocamina 2,80 0,300 1,133 0,977 3,555

San Vicente – Hualpén C2 5,23 0,560 2,116 1,824 6,639

San Vicente – Tap Petroquímicas 2,37 0,254 0,959 0,827 3,009

Tap Petroquímicas – Hualpén 2,86 0,306 1,157 0,996 3,631

Hualpén - Bocamina 27,05 0,248 0,938 0,809 2,944

Ángulo de la línea de 154 kV Hualpén – Bocamina:

°=

=

=ϕ 75

895,2944,10

atanRX

atanL

LLínea

Factor de compensación para fallas a tierra (k0 según definición del fabricante):

°∠=°∠°∠== 015,3

2,7532,116,7461,35

Z

ZK

1

00


3.- CRITERIOS DE AJUSTE

A continuación se indican las funciones de protección consideradas en el presente estudio, posteriormente se exponen brevemente los criterios de ajustes considerados en la parametrización de la protección. El correspondiente proyecto de control deberá implementar las adecuaciones necesarias para el cumplimiento de la siguiente filosofía de protección de la línea de 154 kV Hualpén – Bocamina. 3.1.- Funciones habilitadas

Las funciones que serán habilitadas y ajustadas en la protección General Electric D60 son las siguientes: – Protección de distancia para fallas entre fases (21P) – Protección de distancia para fallas a tierra (21N) – Sobrecorriente direccional de fases (67P) – Sobrecorriente direccional residual (67N) – Cierre contra falla (Line Pickup) – Falla del interruptor (50BF) – Pérdida de potenciales (VT Fuse Failure) – Localizador de fallas – Registrador oscilográfico


3.2.- Protección de distancia para fallas entre fases (21P)

En este grupo de ajustes, se especifican las zonas de la protección de distancia para fallas entre fases que serán habilitadas, así como su dirección y los alcances de cada una de estas zonas. La protección de distancia se ha configurado de manera de tener tres zonas de protección (Z1, Z2 y Z3) hacia adelante, una zona con dirección hacia atrás (Z4), todas con característica tipo Mho. Zona 1:

El alcance de esta zona se ajustará al 80% de impedancia de secuencia positiva de la línea. Esta zona tendrá un ángulo característico igual al ángulo de la línea de 154 kV Hualpén - Bocamina. Este alcance operará en forma instantánea para fallas hasta: Alcance Zona 1: Fallas entre fases (21P)

55-72% Línea 154 kV Hualpén – Bocamina 100% Línea 154kV Tap Quiñenco – Coronel 6% Transformador T3, T4 y T5 S/E Coronel

Zona 2:

El alcance de esta zona se ajustará al 130% de la impedancia de secuencia positiva medida en la S/E Bocamina para una falla trifásica en el extremo de S/E Hualpén. Esta zona tendrá un ángulo característico igual al ángulo de la línea de 154 kV Hualpén - Bocamina. Este alcance operará en un tiempo de 650 milisegundos. Alcance Zona 2: Fallas entre fases (21P)

100% Línea 154 kV Hualpén – Bocamina 2% Transformador S/E Mapal 3% Transformador S/E Fopaco 100% Línea 154kV Tap Quiñenco – Coronel 10-12% Transformador T3, T4 y T5 S/E Coronel 5-100% Línea 154 kV San Vicente – Hualpén 10-100% Línea 154 kV Tap Petroquímicas – Hualpén 0-100% Línea 154 kV San Vicente – Tap Petroquímicas 2-15% Transformador T1 S/E Hualpén 0-45% Línea 154 kV San Vicente – Talcahuano 0-6% Línea 154 kV Concepción – San Vicente 1 y 2


Zona 3:

El alcance de esta zona se ajustara al 110% de la máxima impedancia vista desde la S/E Bocamina para fallas trifásica en la línea de 154 kV San Vicente – Hualpén 1 y 2, la que se produce cuando la ubicación de la falla es al 70% de la línea antes mencionada. Esta zona tendrá un ángulo característico igual al ángulo de la línea de 154 kV Hualpén - Bocamina. Este alcance operará en un tiempo de 2250 milisegundos. Alcance Zona 3: Fallas entre fases (21P)

100% Línea 154 kV Hualpén – Bocamina 3% Transformador S/E Mapal 4% Transformador S/E Fopaco 100% Línea 154kV Tap Quiñenco – Coronel 15-17% Transformador T3, T4 y T5 S/E Coronel 100% Línea 154 kV San Vicente – Hualpén 100% Línea 154 kV Tap Petroquímicas – Hualpén 100% Línea 154 kV San Vicente – Tap Petroquímicas 4% Transformador S/E Petropower 17-32% Transformador T1 S/E Hualpén 70-100% Línea 154 kV San Vicente – Talcahuano 10-100% Línea 154 kV Concepción – San Vicente 1 y 2

Zona 4:

El alcance de esta zona se ajustará en dirección reversa con un alcance igual al 80% de la reactancia de secuencia positiva del transformador de 147 MVA de la S/E Bocamina. Esta zona tendrá un ángulo característico igual al ángulo de la línea de 154 kV Hualpén - Bocamina. Este alcance operará en un tiempo de 1500 milisegundos. Alcance Zona 4: Fallas entre fases (21P)

80% Transformador T1 S/E Bocamina


3.3.- Protección de distancia para fallas a tierra (21N)

En este grupo de ajustes, se especifican las zonas de la protección de distancia para fallas a tierra que serán habilitadas, así como su dirección y los alcances de cada una de estas zonas. La protección de distancia se ha configurado de manera de tener tres zonas de protección (Z1, Z2 y Z3) hacia adelante, una zona con dirección hacia atrás (Z4), todas con característica tipo Cuadrilateral. Zona 1:

El alcance de esta zona se ajustará al 80% de impedancia de secuencia positiva de la línea. El alcance resistivo de esta zona será igual al doble del alcance reactivo. Este alcance operará en forma instantánea para fallas hasta: Alcance Zona 1: Fallas a tierra (21N)

51-55% Línea 154 kV Hualpén – Bocamina 100% Línea 154kV Tap Quiñenco – Coronel

Zona 2:

El alcance de esta zona se ajustará al 130% de la reactancia de secuencia positiva medida en la S/E Bocamina para una falla trifásica en el extremo de S/E Hualpén. El alcance resistivo de esta zona será igual al doble del alcance reactivo. Este alcance operará en un tiempo de 650 milisegundos. Alcance Zona 2: Fallas a tierra (21N)

100% Línea 154 kV Hualpén – Bocamina 100% Línea 154kV Tap Quiñenco – Coronel 9-28% Línea 154 kV San Vicente – Hualpén 10-100% Línea 154 kV Tap Petroquímicas – Hualpén 17-51% Línea 154 kV San Vicente – Tap Petroquímicas

Zona 3:

El alcance de esta zona se ajustara al 100% de la máxima reactancia vista desde la S/E Bocamina para una falla monofásica en la línea de 154 kV San Vicente – Hualpén 1 y 2, la que se produce cuando la ubicación de la falla es al 70% de la línea antes mencionada. El alcance resistivo de esta zona será igual al doble del alcance reactivo.


Este alcance operará en un tiempo de 2250 milisegundos. Alcance Zona 3: Fallas a tierra (21N)

100% Línea 154 kV Hualpén – Bocamina 100% Línea 154kV Tap Quiñenco – Coronel 100% Línea 154 kV San Vicente – Hualpén 100% Línea 154 kV Tap Petroquímicas – Hualpén 100% Línea 154 kV San Vicente – Tap Petroquímicas 14-76% Línea 154 kV San Vicente – Talcahuano 2-12% Línea 154 kV Concepción – San Vicente 1 y 2

Zona 4:

El alcance de esta zona se ajustará en dirección reversa con un alcance igual al 80% de la reactancia de secuencia positiva del transformador de 147 MVA de la S/E Bocamina. El alcance resistivo de esta zona será igual alcance reactivo. Este alcance operará en un tiempo de 1500 milisegundos. Alcance Zona 4: Fallas a tierra (21N)

No aplica: Tipo de conexión del transformador


3.4.- Sobrecorriente direccional de fases (67P) La protección direccional de sobrecorriente se emplea como respaldo a la protección de distancia con el objetivo de dar mayor selectividad a esta. La corriente pick-up se ajusta al 120% de la corriente nominal del transformador de corriente. En la característica de operación se ajusta una curva IEC tipo A, con un índice de tiempo apropiado para coordinar con las protecciones que se encuentran aguas abajo. Los ajustes son los siguientes:

Curva : IEC Standard Inverse A Corriente de pickup : 6,00 A-sec (720 A-prim) Índice de tiempo : 0,06 seg

Tiempos de operación 2 x I pickup : 0,602 seg 5 x I pickup : 0,257 seg 8 x I pickup : 0,198 seg 10 x I pickup : 0,178 seg

3.5.- Sobrecorriente direccional residual (67N) Esta función estará será ajustada con una corriente de mínima operación capaz de detectar fallas en la totalidad de la línea con una resistencia hasta de 50 Ω-prim. La curva de operación será del tipo Standard Inverse A según IEC, de esta forma dar respaldo a la protección de distancia. Los ajustes son los siguientes:

Curva : IEC Standard Inverse A Corriente de pickup : 0,50 A-sec (60 A-prim) Índice de tiempo : 0,18 seg

Tiempos de operación 2 x I pickup : 1,805 seg 5 x I pickup : 0,770 seg 8 x I pickup : 0,593 seg 10 x I pickup : 0,535 seg


3.6.- Cierra contra falla (Line Pickup) Esta función tiene por objetivo permitir despejes instantáneas al detectar fallas al momento de cerrar el interruptor de la línea previamente desenergizada. El umbral de corriente de cierre contra falla (PHASE IOC LINE PICKUP) se ajustará de modo de detectar fallas francas ubicadas hasta el 80%, para ello, se considerará la mínima corriente de falla trifásica ubicada en el punto antes mencionado de la línea, la que ocurre para un escenario de máxima generación en la zona (caso de estudio 1). Se debe tener presente que la lógica del relé GE D60 toma en cuenta además, el ajuste de la zona 2 en esta función, dicha zona de protección la cual en caso de existir un cierre contra falla, operaría con tiempo instantáneo. Esta función estará habilitada, siempre y cuando, se detecte el interruptor abierto por más 200 milisegundos abierto, y seguirá activa después de cerrar el interruptor por 200 milisegundos. 3.7.- Falla del interruptor (50BF) Un esquema de falla de interruptor determina que un interruptor que ha recibido una señal de apertura no ha despejado la falla en un tiempo definido. El esquema de operación de la función de falla de interruptor incluye tres etapas: Inicio, determinación de la condición de falla de interruptor y salida. El esquema determina una condición de falla de interruptor a través de 3 caminos posibles. Cada uno de estos caminos es equipado con un tiempo de retraso. Vía rápida (timer 1) está asociado a un umbral de operación alto, su lógica de operación supervisa el valor de la corriente y la posición del contacto auxiliar del interruptor. Vía principal (timer 2) está asociado a un umbral de operación bajo y sólo supervisa el valor de la corriente. Finalmente, el vía lenta (timer 3) no tiene umbral de operación asociado y su lógica sólo supervisa la posición del contacto auxiliar. Se ha determinado usar la vía rápida (timer 1) El inicio de la función se programará de tal manera que tenga lugar toda vez que alguna función ejecute una orden de disparo sobre la protección. Cuando la función es iniciada, inmediatamente la protección envía una señal de disparo sobre el interruptor (re-trip). La corriente de operación de fase será ajustada en un valor igual al 80% del menor valor de cortocircuito trifásico para una falla en el extremo opuesto de la línea. La corriente de residual se ajustará en un valor igual al 80% de la corriente para una falla con resistencia de falla de 25 Ohm, ubicada en el extremo Hualpén de la línea. El tiempo de operación de esta vía se ajustará en 200 milisegundos, tiempo suficiente para la extinción del arco en el interruptor. Transcurrido dicho tiempo, la protección deberá enviar trip sobre el relé auxiliar de la máquina de la Central Bocamina (86TG).


3.8.- Pérdida de Potenciales (Fuse Failure) Esta función permite detectar la falla de un fusible en el lado secundario de los transformadores de potencial (TT/PP). La salida digital de esta lógica interna (SRC1 VT FUSE FAIL OP) deberá bloquear la operación de todas las zonas de la protección de distancia para fallas entre fases y a tierra. Adicionalmente esta función deberá convertir en elementos no direccionales a las funciones de sobrecorriente direccional para fallas entre fases y para fallas residuales. Esta función deberá estar habilitada y además generar una alarma hacia el centro de control. 3.9.- Localizador de fallas La lógica de localización de la fallas del relé deberá activarse (FAULT REPORT 1 TRIG) con cada operación de las zonas de la protección de distancia, por lo que se deberá implementar una lógica interna con este propósito. 3.10.- Registrador oscilográfico Esta función permite determinar las características de longitud y forma de partida de la oscilografía del relé. El registro oscilográfico deberá guardarse con la operación de cualquier función de protección, para ello, se deberá implementar una lógica interna cuya salida binaria dará la orden de grabación (TRIGGER SOURCE). La posición del Trip en la oscilografía (TRIGGER POSITION) se deberá ajustar en 50%.


4.- ANEXOS

4.1.- Curvas de Coordinación

ANEXO A:

CURVAS DE COORDINACIÓN

LÍNEA 154 kV HUALPÉN – BOCAMINA

PAÑO AT1 - S/E BOCAMINA


14.012.010.08.006.004.002.00-2.00-4.00-6.00-8.00-10.0-12.0-14.0-16.0-18.0 [pri.Ohm]

30.0

28.0

26.0

24.0

22.0

20.0

18.0

16.0

14.0

12.0

10.0

8.00

6.00

4.00

2.00

-2.00

-4.00

-6.00

-8.00

-10.0

-12.0

-14.0

-16.0

-18.0

-20.0

-22.0

[pri.Ohm]

AT1\GE D60_21_Bocamina_AT1

Protección de Distancia para Fallas entre Fases 21_Mho

EAP N° 73/2008 GE D60 - Paño AT1 S/E Bocamina

DIg

SIL

EN

T


50.045.040.035.030.025.020.015.010.05.00-5.00-10.0-15.0-20.0-25.0-30.0 [pri.Ohm]

65.0

60.0

55.0

50.0

45.0

40.0

35.0

30.0

25.0

20.0

15.0

10.0

5.00

-5.00

-10.0

-15.0

-20.0

-25.0

-30.0

-35.0

-40.0

-45.0

-50.0

-55.0

-60.0

-65.0

[pri.Ohm]

AT1\GE D60_21N_Bocamina_AT1

Protección de Distancia para Fallas a Tierra 21N_Quad


DIg

SIL

EN

T


100 1000 10000 100000[pri.A]0.01

0.1

1

10

100

[s]

154.00 kV AT1\GE D60_67_Bocamina_AT1

GE D60_67_Bocamina_AT1 IEC Standard inverse A Ipset: 6.00 sec.A Tpset: 0.06

Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente de Fases 51/67


DIg

SIL

EN

T


10 100 1000 10000[pri.A]0.01

0.1

1

10

100

[s]

154.00 kV AT1\GE D60_67N_Bocamina_AT1

GE D60_67N_Bocamina_AT1 IEC Standard inverse A Ipset: 0.50 sec.A Tpset: 0.18

Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente Residual 51N/67N


DIg

SIL

EN

T


4.2.- Listado de Ajustes

ANEXO B:

RESUMEN DE AJUSTES PARA LA

PROTECCION DE LÍNEA SISTEMA 2: GE D60

LÍNEA 154 kV HUALPÉN – BOCAMINA

PAÑO AT1 - S/E BOCAMINA


SYSTEM SETUP AC INPUTS CURRENT CT F1: Phase CT Primary 600 A CT F1: Phase CT Secondary 5 A CT F1: Ground CT Primary 600 A CT F1: Ground CT Secondary 5 A VOLTAGE VT F5: Phase VT Connection Wye VT F5: Phase VT Secondary 66.4 V VT F5: Phase VT Ratio 1400.00 :1 VT F5: Auxiliary VT Connection (*) VT F5: Auxiliary VT Secondary 66.4 V VT F5: Auxiliary VT Ratio 1400.00 :1 POWER SYSTEM Nominal Frequency 50 Hz Phase Rotation ABC Frequency And Phase Reference SRC 1 (**) Frequency Tracking Function Enabled GROUPED ELEMENTS GROUP 1 LINE PICKUP [GROUP 1] Function Enabled Signal Source SRC 1 (**) Phase IOC Line Pickup 1.890 pu UV Pickup 0.800 pu Line End Open Pickup Delay 0.200 s Line End Open Reset Delay 0.200 s OV Pickup Delay 0.200 s Autoreclose Coordination Bypass Enabled Terminal Open (*) AR Accelerate OFF Block OFF Target Self-reset (**) Events Enabled


DISTANCE DISTANCE [GROUP 1] Source SRC 1 (**) Memory Duration 10 cycles Force Self-Polar OFF (**) Force Mem-Polar OFF (**) PHASE DISTANCE [GROUP 1] PHASE DISTANCE Z1: Function Enabled PHASE DISTANCE Z1: Direction Forward PHASE DISTANCE Z1: Shape Mho PHASE DISTANCE Z1: Xfmr Vol Connection None PHASE DISTANCE Z1: Xfmr Curr Connection None PHASE DISTANCE Z1: Reach 0.78 ohms PHASE DISTANCE Z1: RCA 75 deg PHASE DISTANCE Z1: Rev Reach 2.00 ohms PHASE DISTANCE Z1: Rev Reach RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z1: Comp Limit 90 deg PHASE DISTANCE Z1: DIR RCA 75 deg PHASE DISTANCE Z1: DIR Comp Limit 90 deg PHASE DISTANCE Z1: Quad Right Blinder 10.00 ohms PHASE DISTANCE Z1: Quad Right Blinder RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z1: Quad Left Blinder 10.00 ohms PHASE DISTANCE Z1: Quad Left Blinder RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z1: Supervision 0.200 pu PHASE DISTANCE Z1: Volt Level 0.000 pu PHASE DISTANCE Z1: Delay 0.000 s PHASE DISTANCE Z1: Block (*) PHASE DISTANCE Z1: Target Self-reset (**) PHASE DISTANCE Z1: Events Enabled PHASE DISTANCE Z2: Function Enabled PHASE DISTANCE Z2: Direction Forward PHASE DISTANCE Z2: Shape Mho PHASE DISTANCE Z2: Xfmr Vol Connection None PHASE DISTANCE Z2: Xfmr Curr Connection None PHASE DISTANCE Z2: Reach 1.36 ohms PHASE DISTANCE Z2: RCA 75 deg PHASE DISTANCE Z2: Rev Reach 2.00 ohms PHASE DISTANCE Z2: Rev Reach RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z2: Comp Limit 90 deg PHASE DISTANCE Z2: DIR RCA 75 deg PHASE DISTANCE Z2: DIR Comp Limit 90 deg PHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder 10.00 ohms


PHASE DISTANCE Z2: Quad Right Blinder RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder 10.00 ohms PHASE DISTANCE Z2: Quad Left Blinder RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z2: Supervision 0.200 pu PHASE DISTANCE Z2: Volt Level 0.000 pu PHASE DISTANCE Z2: Delay 0.650 s PHASE DISTANCE Z2: Block (*) PHASE DISTANCE Z2: Target Self-reset (**) PHASE DISTANCE Z2: Events Enabled PHASE DISTANCE Z3: Function Enabled PHASE DISTANCE Z3: Direction Forward PHASE DISTANCE Z3: Shape Mho PHASE DISTANCE Z3: Xfmr Vol Connection None PHASE DISTANCE Z3: Xfmr Curr Connection None PHASE DISTANCE Z3: Reach 1.83 ohms PHASE DISTANCE Z3: RCA 75 deg PHASE DISTANCE Z3: Rev Reach 2.00 ohms PHASE DISTANCE Z3: Rev Reach RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z3: Comp Limit 90 deg PHASE DISTANCE Z3: DIR RCA 75 deg PHASE DISTANCE Z3: DIR Comp Limit 90 deg PHASE DISTANCE Z3: Quad Right Blinder 10.00 ohms PHASE DISTANCE Z3: Quad Right Blinder RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z3: Quad Left Blinder 10.00 ohms PHASE DISTANCE Z3: Quad Left Blinder RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z3: Supervision 0.200 pu PHASE DISTANCE Z3: Volt Level 0.000 pu PHASE DISTANCE Z3: Delay 2.250 s PHASE DISTANCE Z3: Block (*) PHASE DISTANCE Z3: Target Self-reset (**) PHASE DISTANCE Z3: Events Enabled PHASE DISTANCE Z4: Function Enabled PHASE DISTANCE Z4: Direction Reverse PHASE DISTANCE Z4: Shape Mho PHASE DISTANCE Z4: Xfmr Vol Connection None PHASE DISTANCE Z4: Xfmr Curr Connection None PHASE DISTANCE Z4: Reach 1.55 ohms PHASE DISTANCE Z4: RCA 75 deg PHASE DISTANCE Z4: Rev Reach 1.55 ohms PHASE DISTANCE Z4: Rev Reach RCA 75 deg PHASE DISTANCE Z4: Comp Limit 90 deg PHASE DISTANCE Z4: DIR RCA 75 deg PHASE DISTANCE Z4: DIR Comp Limit 90 deg PHASE DISTANCE Z4: Quad Right Blinder 10.00 ohms


PHASE DISTANCE Z4: Quad Right Blinder RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z4: Quad Left Blinder 10.00 ohms PHASE DISTANCE Z4: Quad Left Blinder RCA 85 deg PHASE DISTANCE Z4: Supervision 0.200 pu PHASE DISTANCE Z4: Volt Level 0.000 pu PHASE DISTANCE Z4: Delay 1.500 s PHASE DISTANCE Z4: Block (*) PHASE DISTANCE Z4: Target Self-reset (**) PHASE DISTANCE Z4: Events Enabled GROUND DISTANCE [GROUP 1] GROUND DISTANCE Z1: Function Enabled GROUND DISTANCE Z1: Direction Forward GROUND DISTANCE Z1: Shape Quad GROUND DISTANCE Z1: Z0/Z1 Mag 3.14 GROUND DISTANCE Z1: Z0/Z1 Ang 0 deg GROUND DISTANCE Z1: Z0M Z1 Mag 0.00 GROUND DISTANCE Z1: Z0M Z1 Ang 0 deg GROUND DISTANCE Z1: Reach 0.75 ohms GROUND DISTANCE Z1: RCA 90 deg GROUND DISTANCE Z1: Rev Reach 2.00 ohms GROUND DISTANCE Z1: Rev Reach RCA 85 deg GROUND DISTANCE Z1: POL Current Zero-seq GROUND DISTANCE Z1: Non-Homogen Ang 0.0 deg GROUND DISTANCE Z1: Comp Limit 90 deg GROUND DISTANCE Z1: DIR RCA 55 deg GROUND DISTANCE Z1: DIR Comp Limit 65 deg GROUND DISTANCE Z1: Quad Right Blinder 1.50 ohms GROUND DISTANCE Z1: Quad Right Blinder RCA 75 deg GROUND DISTANCE Z1: Quad Left Blinder 1.50 ohms GROUND DISTANCE Z1: Quad Left Blinder RCA 75 deg GROUND DISTANCE Z1: Supervision 0.200 pu GROUND DISTANCE Z1: Volt Level 0.000 pu GROUND DISTANCE Z1: Delay 0.000 s GROUND DISTANCE Z1: Block (*) GROUND DISTANCE Z1: Target Self-reset (**) GROUND DISTANCE Z1: Events Enabled GROUND DISTANCE Z2: Function Enabled GROUND DISTANCE Z2: Direction Forward GROUND DISTANCE Z2: Shape Quad GROUND DISTANCE Z2: Z0/Z1 Mag 3.14 GROUND DISTANCE Z2: Z0/Z1 Ang 0 deg GROUND DISTANCE Z2: Z0M Z1 Mag 0.00 GROUND DISTANCE Z2: Z0M Z1 Ang 0 deg GROUND DISTANCE Z2: Reach 1.49 ohms


GROUND DISTANCE Z2: RCA 90 deg GROUND DISTANCE Z2: Rev Reach 2.00 ohms GROUND DISTANCE Z2: Rev Reach RCA 85 deg GROUND DISTANCE Z2: POL Current Zero-seq GROUND DISTANCE Z2: Non-Homogen Ang 0.0 deg GROUND DISTANCE Z2: Comp Limit 90 deg GROUND DISTANCE Z2: DIR RCA 55 deg GROUND DISTANCE Z2: DIR Comp Limit 65 deg GROUND DISTANCE Z2: Quad Right Blinder 2.97 ohms GROUND DISTANCE Z2: Quad Right Blinder RCA 75 deg GROUND DISTANCE Z2: Quad Left Blinder 2.97 ohms GROUND DISTANCE Z2: Quad Left Blinder RCA 75 deg GROUND DISTANCE Z2: Supervision 0.200 pu GROUND DISTANCE Z2: Volt Level 0.000 pu GROUND DISTANCE Z2: Delay 0.650 s GROUND DISTANCE Z2: Block (*) GROUND DISTANCE Z2: Target Self-reset (**) GROUND DISTANCE Z2: Events Enabled GROUND DISTANCE Z3: Function Enabled GROUND DISTANCE Z3: Direction Forward GROUND DISTANCE Z3: Shape Quad GROUND DISTANCE Z3: Z0/Z1 Mag 3.14 GROUND DISTANCE Z3: Z0/Z1 Ang 0 deg GROUND DISTANCE Z3: Z0M Z1 Mag 0.00 GROUND DISTANCE Z3: Z0M Z1 Ang 0 deg GROUND DISTANCE Z3: Reach 2.04 ohms GROUND DISTANCE Z3: RCA 90 deg GROUND DISTANCE Z3: Rev Reach 2.00 ohms GROUND DISTANCE Z3: Rev Reach RCA 85 deg GROUND DISTANCE Z3: POL Current Zero-seq GROUND DISTANCE Z3: Non-Homogen Ang 0.0 deg GROUND DISTANCE Z3: Comp Limit 90 deg GROUND DISTANCE Z3: DIR RCA 55 deg GROUND DISTANCE Z3: DIR Comp Limit 65 deg GROUND DISTANCE Z3: Quad Right Blinder 4.09 ohms GROUND DISTANCE Z3: Quad Right Blinder RCA 75 deg GROUND DISTANCE Z3: Quad Left Blinder 4.09 ohms GROUND DISTANCE Z3: Quad Left Blinder RCA 75 deg GROUND DISTANCE Z3: Supervision 0.200 pu GROUND DISTANCE Z3: Volt Level 0.000 pu GROUND DISTANCE Z3: Delay 2.250 s GROUND DISTANCE Z3: Block (*) GROUND DISTANCE Z3: Target Self-reset (**) GROUND DISTANCE Z3: Events Enabled


GROUND DISTANCE Z4: Function Enabled GROUND DISTANCE Z4: Direction Reverse GROUND DISTANCE Z4: Shape Quad GROUND DISTANCE Z4: Z0/Z1 Mag 3.14 GROUND DISTANCE Z4: Z0/Z1 Ang 0 deg GROUND DISTANCE Z4: Z0M Z1 Mag 0.00 GROUND DISTANCE Z4: Z0M Z1 Ang 0 deg GROUND DISTANCE Z4: Reach 1.55 ohms GROUND DISTANCE Z4: RCA 90 deg GROUND DISTANCE Z4: Rev Reach 2.00 ohms GROUND DISTANCE Z4: Rev Reach RCA 90 deg GROUND DISTANCE Z4: POL Current Zero-seq GROUND DISTANCE Z4: Non-Homogen Ang 0.0 deg GROUND DISTANCE Z4: Comp Limit 90 deg GROUND DISTANCE Z4: DIR RCA 55 deg GROUND DISTANCE Z4: DIR Comp Limit 65 deg GROUND DISTANCE Z4: Quad Right Blinder 1.55 ohms GROUND DISTANCE Z4: Quad Right Blinder RCA 75 deg GROUND DISTANCE Z4: Quad Left Blinder 1.55 ohms GROUND DISTANCE Z4: Quad Left Blinder RCA 75 deg GROUND DISTANCE Z4: Supervision 0.200 pu GROUND DISTANCE Z4: Volt Level 0.000 pu GROUND DISTANCE Z4: Delay 1.500 s GROUND DISTANCE Z4: Block (*) GROUND DISTANCE Z4: Target Self-reset (**) GROUND DISTANCE Z4: Events Enabled PHASE CURRENT PHASE TOC [GROUP 1] PHASE TOC1: Function Enabled PHASE TOC1: Signal Source SRC 1 (**) PHASE TOC1: Input Phasor PHASE TOC1: Pickup 1.200 pu PHASE TOC1: Curve IEC Curve A PHASE TOC1: TD Multiplier 0.06 PHASE TOC1: Reset Instantaneous PHASE TOC1: Voltage Restraint Disabled PHASE TOC1: Block A PH DIR1 BLK A (**) PHASE TOC1: Block B PH DIR1 BLK B (**) PHASE TOC1: Block C PH DIR1 BLK C (**) PHASE TOC1: Target Self-reset (**) PHASE TOC1: Events Enabled


PHASE DIRECTIONAL [GROUP 1] PHASE DIR1: Function Enabled PHASE DIR1: Source SRC 1 (**) PHASE DIR1: Block SRC1 VT FUSE FAIL OP (**) PHASE DIR1: ECA 45 deg PHASE DIR1: Pol V Threshold 0.700 pu PHASE DIR1: Block when V Mem Exp No PHASE DIR1: Target Self-reset (**) PHASE DIR1: Events Enabled NEUTRAL CURRENT NEUTRAL TOC [GROUP 1] NEUTRAL TOC1: Function Enabled NEUTRAL TOC1: Source SRC 1 (**) NEUTRAL TOC1: Input Phasor NEUTRAL TOC1: Pickup 0.10 pu NEUTRAL TOC1: Curve IEC Curve A NEUTRAL TOC1: TD Multiplier 0.18 NEUTRAL TOC1: Reset Instantaneous NEUTRAL TOC1: Block OFF NEUTRAL TOC1: Target Self-reset (**) NEUTRAL TOC1: Events Enabled NEUTRAL DIRECTIONAL OC [GROUP 1] NEUTRAL DIR OC1: Function Enabled NEUTRAL DIR OC1: Source SRC 1 (**) NEUTRAL DIR OC1: Polarizing Dual NEUTRAL DIR OC1: Polarizing Volt Calculated V0 NEUTRAL DIR OC1: Op Current Calculated 3I0 NEUTRAL DIR OC1: POS SEQ Restraint 0.00 NEUTRAL DIR OC1: Offset 0.00 ohms NEUTRAL DIR OC1: Forward ECA 78 ° Lag NEUTRAL DIR OC1: Forward Limit Angle 80 deg NEUTRAL DIR OC1: Forward Pickup 0.080 pu NEUTRAL DIR OC1: Reverse Limit Angle 80 deg NEUTRAL DIR OC1: Reverse Pickup 0.080 pu NEUTRAL DIR OC1: Block SRC1 VT FUSE FAIL OP (**) NEUTRAL DIR OC1: Target Self-reset (**) NEUTRAL DIR OC1: Events Enabled


BREAKER FAILURE [GROUP 1] BF1: Function Enabled BF1: Mode 3-Pole BF1: Source SRC 1 (**) BF1: Current Supervision Yes BF1: Use Seal-In Yes BF1: Three Pole Initiate (*) BF1: Block OFF BF1: Phase Current Supv Pickup 1.620 pu BF1: Neutral Current Supv Pickup 0.133 pu BF1: Use Timer 1 Yes BF1: Timer 1 Pickup Delay 0.200 s BF1: Use Timer 2 No BF1: Timer 2 Pickup Delay 0.200 s BF1: Use Timer 3 No BF1: Timer 3 Pickup Delay 0.200 s BF1: Breaker Pos1 Phase A/3P (*) BF1: Breaker Pos2 Phase A/3P (*) BF1: Breaker Test On (*) BF1: Phase Current HiSet Pickup 1.620 pu BF1: Neutral Current HiSet Pickup 0.133 pu BF1: Phase Current LoSet Pickup 1.620 pu BF1: Neutral Current LoSet Pickup 0.133 pu BF1: LoSet Time Delay 0.000 s BF1: Trip Dropout Delay 0.000 s BF1: Target Latched BF1: Events Enabled BF1: Phase A Initiate (*) BF1: Phase B Initiate (*) BF1: Phase C Initiate (*) BF1: Breaker Pos1 Phase B (*) BF1: Breaker Pos1 Phase C (*) BF1: Breaker Pos2 Phase B (*) BF1: Breaker Pos2 Phase C (*) VT FUSE FAILURE VT FUSE FAILURE 1: Function Enabled Nota: (*) Ajustes deberá ser determinado por control (**) Ajustes que serán complementados en terreno de acuerdo a ajustes de control

-----Mensaje original----- De: Gajardo Cancino, Veronica [mailto:[email protected]] Enviado el: Jueves, 05 de Febrero de 2009 05:22 p.m. Para: [email protected] CC: [email protected]; Lopez Vergara, Rodrigo; Pulido Venegas, Esteban; Concha Vielma, German Asunto: RV: Modelación Líneas Maitencillo-Pan de Azúcar. Importancia: Alta

Estimado Sergio:

En relación al problema de coordinación detectado en el EVCP en los paños de S/E Pan de Azúcar (se incluye observación), en nuevos análisis que hemos efectuado, detectamos que este problema de coordinación se presenta cuando las líneas Pan de Azúcar - Maitencillo han sido modeladas considerando que ambos circuitos inician y terminan en SSEE opuestas, generando sobrealcances aparentes; los que desaparecen si se corrige la modelación (ambos circuitos comienzan en una misma subestación); se adjuntan detalles en mail de abajo.

Este problema en la modelación de líneas paralelas y sus posibles efectos ya lo habíamos planteado en agosto del año pasado haciendo énfasis en sus consecuencias en los estudios de flujos y entendemos que las bases se corrigieron (verificamos las de enero y febrero 2009), sin embargo la base utilizada para el EVCP contiene el error descrito.

Agradeceremos, por lo tanto, la eliminación de este problema de coordinación en el estudio del EVCP.

Atte.

Verónica Gajardo

-----Mensaje original----- De: Concha Vielma, German Enviado el: Jueves, 05 de Febrero de 2009 14:07 Para: Gajardo Cancino, Veronica CC: Pulido Venegas, Esteban Asunto: Modelación Líneas Maitencillo-Pan de Azúcar. Importancia: Alta

Verónica:

En la situación actual de la base de DigSilent, las líneas Maitencillo-Pan de Azúcar presentan un problema en su modelación, con respecto al sentido en el que fueron definidas:

Circuito 2: Terminal i: Maitencillo

Terminal j: Pan de Azúcar

Circuito 1: Terminal i: Pan de Azúcar

Terminal j: Maitencillo

Esto trae como consecuencia para los sistemas de protección modelados en DigSilent, sobrealcances en sus zonas de operación, como las siguientes:

Fallas vistas desde S/E Pan de Azúcar, para fallas en las líneas Maitencillo-Guacolda 1 y 2 al 10% desde S/E Maitencillo, los sistemas de Pan de Azúcar, detectan estas fallas en zona 1 de protección. Los mismo pasa para fallas en la barra de S/E Maitencillo. Los tipos de fallas son fallas monofásicas a tierra, sin resistencia de falla.

Cuando de definen las dos líneas correctamente en el mismo sentido, modelandose éstas como líneas acopladas, los resultados para las mismas simulaciones son notablemente distintos, ya que estas fallas son detectadas en zona 2 por los sistemas de protección, por lo cual, ante una falla de éste tipo, las protecciones actuarían coordinadamente.

De esta manera, los problemas detectados en el informe EVCP, se deben principalmente a una modelación incorrecta de las líneas Pan de Azúcar-Maitencillo, y no a un problema en los ajustes de los sistemas de protección de TRANSELEC.

Muy Atentamente,

Germán Concha Vielma

Sistemas Eléctricos

t: (56 2) 467 7061

f: (56 2) 650 8518

d: Apoquindo 3721, Piso 6

www.transelec.cl

OBSERVACIONES DE LA EMPRESA CGE TRANSMISIÓN S.A. A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL EVCP 2008

OBSERVACIONES DE LA EMPRESA STS S.A. A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL EVCP 2008

______________________________________________________________________

María Luisa Santander 0230, Providencia Fono 56-02-2045080. Fax 56-02-2045144. [email protected]

1

RESPUESTA PARA CDEC SOBRE OBSERVACIONES PLANTEDAS EN INFORME

“ESTUDIO DE VERIFICACIÓN Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES”

Sistema de Transmisión del Sur

Grupo SAESA

Enero – 2009

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2

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................3

2. ANTECEDENTES......................................................................................5

3. RESPUESTAS A LAS OBSERVACIONES..............................................6

3.1. Observación nº1: S/E Ancud, paño de línea 110 kV hacia S/E Pid Pid. .......... 6

3.2. Observación nº2: S/E Pid Pid, paño de línea 110 kV hacia S/E Chonchi........ 8

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3

1. INTRODUCCIÓN En el presente documento se presentan las respuestas de STS a las observaciones planteadas en el informe denominado “Estudio de Verificación y Coordinación de Protecciones” (EVCP) del CDEC-SIC correspondiente al año 2008 y con fecha de emisión en diciembre de 2008.

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4

Diagrama unilineal del Sistema Eléctrico de Chiloé

110 kV

E Equivalente 110 kV

RS/E Melipulli

110 kV

9.02 km

G 66 kV

S/E Colaco

23 kV

S/E Empalme

23 kV

10.4 km

3.6 km 13.3 km 10.75 km 23 kV

110 kV

110 kV

S/E Ancud

1.09 km

34.67 km 29.79 km

0.16 km

S/E Degañ

23 kV

110 kV

23 kV

8.0 km 7.88 km 9.58 km

S/E Pid Pid

110 kV

S/E Chonchi

0.85 km

0.85 km

56.68 km

S/E Quellón

110 kV

110 kV

23 kV

R

R

R

R

G

R

R

EPAC 3400 SEL-311C

SEL 311C

SEL 311C SEL 351A

SEL 351A SEL 387 W&B Panacea

W&B GVR

Central Elektragen

Central PSEG

NOJA OSM27

SEL-311C KCGG-140

23 kV

45.2 km

G

Central Ancud G

R

RKCGG 140

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5

2. ANTECEDENTES Las observaciones que plantea el CDEC en su informe son las que se indican a continuación: Observación nº1: S/E Ancud, paño de línea 110 kV hacia S/E Pid Pid • Se detectó que ante fallas trifásicas y bifásicas a tierra ocurridas en la línea 1x110 kV Pid Pid - Chonchi, con ubicación de falla al 10% y al 90% de S/E Pid Pid, la protección de sobrecorriente de fases ajustada en el relé SEL-311C opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo. Se sugiere analizar el ajuste de la protección 50 en S/E Ancud del paño de línea 110 kV hacia S/E Pid Pid, la que de acuerdo con nuestros antecedentes se encuentra ajustada en 400 [A], sin retardo. • A su vez, se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Pid Pid - Chonchi, con ubicación de falla al 10% y al 90% de S/E Pid Pid, la protección de sobrecorriente residual ajustada en el relé SEL-311C opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo. Se sugiere analizar el ajuste de la protección 50N en S/E Ancud del paño de línea 110 kV hacia S/E Pid Pid, la que de acuerdo con nuestros antecedentes se encuentra ajustada en 12.5 [A], sin retardo. Observación nº2: S/E Pid Pid, paño de línea 110 kV hacia S/E Chonchi • Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Chonchi - Quellón, con ubicación de falla al 10% de S/E Chonchi, la protección de distancia ajustada en el relé SEL-311C posee un tiempo de paso reducido, respecto de la protección de sobrecorriente operada en S/E Chonchi. Se sugiere analizar los tiempos de paso existentes entre las protecciones de sobrecorriente de la línea 1x110 kV Chonchi - Quellón, en el extremo de S/E Chonchi, respecto de la operación en respaldo de las protecciones de distancia de la línea 1x110 kV Pid Pid - Chonchi, en el extremo de S/E Pid Pid, ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas que ocurran en la línea 1x110 kV Chonchi - Quellón.

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6

3. RESPUESTAS A LAS OBSERVACIONES

3.1. Observación nº1: S/E Ancud, paño de línea 110 kV hacia S/E Pid Pid.

En el informe se indica que el relé SEL-311C tiene ajustadas unidades de sobrecorriente de fase y residual con operación instantánea, lo que genera las operaciones no selectivas. Tal como se indica a continuación dichos ajustes no corresponden a los que actualmente se encuentran en servicio en la S/E Ancud en el relé SEL-311C, ya que dicho relé está ajustado con unidades de distancia. En la S/E Ancud aguas arriba del transformador regulador se encuentra instalado un relé KCGG140 que tiene ajustadas unidades de sobrecorriente no direccionales de tiempo inverso con los ajustes que se indican a continuación:

- Sobrecorriente de fase, relé KCGG140 Unidad de tiempo inverso: Mínimo de Operación = 230 (A - prim.) en 110 kV Curva = Muy inversa (VI30XDT) Time dial o Lever = 0,25 Unidad de tiempo definido: Mínimo de Operación = 700 (A - prim.) en 110 kV Tiempo de operación = instantáneo.

- Sobrecorriente residual, relé KCGG140 Unidad de tiempo inverso: Mínimo de Operación = 50 (A - prim.) en 110 kV Curva = Muy inversa (VI30XDT) Time dial o Lever = 0,75

Unidad de tiempo definido: Mínimo de Operación = 530 (A - prim.) en 110 kV Tiempo de operación = instantáneo.

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7

Al considerar estos ajustes en el modelamiento de las protecciones, se podrá verificar que no existe descoordinación entre las protecciones de la S/E Ancud y las protecciones de la S/E Pid Pid.

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8

3.2. Observación nº2: S/E Pid Pid, paño de línea 110 kV hacia S/E Chonchi.

En el informe se indica que el relé SEL-311C de la S/E Pid Pid tiene un paso de coordinación muy reducido con respecto a la protección de sobrecorriente de la línea que nace de la S/E Chonchi. Al analizar la observación planteada en el informe, se deduce que el modelamiento de las protecciones de S/E Chonchi no considera que existe un relé de distancia SEL 311C, el que fue instalado durante el año 2008 mientras se desarrolló el proyecto de cambio de tensión de alimentación de la línea Chonchi – Quellón. A continuación se entregan los ajustes del relé SEL-311C de la S/E Chonchi:

Unidades de distancia de fase y residual del tipo MHO (SEL-311C) Primera zona = 23,0 Ω - primario. Dirección hacia Quellón. Tiempo de actuación = instantáneo. Segunda zona = 39,67 Ω - primario. Dirección hacia Quellón. Tiempo de actuación = 0,4 segundos. Tercera zona = 57,5 Ω - primario. Dirección hacia Quellón. Tiempo de actuación = 1,2 segundos. Unidades de distancia residual del tipo Cuadrilateral (SEL-311C) Resistencia primera zona = 25,0 Ω - primario. Reactancia primera zona = 17,83 Ω - primario. Dirección hacia Quellón Tiempo de actuación = instantáneo. Resistencia segunda zona = 25,0 Ω - primario. Reactancia segunda zona = 30,83 Ω - primario. Dirección hacia Quellón Tiempo de actuación = 0,4 segundos.

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9

Resistencia tercera zona = 25,0 Ω - primario. Reactancia tercera zona = 44,66 Ω - primario. Dirección hacia Quellón. Tiempo de actuación = 1,2 segundos.

Al considerar estos ajustes en el modelamiento de las protecciones, se podrá verificar que no existe descoordinación entre las protecciones de la S/E Pid Pid y las protecciones de la S/E Chonchi.

OBSERVACIONES DE LA EMPRESA CHILECTRA S.A. A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL EVCP 2008

1CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP16R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Subestación: OCHAGAVIA Paño: LINEA HACIA S/E CHENA CIRCUITO 1 Marca: SCHWEITZER Modelo: SEL-321-1 Tipo: Digital Versión del relé: 1 Firmware: SEL-321-1-R465-V556112pb-D961108 Sistema: PRINCIPAL Razon TT/PP: 115000/115 Razon TT/CC: 1200/5 Razon TT/CC (AUX): --- Manual del fabricante de la protección: SEL-321-1 Ajustes para unidades de distancia de fases (21) y residual (21N) Unidad de fase 21 Numero de zonas fases (21): 4 Dirección de operación protección 21: 1° Zona: Hacia delante (Forward) 2° Zona: Hacia delante (Forward) 3° Zona: Hacia atrás (Reverse) 4° Zona: Hacia delante (Forward)

2CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP16R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Diagrama de operación en el plano R-X de las zonas de operación de fases Valores en ohm-primarios:

Características de operación de protección 21: 1° Zona: Circular, tipo MHO 2° Zona: Circular, tipo MHO 3° Zona: Circular, tipo MHO 4° Zona: Circular, tipo MHO

La tercera zona de fases se usará como parte de la lógica del esquema de teleprotección, por lo tanto se definió en sentido inverso (Lógica de corriente inversa). Alcances de la protección 21, unidad MHO. Estos valores son expresados en ohm, En valores Secundarios y Primarios Impedancia 1° Zona: 0,49 (Ohms-Secundarios) = 2,05 (Ohms-Primarios) Impedancia 2° Zona: 3,84 (Ohms-Secundarios) = 16,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 3° Zona: -3,60 (Ohms-Secundarios) = -15 (Ohms-Primarios) Impedancia 4° Zona: 4,80 (Ohms-Secundarios) = 20 (Ohms-Primarios) Angulo en grados: 76,44°

Nota: todas las zonas poseen el mismo ángulo y no poseen desplazamiento del origen.

5-5 10-10 15-15 20-20

-5

5

-10

10

-15

15

-20

20

Ω

Ω

zone1 zone2 zone3 zone4

3CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP16R002SE033R002 26-Ene2009 Protección de Distancia: Alcances de la protección 21, unidad poligonal o de reactancia. Estos valores son expresados en ohm, en valores secundarios:

Alcance reactivo de 1° Zona: --- Alcance resistivo de 1° Zona: ---

Alcance reactivo de 2° Zona: --- Alcance resistivo de 2° Zona: --- Alcance reactivo de 3° Zona: --- Alcance resistivo de 3° Zona: --- Alcance reactivo de 4° Zona: --- Alcance resistivo de 4° Zona: --- Nota: no posee otras características de operación Tiempos de operación de la protección 21 (valores en segundos): 1° Zona: 0 2° Zona: 0,4 3° Zona: 0 4° Zona: 1,0

Diagrama PQ

30 18 6 6 18 30

20

12

4

4

12

20

P [MW] x 1000

Q [M

Var

] x 1

000

4CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP16R002SE033R002

26-Ene-2009 Protección de Distancia: Unidad Residual (21N) Numero de zonas residual (21N): 4 Dirección de operación protección 21N: 1° Zona: Hacia delante (Forward) 2° Zona: Hacia delante (Forward) 3° Zona: Hacia atrás (Reverse) 4° Zona: Hacia delante (Forward)

5

Diagrama de operación en el plano R-X de las zonas de operación residual Valores en ohm-primarios:

Características de operación de protección 21N:

1° Zona: Circular, tipo MHO 2° Zona: Circular, tipo MHO 3° Zona: Circular, tipo MHO 4° Zona: Circular, tipo MHO La tercera zona residual se usará como parte de la lógica del esquema de teleprotección, por lo tanto se definió en sentido inverso (Lógica de corriente inversa).

5-5 10-10 15-15 20-20

-5

5

-10

10

-15

15

-20

20

Ω

Ω


6CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP16R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Alcances de la protección 21N, unidad MHO. Estos valores son expresados en ohm: En valores Secundarios y Primarios Impedancia 1° Zona: 0,49 (Ohms-Secundarios) =2,05 (Ohms-Primarios) Impedancia 2° Zona: 3,36 (Ohms-Secundarios) =14,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 3° Zona: -3,60 (Ohms-Secundarios) = -15 (Ohms-Primarios) Impedancia 4° Zona: 4,80 (Ohms-Secundarios) =20 (Ohms-Primarios)

Angulo en grados: 76,44°


Alcances de la protección 21N, unidad poligonal o de reactancia. Estos valores son expresados en ohm, en valores secundarios

Alcance reactivo de 1° Zona: ---- Alcance resistivo de 1° Zona: ---- Alcance reactivo de 2° Zona: ---- Alcance resistivo de 2° Zona: ---- Alcance reactivo de 3° Zona: ---- Alcance resistivo de 3° Zona: ---- Alcance reactivo de 4° Zona: --- Alcance resistivo de 4° Zona: ---

Tiempos de operación de la protección 21N (valores en segundos): 1° Zona: 0 2° Zona: 0,4 3° Zona: 0 4° Zona: 1,0

7OTROS AJUSTES DE LA PROTECCION DE DISTANCIA Ajuste para zona de limitación de carga

Esta función permite ajustar la protección de distancia en forma independiente de los niveles de carga. Las condiciones de carga son vigiladas por dos características de operación independientes de impedancia de secuencia positiva, las cuales se ajustan tanto para el flujo de carga saliente como el entrante.

Cuando la carga está dentro de cualquiera de ellas, y se encuentra habilitada esta función, la protección de distancia de fases queda bloqueada.

- Ajuste de la característica de flujo de carga saliente (saliendo de la barra)

Magnitud de impedancia mínima de carga : 6,33 (Ω-sec.)

Angulo límite de carga positivo : 60°

Angulo límite de carga negativo : -60°

- Ajuste de la característica de flujo de carga entrante (entrando a la barra)



Angulo límite de carga negativo : 240°

El ajuste de la impedancia mínima de carga, se ha determinado para un flujo de potencia de 458,77 MVA.

Ajuste para la función de cierre contra falla

Esta función permite disminuir los tiempos de despeje en los momentos en que se reconecta la línea en forma manual, después que se haya producido una operación automática, o bien en los momentos de normalización de una línea luego de alguna intervención en ella.

- Ajuste de la función de cierre contra falla

Tiempo de activación de la función : 12 (ciclos)

Tiempo de retardo de la función : 10 (ciclos)

Corriente de operación (umbral de sobrecorriente) : 10560 (Amp. – Prim.)

La función se activa mediante la correspondiente señal de “cierre” hacia el interruptor, ya sea en forma manual desde el panel de control, o en forma remota desde el despacho. El tiempo que dura esta función (12 ciclos), es lo suficiente para identificar las fallas que estén presentes al momento de reconectar la línea.

- Acción realizada por la función

Esta función cuando se activa y existe una falla en el circuito, permite la operación de los elementos de distancia de fases y residual de primera zona (caso más frecuente) y del umbral de sobrecorriente de fases no direccional instantáneo, todos los cuales entregan la orden de apertura hacia el interruptor de poder.

- Criterio de desactivación de la función

Se deshabilita la activación de la función de cierre contra falla, mediante la opción del estado del interruptor de poder, para lo cual verifica la apertura de todos los polos del interruptor de poder.

8 Ajuste para las funciones de sobrecorriente de respaldo

Actúan como respaldo de las funciones principales de distancia, y basan su operación en la medida de corrientes, que al sobrepasar cierto umbral de ajuste, entregan el respectivo orden de apertura al interruptor de poder del circuito protegido.

- Ajuste de la función de sobrecorriente residual

Actúan por corrientes residuales (3 x I0), y su objetivo es despejar fallas a tierra que pueden localizarse en el circuito que protegen.

Se ajustan unidades residuales temporizadas o de tiempo y unidades instantáneas.

- Ajuste de la unidad temporizada o de tiempo

Mínimo de operación : 120 (Amp.- prim.)

Corriente de pickup : 0,5 (Amp.- sec.)

Curva de operación : (I.E.C Class A, Standard Inverse, C1)

Lever o multiplicador de tiempo : 0,12

El sentido de operación de esta unidad es direccional, para lo cual tiene supervisión direccional hacia delante, es decir hacia la línea. Para la supervisión direccional utiliza un elemento direccional de secuencia negativa (32QF).

- Ajuste de la unidad Instantánea



Tiempo de operación : 0,02 (seg.)

El sentido de operación de esta unidad es direccional, para lo cual tiene supervisión direccional hacia delante, es decir hacia la línea. El criterio para su ajuste es despejar fallas a tierra con un alcance de hasta aproximadamente el 80% de la longitud de la línea protegida.

- Acción realizada por la función de sobrecorriente residual

Cualquiera de las unidades cuando operan, entregan orden de operación de apertura al correspondiente interruptor de poder del circuito protegido.

9 - Curva de operación de la unidad de sobrecorriente residual

- Ajuste de la función de sobrecorriente de secuencia negativa

NO SE HABILITAN EN ESTA OPORTUNIDAD

- Ajuste de la función de sobrecorriente de fases


time (s)

0.01

0.1

1.0

10

100

1000

0.01kA 0.1kA 1.0kA 10kA 100kA

Common Voltage 110,000 kVVoltaje de referencia 110 kV

10 Ajuste para la función de Pérdida de potenciales (LOP)

- Ajuste de la función LOP

Habilitación de la función “Pérdida de potenciales” : SI

- Acción realizada por la función LOP

- Bloqueo de las protecciones direccionales de distancia, mientras ocurra la pérdida de potenciales.

- Se habilitan como respaldo elementos de sobrecorriente quedando como no direccionales, los cuales proporcionan protección durante una condición de pérdida de potenciales.

Ajuste para la función de Teleprotección

Función implementada en ambos circuitos para cada uno de los extremos de la línea de tres puntas (CHENA – OCHAGAVIA – BUIN), la cual corresponde a un complemento adicional al típico esquema de protecciones de distancia por zonas de medidas.

El esquema de teleprotección está basado en un sistema CARRIER para la transmisión de señales que permiten la aceleración en las aperturas de los interruptores de los otros extremos.

- Esquema de operación usado en la teleprotección

Esquema de operación : PUTT

- Señales que activan el envío

a) Activación en la protección local de algún elemento de distancia instantáneo de primera zona, con medición hacia delante.

b) La lógica de corriente inversa no debe estar habilitada (ningún elemento que mire hacia atrás esté activado)

La lógica de corriente inversa permite evitar la operación inadecuada de un interruptor del extremo de la línea sana, en un esquema con doble circuito, estando el lugar de la falla en la otra línea.

- Condiciones que se deben cumplir para que una señal de recepción provoque la apertura del interruptor

a) Haber recibido desde los terminales remotos las señales de trip permisivas (basta que se reciba la señal de cualquiera de los otros dos extremos remotos)

b) Activación en la protección local de algún elemento de distancia instantáneo de primera zona, con medición hacia delante.

c) La lógica de corriente inversa no debe estar habilitada (ningún elemento que mire hacia atrás esté activado)

d) Cumplimiento de las condiciones del esquema “Weak infeed”

• Recepción de una señal de trip permisivo desde un extremo remoto.

• Un elemento de bajo voltaje de fase o residual es activado.

11• La tercera zona invertida no debe estar operada.

• Todos los polos del interruptor deben estar cerrados.

1CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP15R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Subestación: OCHAGAVIA Paño: LINEA HACIA S/E CHENA CIRCUITO 1 Marca: SCHWEITZER Modelo: SEL-221-16 Tipo: Digital Versión del relé: 16 Firmware: SEL-221-16-R801-V556kpssci4-D950712-E2 Sistema: SECUNDARIA Razon TT/PP: 115000/115 Razon TT/CC: 1200/5 Razon TT/CC (AUX): --- Manual del fabricante de la protección: SEL-221-16 Ajustes para unidades de distancia de fases (21) y residual (21N) Unidad de fase 21 Numero de zonas fases (21): 3 Dirección de operación protección 21: 1° Zona: Hacia delante (Forward) 2° Zona: Hacia delante (Forward) 3° Zona: Hacia delante (Forward) 4° Zona: ---


Características de operación de protección 21: 1° Zona: Circular, tipo MHO 2° Zona: Circular, tipo MHO 3° Zona: Circular, tipo MHO 4° Zona: ---

Alcances de la protección 21, unidad MHO. Estos valores son expresados en ohm, En valores Secundarios y Primarios Impedancia 1° Zona: 0,46 (Ohms-Secundarios) = 1,94 (Ohms-Primarios) Impedancia 2° Zona: 3,36 (Ohms-Secundarios) = 14,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 3° Zona: 4,80 (Ohms-Secundarios) = 20,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 4° Zona: -------------------------------------------------------------------- Angulo en grados: 76,44°


5-5 10-10 15-15 20-20

-5

5

-10

10

-15

15

-20

20

Ω

Ω


3CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP15R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Alcances de la protección 21, unidad poligonal o de reactancia. Estos valores son expresados en ohm, en valores secundarios:


Alcance reactivo de 2° Zona: --- Alcance resistivo de 2° Zona: --- Alcance reactivo de 3° Zona: --- Alcance resistivo de 3° Zona: --- Alcance reactivo de 4° Zona: --- Alcance resistivo de 4° Zona: --- Nota: no posee otras características de operación Tiempos de operación de la protección 21 (valores en segundos): 1° Zona: 0 2° Zona: 0,4 3° Zona: 1,0 4° Zona: ---

Diagrama PQ

30 18 6 6 18 30

20

12

4

4

12

20

P [MW] x 1000

Q [M

Var

] x 1

000


26-Ene-2009 Protección de Distancia: Unidad Residual (21N) Numero de zonas residual (21N): 3 Dirección de operación protección 21N: 1° Zona: Hacia delante (Forward) 2° Zona: Hacia delante (Forward) 3° Zona: Hacia delante (Forward) 4° Zona: ---

5



1° Zona: Circular, tipo MHO 2° Zona: Circular, tipo MHO 3° Zona: Circular, tipo MHO 4° Zona: Circular, tipo MHO

5-5 10-10 15-15 20-20

-5

5

-10

10

-15

15

-20

20

Ω

Ω


6CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP15R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Alcances de la protección 21N, unidad MHO. Estos valores son expresados en ohm: En valores Secundarios y Primarios Impedancia 1° Zona: 0,46 (Ohms-Secundarios) = 1,94 (Ohms-Primarios) Impedancia 2° Zona: 3,36 (Ohms-Secundarios) = 14,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 3° Zona: 4,80 (Ohms-Secundarios) = 20,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 4° Zona: --------------------------------------------------------------------




Alcance reactivo de 1° Zona: ---- Alcance resistivo de 1° Zona: ---- Alcance reactivo de 2° Zona: ---- Alcance resistivo de 2° Zona: ---- Alcance reactivo de 3° Zona: ----- Alcance resistivo de 3° Zona: ----- Alcance reactivo de 4° Zona: --- Alcance resistivo de 4° Zona: ---

Tiempos de operación de la protección 21N (valores en segundos): 1° Zona: 0 2° Zona: 0,4 3° Zona: 1,0 4° Zona: ---

7OTROS AJUSTES DE LA PROTECCION DE DISTANCIA

Ajuste para las funciones de sobrecorriente de respaldo







Curva de operación : 1 ( I.E.C Class A, Standard Inverse )


El sentido de operación de esta unidad es direccional, para lo cual tiene supervisión direccional hacia delante, es decir hacia la línea.












time (s)

0.01

0.1

1.0

10

100

1000

0.01kA 0.1kA 1.0kA 10kA 100kA


1CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP17R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Subestación: OCHAGAVIA Paño: LINEA HACIA S/E CHENA CIRCUITO 2 Marca: SCHWEITZER Modelo: SEL-321-1 Tipo: Digital Versión del relé: 1 Firmware: SEL-321-1-R465-V556112pb-D961108 Sistema: PRINCIPAL Razon TT/PP: 115000/115 Razon TT/CC: 1200/5 Razon TT/CC (AUX): --- Manual del fabricante de la protección: SEL-321-1 Ajustes para unidades de distancia de fases (21) y residual (21N) Unidad de fase 21 Numero de zonas fases (21): 4 Dirección de operación protección 21: 1° Zona: Hacia delante (Forward) 2° Zona: Hacia delante (Forward) 3° Zona: Hacia atrás (Reverse) 4° Zona: Hacia delante (Forward)


Características de operación de protección 21: 1° Zona: Circular, tipo MHO 2° Zona: Circular, tipo MHO 3° Zona: Circular, tipo MHO 4° Zona: Circular, tipo MHO La tercera zona de fases se usará como parte de la lógica del esquema de Teleprotección, por lo tanto se definió en sentido inverso (Lógica de corriente inversa). Alcances de la protección 21, unidad MHO. Estos valores son expresados en ohm, En valores Secundarios y Primarios Impedancia 1° Zona: 0,49 (Ohms-Secundarios) = 2,05 (Ohms-Primarios) Impedancia 2° Zona: 3,84 (Ohms-Secundarios) = 16,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 3° Zona: -3,60 (Ohms-Secundarios) = -15 (Ohms-Primarios) Impedancia 4° Zona: 4,80 (Ohms-Secundarios) = 20 (Ohms-Primarios) Angulo en grados: 76,44°


5-5 10-10 15-15 20-20

-5

5

-10

10

-15

15

-20

20

Ω

Ω




Alcance reactivo de 2° Zona: --- Alcance resistivo de 2° Zona: --- Alcance reactivo de 3° Zona: --- Alcance resistivo de 3° Zona: --- Alcance reactivo de 4° Zona: --- Alcance resistivo de 4° Zona: --- Nota: no posee otras características de operación Tiempos de operación de la protección 21 (valores en segundos): 1° Zona: 0 2° Zona: 0,4 3° Zona: 0 4° Zona: 1,0

Diagrama PQ

30 18 6 6 18 30

20

12

4

4

12

20

P [MW] x 1000

Q [M

Var

] x 1

000


26-Ene-2009 Protección de Distancia: Unidad Residual (21N) Numero de zonas residual (21N): 4 Dirección de operación protección 21N: 1° Zona: Hacia delante (Forward) 2° Zona: Hacia delante (Forward) 3° Zona: Hacia atrás (Reverse) 4° Zona: Hacia delante (Forward)

5



1° Zona: Circular, tipo MHO 2° Zona: Circular, tipo MHO 3° Zona: Circular, tipo MHO 4° Zona: Circular, tipo MHO La tercera zona residual se usará como parte de la lógica del esquema de Teleprotección, por lo tanto se definió en sentido inverso (Lógica de corriente inversa).

5-5 10-10 15-15 20-20

-5

5

-10

10

-15

15

-20

20

Ω

Ω


6CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP17R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Alcances de la protección 21N, unidad MHO. Estos valores son expresados en ohm: En valores Secundarios y Primarios Impedancia 1° Zona: 0,49 (Ohms-Secundarios) =2,05 (Ohms-Primarios) Impedancia 2° Zona: 3,36 (Ohms-Secundarios) =14,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 3° Zona: -3,60 (Ohms-Secundarios) = -15 (Ohms-Primarios) Impedancia 4° Zona: 4,80 (Ohms-Secundarios) =20 (Ohms-Primarios)




Alcance reactivo de 1° Zona: ---- Alcance resistivo de 1° Zona: ---- Alcance reactivo de 2° Zona: ---- Alcance resistivo de 2° Zona: ---- Alcance reactivo de 3° Zona: ---- Alcance resistivo de 3° Zona: ---- Alcance reactivo de 4° Zona: --- Alcance resistivo de 4° Zona: ---

Tiempos de operación de la protección 21N (valores en segundos): 1° Zona: 0 2° Zona: 0,4 3° Zona: 0 4° Zona: 1,0

7OTROS AJUSTES DE LA PROTECCION DE DISTANCIA Ajuste para zona de limitación de carga

Esta función permite ajustar la protección de distancia en forma independiente de los niveles de carga. Las condiciones de carga son vigiladas por dos características de operación independientes de impedancia de secuencia positiva, las cuales se ajustan tanto para el flujo de carga saliente como el entrante.

Cuando la carga está dentro de cualquiera de ellas, y se encuentra habilitada esta función, la protección de distancia de fases queda bloqueada.

- Ajuste de la característica de flujo de carga saliente (saliendo de la barra)



Angulo límite de carga negativo : -60°

- Ajuste de la característica de flujo de carga entrante (entrando a la barra)



Angulo límite de carga negativo : 240°

El ajuste de la impedancia mínima de carga, se ha determinado para un flujo de potencia de 458,77 MVA.

Ajuste para la función de cierre contra falla

Esta función permite disminuir los tiempos de despeje en los momentos en que se reconecta la línea en forma manual, después que se haya producido una operación automática, o bien en los momentos de normalización de una línea luego de alguna intervención en ella.

- Ajuste de la función de cierre contra falla

Tiempo de activación de la función : 12 (ciclos)

Tiempo de retardo de la función : 10 (ciclos)

Corriente de operación (umbral de sobrecorriente) : 10560 (Amp. – Prim.)

La función se activa mediante la correspondiente señal de “cierre” hacia el interruptor, ya sea en forma manual desde el panel de control, o en forma remota desde el despacho. El tiempo que dura esta función (12 ciclos), es lo suficiente para identificar las fallas que estén presentes al momento de reconectar la línea.

- Acción realizada por la función

Esta función cuando se activa y existe una falla en el circuito, permite la operación de los elementos de distancia de fases y residual de primera zona (caso más frecuente) y del umbral de sobrecorriente de fases no direccional instantáneo, todos los cuales entregan la orden de apertura hacia el interruptor de poder.

- Criterio de desactivación de la función

Se deshabilita la activación de la función de cierre contra falla, mediante la opción del estado del interruptor de poder, para lo cual verifica la apertura de todos los polos del interruptor de poder.

8 Ajuste para las funciones de sobrecorriente de respaldo








Curva de operación : (I.E.C Class A, Standard Inverse, C1)


El sentido de operación de esta unidad es direccional, para lo cual tiene supervisión direccional hacia delante, es decir hacia la línea. Para la supervisión direccional utiliza un elemento direccional de secuencia negativa (32QF).













time (s)

0.01

0.1

1.0

10

100

1000

0.01kA 0.1kA 1.0kA 10kA 100kA


10 Ajuste para la función de Pérdida de potenciales (LOP)

- Ajuste de la función LOP

Habilitación de la función “Pérdida de potenciales” : SI

- Acción realizada por la función LOP

- Bloqueo de las protecciones direccionales de distancia, mientras ocurra la pérdida de potenciales.

- Se habilitan como respaldo elementos de sobrecorriente quedando como no direccionales, los cuales proporcionan protección durante una condición de pérdida de potenciales.

Ajuste para la función de Teleprotección

Función implementada en ambos circuitos para cada uno de los extremos de la línea de tres puntas (CHENA – OCHAGAVIA – BUIN), la cual corresponde a un complemento adicional al típico esquema de protecciones de distancia por zonas de medidas.

El esquema de teleprotección está basado en un sistema CARRIER para la transmisión de señales que permiten la aceleración en las aperturas de los interruptores de los otros extremos.

- Esquema de operación usado en la teleprotección

Esquema de operación : PUTT

- Señales que activan el envío

a) Activación en la protección local de algún elemento de distancia instantáneo de primera zona, con medición hacia delante.

b) La lógica de corriente inversa no debe estar habilitada (ningún elemento que mire hacia atrás esté activado)

La lógica de corriente inversa permite evitar la operación inadecuada de un interruptor del extremo de la línea sana, en un esquema con doble circuito, estando el lugar de la falla en la otra línea.

- Condiciones que se deben cumplir para que una señal de recepción provoque la apertura del interruptor

a) Haber recibido desde los terminales remotos las señales de trip permisivas (basta que se reciba la señal de cualquiera de los otros dos extremos remotos)

b) Activación en la protección local de algún elemento de distancia instantáneo de primera zona, con medición hacia delante.

c) La lógica de corriente inversa no debe estar habilitada (ningún elemento que mire hacia atrás esté activado)

d) Cumplimiento de las condiciones del esquema “Weak infeed”

• Recepción de una señal de trip permisivo desde un extremo remoto.

• Un elemento de bajo voltaje de fase o residual es activado.

11• La tercera zona invertida no debe estar operada.

• Todos los polos del interruptor deben estar cerrados.

1CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP18R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Subestación: OCHAGAVIA Paño: LINEA HACIA S/E CHENA CIRCUITO 2 Marca: SCHWEITZER Modelo: SEL-221-16 Tipo: Digital Versión del relé: 16 Firmware: SEL-221-16-R801-V556kpssci4-D950712-E2 Sistema: SECUNDARIA Razon TT/PP: 115000/115 Razon TT/CC: 1200/5 Razon TT/CC (AUX): --- Manual del fabricante de la protección: SEL-221-16 Ajustes para unidades de distancia de fases (21) y residual (21N) Unidad de fase 21 Numero de zonas fases (21): 3 Dirección de operación protección 21: 1° Zona: Hacia delante (Forward) 2° Zona: Hacia delante (Forward) 3° Zona: Hacia delante (Forward) 4° Zona: ---


Características de operación de protección 21: 1° Zona: Circular, tipo MHO 2° Zona: Circular, tipo MHO 3° Zona: Circular, tipo MHO 4° Zona: ---

Alcances de la protección 21, unidad MHO. Estos valores son expresados en ohm, En valores Secundarios y Primarios Impedancia 1° Zona: 0,46 (Ohms-Secundarios) = 1,94 (Ohms-Primarios) Impedancia 2° Zona: 3,36 (Ohms-Secundarios) = 14,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 3° Zona: 4,80 (Ohms-Secundarios) = 20,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 4° Zona: -------------------------------------------------------------------- Angulo en grados: 76,44°


5-5 10-10 15-15 20-20

-5

5

-10

10

-15

15

-20

20

Ω

Ω




Alcance reactivo de 2° Zona: --- Alcance resistivo de 2° Zona: --- Alcance reactivo de 3° Zona: --- Alcance resistivo de 3° Zona: --- Alcance reactivo de 4° Zona: --- Alcance resistivo de 4° Zona: --- Nota: no posee otras características de operación Tiempos de operación de la protección 21 (valores en segundos): 1° Zona: 0 2° Zona: 0,4 3° Zona: 1,0 4° Zona: ---

Diagrama PQ

30 18 6 6 18 30

20

12

4

4

12

20

P [MW] x 1000

Q [M

Var

] x 1

000


26-Ene-2009 Protección de Distancia: Unidad Residual (21N) Numero de zonas residual (21N): 3 Dirección de operación protección 21N: 1° Zona: Hacia delante (Forward) 2° Zona: Hacia delante (Forward) 3° Zona: Hacia delante (Forward) 4° Zona: ---

5



1° Zona: Circular, tipo MHO 2° Zona: Circular, tipo MHO 3° Zona: Circular, tipo MHO 4° Zona: Circular, tipo MHO

5-5 10-10 15-15 20-20

-5

5

-10

10

-15

15

-20

20

Ω

Ω


6CHILECTRA S.A. Código del Sistema de Protección: SP18R002SE033R002 26-Ene-2009 Protección de Distancia: Alcances de la protección 21N, unidad MHO. Estos valores son expresados en ohm: En valores Secundarios y Primarios Impedancia 1° Zona: 0,46 (Ohms-Secundarios) = 1,94 (Ohms-Primarios) Impedancia 2° Zona: 3,36 (Ohms-Secundarios) = 14,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 3° Zona: 4,80 (Ohms-Secundarios) = 20,0 (Ohms-Primarios) Impedancia 4° Zona: --------------------------------------------------------------------




Alcance reactivo de 1° Zona: ---- Alcance resistivo de 1° Zona: ---- Alcance reactivo de 2° Zona: ---- Alcance resistivo de 2° Zona: ---- Alcance reactivo de 3° Zona: ----- Alcance resistivo de 3° Zona: ----- Alcance reactivo de 4° Zona: --- Alcance resistivo de 4° Zona: ---

Tiempos de operación de la protección 21N (valores en segundos): 1° Zona: 0 2° Zona: 0,4 3° Zona: 1,0 4° Zona: ---

7OTROS AJUSTES DE LA PROTECCION DE DISTANCIA

Ajuste para las funciones de sobrecorriente de respaldo







Curva de operación : 1 ( I.E.C Class A, Standard Inverse )


El sentido de operación de esta unidad es direccional, para lo cual tiene supervisión direccional hacia delante, es decir hacia la línea.












time (s)

0.01

0.1

1.0

10

100

1000

0.01kA 0.1kA 1.0kA 10kA 100kA


OBSERVACIONES DE LA EMPRESA HGV S.A. A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL EVCP 2008

Observación 1:Central Chacabuquito, paño generador Chacabuquito:

• Se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en la línea 220 kV Polpaico –Cerro Navia, con ubicación de falla al 95% de S/E Cerro Navia, la protección de sobrecorriente de fases opera de modo no selectivo en 0.5 segundos.

Se sugiere analizar el ajuste de la protección 50 en S/E Central Chacabuquito del paño generador Chacabuquito, la que de acuerdo con nuestros antecedentes se encuentra ajustada en 1800 [A], con un retardo de 0.5 segundos. Comentarios: Al parecer existe un error en la modelación de los relés de sobrecorriente utilizado por el CDEC para la central Chacabuquito. El problema radica en que la modelación de Chacabuquito se modeló como una sola central y no con unidades separadas, en cambio el relé utilizado corresponde a los datos de una unidad. Lo anterior implica que ante una falla, la única protección modelada observará la suma de las corrientes de fallas que aportan las cuatro unidades, lo cual provoca la operación del relé en la central Chacabuquito en un instante anterior a la apertura en segunda zona de las líneas en Polpaico-Cerro Navia. Por otro lado, no se consideró en el análisis la existencia de esquemas de teleprotección en las instalaciones de las línea Polpaico-Cerro Navia, con lo cual no se cumple con lo enunciado por la DO.

• A su vez, se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en el circuito N°1 de la línea 2x110 Aconcagua - Esperanza con ubicación de falla entre el 5% y 70% de S/E Esperanza, y en el circuito N°2 de la línea 2x110 Aconcagua - Esperanza con ubicación de falla al 5% de S/E Esperanza, las protecciones de sobrecorriente de fases operan de modo no selectivo en tiempos menores a los tiempos de operación de las segundas zonas de las protecciones de distancia operadas en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua.

Se sugiere analizar el ajuste de las protecciones 50 y 51 en S/E Central Chacabuquito del paño generador Chacabuquito, las que de acuerdo con nuestros antecedentes la protección 50 se encuentra ajustada en 1800 [A], con un retardo de 0.5 segundos, y la protección 51 se encuentra ajustada en 825 [A], con un retardo dado por una curva muy inversa IEC y un lever de 0,1. Junto con ello, es necesario considerar tiempos de operación menores para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua. Comentarios: En el análisis se observa que la DO no consideró la existencia de esquemas de teleprotección (aceleración de zonas mediante vía de comunicaciones con onda portadora) en las líneas circuito 1 y 2 entre Aconcagua y Esperanza, lo cual evita el problema que arriba se comenta. No obstante, se estudiará disminuir la temporización de la segunda zona de las protecciones aludidas.

Observación 2: S/E Los Quilos, paños generadores Los Quilos I y II:

• Se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en el circuito N°1 de la línea 2x110 Aconcagua - Esperanza con ubicación de falla al 70% de S/E Esperanza, las protecciones de sobrecorriente de fases ajustadas en los relés CDG operan de modo no selectivo en tiempos menores a los tiempos de operación de las segundas zonas de las protecciones de distancia operadas en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua.

Se sugiere analizar el ajuste de la protección 51 en S/E Los Quilos de los paños generadores Los Quilos I y II, la que de acuerdo con nuestros antecedentes se encuentra ajustada en 1200 [A], con un retardo dado por un lever de 0,12. Junto con ello, es necesario considerar tiempos de operación menores para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua. Comentarios: En el análisis se observa que la DO no consideró la existencia de esquemas de teleprotección (aceleración de zonas mediante vía de comunicaciones con onda portadora) en las líneas circuito 1 y 2 entre Aconcagua y Esperanza, lo cual evita el problema que arriba se comenta. No obstante, se estudiará disminuir la temporización de la segunda zona de las protecciones aludidas. Observación 3:S/E Los Quilos, paños transformadores 66/6.6 kV N°1, N°2 y N°3:

• Se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en el circuito N°1 de la línea 2x110 Aconcagua - Esperanza con ubicación de falla al 70% de S/E Esperanza, las protecciones de sobrecorriente de fases ajustadas en los relés CDG operan de modo no selectivo en tiempos menores a los tiempos de operación de las segundas zonas de las protecciones de distancia operadas en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua.

Se sugiere analizar el ajuste de la protección 51 en S/E Los Quilos de los paños transformadores 66/6.6 kV N°1, N°2 y N°3, la que de acuerdo con nuestros antecedentes se encuentra ajustada en 1200 [A], con un retardo dado por un lever de 0,12. Junto con ello, es necesario considerar tiempos de operación menores para los alcances en segunda zona de las protecciones de distancia en las SS/EE Los Maquis y Aconcagua. Comentarios: En el análisis se observa que la DO no consideró la existencia de esquemas de teleprotección (aceleración de zonas mediante vía de comunicaciones con onda portadora) en las líneas circuito 1 y 2 entre Aconcagua y Esperanza, lo cual evita el problema que arriba se comenta. No obstante, se estudiará disminuir la temporización de la segunda zona de las protecciones aludidas.

OBSERVACIONES DE LA EMPRESA IBENER S.A. A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL EVCP 2008

OBSERVACIONES DE LA EMPRESA PETROPOWER ENERGÍA A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL EVCP 2008

OBSERVACIONES DE LA EMPRESA ARAUCO GENERACIÓN S.A.

A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL EVCP 2008

Observaciones a “Estudio Verificación de Coordinación de las Protecciones del SIC 2008

Arauco Generación S.A.

Con respecto a la sugerencia indicada en el “Estudio Verificación de Coordinación de las

Protecciones del SIC”, página 98; de analizar el ajuste de la protección de sobrecorriente

asociada al paño del transformador de 66/11 kV de la S/E Horcones, asociada a la central

Horcones de nuestra propiedad, indicamos que el modelo de la protección y los ajustes

considerados en el estudio no corresponden a los existentes, por lo cual la operación no

selectiva detectada en este estudio no sería tal para las fallas analizadas.

Se ha considerado un relé de protección Siemens 7SJ500 con ajustes en el lado de 11 kV de

corriente de fase de pick up de 360 A, curva IEC extremadamente inversa y lever 1, siendo

que el relé de protección existente es un VAMP 160 con ajustes en el lado de 11 kV de

corriente de fase de pick up de 2760 A, curva IEC estándar inversa y lever 0.1.

Adjuntamos los modelos de todas nuestras protecciones asociadas al transformador de

66/11 kV, así como sus ajustes.

Protecciones Transformador 66/11 kV S/E Horcones: 1. Protección: VAMP 265

Interruptores asociados: 52G y 52B1

Razón de TT/CC: A.T.: 400A/5A

B.T.: 2000A/5A

- Función de protección de sobrecorriente diferencial:

• Idiff: 0.05 p.u.

• Slope 1 = 30%

• Breakpoint: 0.5 p.u.

2. Protección: VAMP 135

Interruptores asociados: 52G

Razón de TT/PP: A.T.: 69kV/115V

- Función de protección de baja frecuencia:

• Frec < 48 Hz

• Tiempo de operación: 0.1 s

Observaciones a “Estudio Verificación de Coordinación de las Protecciones del SIC 2008

Arauco Generación S.A.

3. Protección: VAMP 160

Interruptores asociados: 52G y 52B1

Razón de TT/CC: Neutro A.T.: 50A/5A

B.T.: 2000A/5A

- Función de protección de sobrecorriente de fases:

• Ipick up: 1.38 p.u.

• Curva: IEC Standard Inverse (A o C.1)

• Lever: 0.1 s

• Ecuación

⎟⎟⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅=

1

14.01.002.0

puII

T

- Función de protección de sobrecorriente residual:

• Ipick up > 2 p.u.

• Curva: IEC Standard Inverse (A o C.1)

• Lever: 0.3 s

• Ecuación

⎟⎟⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅=

1

14.03.002.0

puII

T

OBSERVACIONES DE LA EMPRESA CHILQUINTA ENERGÍA S.A.

A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL EVCP 2008

De: Francisco Torres Arriagada [[email protected]] Enviado el: miércoles, 11 de marzo de 2009 13:54 Para: [email protected] CC: Alexis Ramirez Asunto: RE: Observaciones al EVCP 2008 Estimado Luis: En relación a lo conversado con Alexis Ramírez hoy, se realizo el análisis respecto al tiempo de operación para la protección de sobrecorriente 67 en S/E Miraflores y se propone lo siguiente:

- Ajustar el tiempo de operación desde 0,06 segundos a 0,9 segundos para la protección de sobrecorriente direccional de fase y residual en la línea 110 kV Agua Santa- Miraflores, S/E Miraflores.

- Ajustar el valor de la Unidad Instantánea en 5000 (A) sin retardo, para la protección de sobrecorriente direccional de fase en la línea 110 kV Agua Santa- Miraflores, S/E Miraflores.

Espero poder comunicarme contigo durante la tarde para aclarar cualquier consulta que surja respecto a este tema. Atte. Francisco Torres Arriagada Ingeniero de Estudios y Proyectos Subestaciones Chilquinta Energía S.A.

De: Alexis Ramirez Enviado el: Martes, 10 de Marzo de 2009 13:42 Para: '[email protected]' CC: Francisco Torres Arriagada Asunto: RE: [posible spam] Observaciones al EVCP 2008 Luis: En relación a la observación emitida en el Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones del SIC 2008, versión preliminar, con respecto a problemas de coordinación en instalaciones de CHILQUINTA ENERGIA S.A., la cual se detalla a continuación: S/E Miraflores, paños de línea 2x110 kV hacia S/E Agua Santa: • Se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea 2x110 kV

Agua Santa - Laguna Verde con ubicación de falla entre el 5% y 45% de S/E Agua Santa, la protección de sobrecorriente de fases ajustada en el relé OPNL opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.

Se sugiere analizar el ajuste de la protección 67 en S/E Miraflores de los paños de línea 2x110 kV hacia S/E Agua Santa, la que de acuerdo con nuestros antecedentes se encuentra ajustada en 2400[A], sin retardo. Se realizaron las siguientes observaciones:

- Se analiza el esquema actual de protecciones y se verifica la operación no selectiva de la protección de sobrecorriente de fase, relé OPNL 6311 S/E Miraflores, ante una falla trifásica en la línea 2x110 kV Agua Santa-Laguna Verde.

- Se verifican los ajustes en la protección 67 en S/E Miraflores, encontrándose su Unidad Instantánea ajustada en 2400 (A) sin retardo. Se decide ajustar el valor de la Unidad Instantánea en 5000 (A) sin retardo, de esta forma se evitaría la operación no selectiva ante una falla como la descrita en el EVCP 2008.

Sin otro particular, saluda atentamente,

Alexis Ramírez Vergara Jefe Ingeniería Subestaciones Chilquinta Energía S.A.

De: Luis Calabran [mailto:[email protected]] Enviado el: Jueves, 05 de Marzo de 2009 11:35 Para: Pedro Lopez Salinas; Alexis Ramirez; José Fuster Fernández Asunto: [posible spam] Observaciones al EVCP 2008 Estimados Señores: Junto con saludarles, queremos consultar lo siguiente: En el Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones del SIC 2008, en su versión preliminar publicada en la página web del CDEC-SIC en diciembre pasado, se detectaron dos problemas de coordinación en instalaciones de Chilquinta: - Una de ellas, corresponde a la unidad instantánea de los paños de línea Miraflores 1 y 2 en S/E San Pedro, el cual entiendo fue modificado su mínimo de operación de 2400 [A] a 4000 [A], según el estudio de ajustes enviado por email el 30.01.08. - Sin embargo, el segundo problema de coordinación detectado corresponde a los paños de línea Agua Santa 1 y 2 en S/E Miraflores, donde al parecer también la unidad instantánea de la 67 opera ante fallas en la línea Agua Santa - Laguna Verde. En las conclusiones de este Estudio se menciona lo siguiente:

S/E Miraflores, paños de línea 2x110 kV hacia S/E Agua Santa: • Se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en uno de los circuitos de la línea 2x110 kV

Agua Santa - Laguna Verde con ubicación de falla entre el 5% y 45% de S/E Agua Santa, la protección de sobrecorriente de fases ajustada en el relé OPNL opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo.

Se sugiere analizar el ajuste de la protección 67 en S/E Miraflores de los paños de línea 2x110 kV hacia S/E Agua Santa, la que de acuerdo con nuestros antecedentes se encuentra ajustada en 2400[A], sin retardo. Debido a que en estos días debemos publicar la versión final de este Estudio, el cual incorporará los comentarios de los Coordinados propietarios de las instalaciones que, de acuerdo a lo considerado en esta versión preliminar, tendrían problemas de coordinación de protecciones, solicitamos a ustedes analizar a la brevedad lo anterior que aún está pendiente. Atento a vuestros comentarios, se despide atentamente, Luis Calabran CDEC-SIC 02.4246369

De: Alexis Ramirez [mailto:[email protected]] Enviado el: viernes, 30 de enero de 2009 11:12 Para: [email protected] Asunto: INFORME DE CAMBIO DE AJUSTES PROYECTO CGE-Tx MIRAFLORES Luis: Adjunto encontrarás informe de modificación de ajustes por el proyecto de CGE en S/E Miraflores, el cual aborda básicamente los cambios a efectuar en:

1. Unidad instantánea en S/E San Pedro de protecciones línea San Pedro-Miraflores 2. Unidad de sobrecorriente de fases y residual del acoplador 110 kV (barra receptora) S/E Miraflores

Atte, Alexis Ramírez Vergara Jefe Ingeniería Subestaciones Chilquinta Energía S.A.

INFORME SE02-DT-EZ-009-00-R0

TÍTULO : INFORME DE AJUSTES DE PROTECCIONES, S/E

MIRAFLORES. FECHA EMISIÓN : 29/01/2009

N° Documento

Rev. Fecha Autor Revisó Aprobó Comentarios

SE02-DT-EZ-009-00-R0 0 29/01/09 F. Torres A. A. Ramírez V. C. Martínez F.

Subgerencia de Ingeniería

Observaciones al EVCP 2008 (Chilquinta 2) - OK Página 2 de 5 Preparó: F. Torres A.

CONTENIDOS

PÁGINA

CONTENIDOS 2

1. ALCANCE. 3

2. CONSIDERACIONES PREVIAS. 3

3. AJUSTES DE PROTECCIONES. 3

4. COMENTARIOS Y RECOMENDACIONES 5



INFORME DE AJUSTE DE PROTECCIONES S/E MIRAFLORES.

1. Alcance. El presente informe tiene por finalidad emitir los ajustes de la protección direccional de sobrecorriente de fases de la línea San Pedro-Miraflores, extremo San Pedro, circuitos N°1 y N°2, y de la protección de sobrecorriente de la barra receptora de 110 Kv (interruptor acoplador), subestación Miraflores.

2. Consideraciones previas. De acuerdo al resultado del estudio de protecciones en S/E Miraflores, producto del ajuste de protecciones de la salida subterránea del segundo circuito 110 kV Miraflores-Marga Marga, realizado por CGE Transmisión en enero de 2009, se han debido ajustar los valores de la unidad instantánea en la direccional de sobrecorriente de fases de los Circuitos N°1 y N°2 de la línea San Pedro-Miraflores, extremo S/E San Pedro y de la protección de sobrecorriente de la barra receptora de 110 kV en la S/E Miraflores. Para el análisis se consideran los puntos siguientes:

− Niveles de cortocircuito. − Ajustes de las curvas. − Curvas de coordinación.

3. Ajustes de protecciones. 3.1. Línea San Pedro-Miraflores circuito N°1. S/E San Pedro. Protección SEL 311C. 1. Protección de sobrecorriente de fases direccional.

− Cambió en el mínimo de operación de la Unidad Instantánea. 3.2. Línea San Pedro-Miraflores circuito N°2. S/E San Pedro Protección SEL 311C. 1. Protección de sobrecorriente de fases direccional.

− Cambió en el mínimo de operación de la Unidad Instantánea.

3.3. Barra receptora 110 kV, S/E Miraflores. Protección MICOM P-122. 1. Protección de sobrecorriente de fases.

− Cambió en el mínimo de operación. − Cambio en el lever. − Cambio en el tipo de curva. − Habilitación unidad de sobrecorriente de fase de tiempo definido.

2. Protección de sobrecorriente residual.

− Cambió en el mínimo de operación. − Cambio en el lever. − Cambio en el tipo de curva. − Habilitación unidad de sobrecorriente residual de tiempo definido.



A continuación se indica el detalle de las modificaciones y de los nuevos ajustes: 3.1 Línea San Pedro-Miraflores circuito N°1. S/E San Pedro. Protección SEL 311C

3.1.1 Línea San Pedro-Miraflores Circuito N°1, protección de sobrecorriente direccional de fase SEL 311C.

Parámetro Actuales Nuevos Razón TT/CC 800/5 800/5 Tap, Is (A) Nivel 1 3 (0,6*In) 3 (0,6*In) Mínimo Operación (A) Nivel 1 480 480 Tiempo de operación (s) Nivel 1 2 2 Tap, Is (A) Nivel 2 7,5 (1,5*In) 7,5 (1,5*In) Mínimo Operación (A) Nivel 2 1200 1200 Tiempo de operación (s) Nivel 2 0,6 0,6 Tap, Is (A) Nivel 3 15 (3*In) 20 Mínimo Operación (A) Nivel 3 2400 4000 Tiempo de operación (s) Nivel 3 Instantáneo Instantáneo

3.2 Línea San Pedro-Miraflores circuito N°2. S/E San Pedro. Protección SEL 311C

3.2.1 Línea San Pedro-Miraflores Circuito N°2, protección de sobrecorriente direccional de fase SEL 311C.

Parámetro Actuales Nuevos Razón TT/CC 800/5 800/5 Tap, Is (A) Nivel 1 3 (0,6*In) 3 (0,6*In) Mínimo Operación (A) Nivel 1 480 480 Tiempo de operación (s) Nivel 1 2 2 Tap, Is (A) Nivel 2 7,5 (1,5*In) 7,5 (1,5*In) Mínimo Operación (A) Nivel 2 1200 1200 Tiempo de operación (s) Nivel 2 0,6 0,6 Tap, Is (A) Nivel 3 15 (3*In) 20 Mínimo Operación (A) Nivel 3 2400 4000 Tiempo de operación (s) Nivel 3 Instantáneo Instantáneo

3.3 Barra receptora 110 kV, S/E Miraflores. Protección MICOM P-122

3.3.1 Barra receptora 110 kV S/E Miraflores, protección de sobrecorriente de fase MICOM

P-122.

Parámetro Actuales Nuevos Razón TT/CC 800/5 800/5 Lever 0,2 0,22 Tap, Is (A) 2,25 (0,45*In) 3,75 (0,75*In) Mínimo Operación (A) 360 600 Tiempo de operación 2x (s) 2,71 2,21 Curva de operación IEC EI IEC SI



3.3.2 Barra receptora 110 kV S/E Miraflores, protección de sobrecorriente de fase de tiempo definido MICOM P-122.

Parámetro Actuales Nuevos Razón TT/CC 800/5 800/5 Tap, Is (A) Nivel 1 - 20 Mínimo Operación (A) Nivel 1 - 3280 Tiempo de operación (s) Nivel 1 - 0,2

3.3.3 Barra receptora 110 kV S/E Miraflores, protección de sobrecorriente residual MICOM

P-122.

Parámetro Actuales Nuevos Razón TT/CC 800/5 800/5 Lever 0,925 0,47 Tap, Is (A) 0,75 (0,15*In) 0,6 Mínimo Operación (A) 120 96 Tiempo de operación 2x (s) 12,51 4,72 Curva de operación IEC VI IEC SI

3.3.4 Barra receptora 110 kV S/E Miraflores, protección de sobrecorriente residual de

tiempo definido MICOM P-122.

Parámetro Actuales Nuevos Razón TT/CC 800/5 800/5 Tap, Is (A) Nivel 1 - 4,5 Mínimo Operación (A) Nivel 1 - 720 Tiempo de operación (s) Nivel 1 - 0,5 Tap, Is (A) Nivel 2 - 20 Mínimo Operación (A) Nivel 2 - 3200 Tiempo de operación (s) Nivel 2 - 0,2

4. Comentarios y recomendaciones

De acuerdo a lo analizado, estos ajustes permiten coordinación entre los equipos de protección.

Evcp 2008 (Final)

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