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Enel Green Power Pattern Energy Chile

Parques Fotovoltaicos Conejo y Pampa Solar Norte Estudio de Coordinación de Protecciones Proyectos EE-2015-020 EE-2015-083 Informe Técnico EE-ES-2015-1020 Revisión 1

Power System Studies & Power Plant Field Testing and Electrical Commissioning ISO9001:2008 Certified

11/03/2016

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Fecha

A

09/10/2015

B

Comentario

Realizó

Revisó

Aprobó

Para revisión.

JV/NS

DP

AM

23/10/2015

Se contemplan observaciones de EGP y Pattern Energy

JV/NS

DP

AM

C

13/01/2016

Se contemplan observaciones de Transelec y CDEC, las cuales se responden en Anexo 5 y 6

JV/NS

DP

AM

D

02/02/2016

Contempla observaciones de Transelec, las cuales se responden en el Anexo 5.

JV/NS

DP

AM

E

04/02/2016

Contempla observaciones de CDEC, las cuales se responden en el Anexo 6.

JV/NS

DP

AM

0

26/02/2016

Definitivo para aprobación.

JV/NS

DP

AM

1

11/03/2016

Se consideran casos de estudio adicionales

JV/NS

DP

AM

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Índice 1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 5 2 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROYECTOS .................................................................................... 8 2.1 Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte ........................................................................................ 8 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5 2.1.6

Información General ......................................................................................................... 8 Modelo estático de inversores ............................................................................................ 8 Transformador de bloque 33/0.38kV 1.7MVA ....................................................................... 9 Red interna MT .............................................................................................................. 10 Transformador de potencia 33/220kV ............................................................................... 12 Línea de Transmisión ...................................................................................................... 13

2.2 Parque Fotovoltaico Conejo ....................................................................................................... 14 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.5 2.2.6

Información General ....................................................................................................... 14 Modelo estático de los inversores ..................................................................................... 14 Transformador de bloque 33/0.4kV 2.4MVA ....................................................................... 14 Red interna MT .............................................................................................................. 15 Transformador de potencia 33/220kV ............................................................................... 18 Línea de Transmisión ...................................................................................................... 19

3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES .............................................................................. 20 3.1 Parque fotovoltaico Pampa Solar Norte ....................................................................................... 20 3.2 Parque fotovoltaico Conejo ....................................................................................................... 21 3.3 Zona de estudio ...................................................................................................................... 21 3.4 Parámetros de Líneas ............................................................................................................... 23 4 REQUERIMIENTOS NORMATIVOS .................................................................................................... 24 4.1 Artículo 3-5............................................................................................................................. 24 4.2 Artículo 3-23 ........................................................................................................................... 25 4.3 Artículo 5-44 relacionado .......................................................................................................... 27 5 ESCENARIOS DE ESTUDIO ............................................................................................................. 29 6 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO .................................................................................................. 31 7 VERIFICACIÓN DE TTCC ................................................................................................................ 35 7.1.1 Relación de transformación.............................................................................................. 35 7.1.2 Cálculo de saturación ...................................................................................................... 36 8 CRITERIOS DE AJUSTE .................................................................................................................. 40 8.1 S/E Seccionadora PSN .............................................................................................................. 40 8.1.1 8.1.2 8.1.3 8.1.4

Protección de Barra ........................................................................................................ 40 Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. PSN – TO Taltal – Paposo «J1» ..................... 41 Protecciones de la línea: Secc. PSN – Diego de Almagro «J2» .............................................. 48 Protecciones de la línea Secc. PSN – Elev. PSN «J3» ........................................................... 55

8.2 S/E Elevadora PSN ................................................................................................................... 62 8.2.1 Protecciones de la línea: Elevadora PSN– Seccionadora PSN «JT1» ....................................... 62 8.2.2 Protecciones del Transformador 220/33kV ......................................................................... 68 8.2.3 Protecciones de Media Tensión ......................................................................................... 74 8.3 S/E Seccionadora Conejo .......................................................................................................... 81 8.3.1 8.3.2 8.3.3 8.3.4

Protección de Barra ........................................................................................................ 81 Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. Conejo – TO Lalackama – Paposo «J3».......... 82 Protecciones de la línea: Secc. Conejo – Diego de Almagro «J2» .......................................... 90 Protecciones de la línea Secc. Conejo – Elev. Conejo «J1» ................................................... 99

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8.4 S/E Elevadora Conejo ............................................................................................................. 107 8.4.1 Protecciones de la línea: Elevadora Conejo – Seccionadora Conejo ..................................... 108 8.4.2 Protecciones del Transformador 220/33kV y Reactor ZIGZAG 33kV .................................... 116 8.4.3 Protección Media Tensión .............................................................................................. 122 9 MODIFICACIÓN DE AJUSTES EXISTENTES ..................................................................................... 127 9.1 S/E Diego de Almagro ............................................................................................................ 127 9.1.1 PAÑOS J3 y J4 ............................................................................................................. 127 9.2 S/E Tap off Taltal ................................................................................................................... 132 9.2.1 PAÑO JL1  SISTEMA: Secc. PSN – TO Taltal – Paposo ..................................................... 132 9.2.2 PAÑO JL1  PE Taltal: TO Taltal – PE Taltal ..................................................................... 134 9.3 S/E Tap off Lalackama ............................................................................................................ 136 9.3.1 PAÑO JL2  SISTEMA: Secc. CNJ – TO Lalackama – Paposo .............................................. 136 9.4 S/E Paposo ........................................................................................................................... 139 9.4.1 PAÑOS J1 y J2 ............................................................................................................. 139 9.5 S/E Cardones ........................................................................................................................ 142 9.5.1 Paño J12: Cardones – Diego de Almagro ......................................................................... 142 9.6 S/E Carrera Pinto ................................................................................................................... 143 9.6.1 Paño J2: Carrera Pinto – Diego de Almagro ..................................................................... 143 10 VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN ........................................................................................ 144 10.1 Análisis del factor de compensación K0 ................................................................................... 144 10.2 Actuación secuencial: Falla del sistema de Teleprotección ......................................................... 146 10.3 Operación con Tramos F/S .................................................................................................... 151 10.3.1 Caso 1 ...................................................................................................................... 152 10.3.2 Caso 2 ...................................................................................................................... 154 10.3.3 Caso 3 ...................................................................................................................... 156 10.4 Red Interna – PV Pampa Solar Norte ...................................................................................... 158 10.4.1 Fallas entre fase ......................................................................................................... 159 10.4.2 Fallas a tierra ............................................................................................................. 162 10.4.3 Tiempos de actuación.................................................................................................. 165 10.5 Red Interna – PV Conejo ....................................................................................................... 171 10.5.1 Fallas entre fase ......................................................................................................... 172 10.5.2 Fallas a tierra ............................................................................................................. 175 10.5.3 Tiempos de actuación.................................................................................................. 179 10.6 Sistema 220kV .................................................................................................................... 185 11 ANEXOS .................................................................................................................................. 187 12 ANTECEDENTES ........................................................................................................................ 188 12.1 Estudios ............................................................................................................................. 188 12.2 Documentos ........................................................................................................................ 188

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1 INTRODUCCIÓN Pattern Energy se encuentra desarrollando un proyecto de generación fotovoltaica en el sistema interconectado central de chile (SIC), denominado CONEJO, cuya fecha de puesta en servicio se estima para finales de este año 2015. El parque se considera con una potencia nominal de 104MW. El proyecto se conectará en uno de los circuitos Paposo – Diego de Almagro 220kV, específicamente en el tramo TO LALACKAMA – DIEGO DE ALMAGRO, mediante el seccionamiento de dicho circuito en la S/E denominada Fransisco, en adelante Seccionadora CNJ. A su vez, Enel Green Power se encuentra desarrollando el Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte, en adelante, PV PSN. El parque se considera con una potencia nominal de 69MW y con fecha de Puesta en Servicio (PES) a fines de 2015. Se prevé que el parque inyecte su generación en la uno de los circuitos Paposo – Diego de Almagro 220kV, específicamente en el tramo TO TALTALDIEGO DE ALMAGRO mediante el seccionamiento de dicho circuito en la subestación denominada Cachiyuyal, en adelante Seccionadora PSN. En la siguiente figura se muestra esquemáticamente la zona de interconexión de ambos proyectos.

~

~

Central Taltal CC (120MW c/u)

Parque Eólico Taltal (99MW) Tap Off PE Taltal Paposo – D.Almagro 2x220kV Circuito N°2

20km 71,5km

Paposo – D.Almagro 2x220kV Circuito N°1

Tap Off Lalackama

71,6km

Lalackama 1 (55MW) + Ampl. Lalackama (16MW)

20km

S/E Paposo

PF Pampa Solar Norte (69MW)

Conejo (104MW) S/E Cachiyuyal S/E Francisco

S/E Diego de Almagro

Figura 1-1: Zona de interconexión de los nuevos proyectos

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En el presente documento se realiza análisis de coordinación de protecciones debido a la interconexión de los nuevos proyectos el cual incluye, el modelado detallado de cada uno de los parques en estudio, los criterios de coordinación, los sistemas de protecciones involucrados y la verificación de la coordinación de protecciones. Se presentan a continuación los siguientes puntos: 

Descripción general de los proyectos Se presenta de manera detallada las características y modelos de cada una de las nuevas instalaciones de los nuevos parques fotovoltaicos.



Descripción del sistema de protecciones Se presenta el detalle de las nuevas protecciones a instalar en los nuevos parques y las protecciones existentes presentes en la zona de influencia.



Escenarios de Estudio Se presentan las características de los escenarios de estudio los cuales tienen correspondencia con la base de datos de estudio. Los mismos corresponden a los indicados en las cartas DO Nº0714/2015 y Nº0715/2015.



Corrientes de Cortocircuito Se especifican las corrientes de cortocircuito de fallas trifásicas, bifásicas, bifásicas a tierra y monofásicas en las barras de la zona de influencia de los nuevos proyectos para todos los escenarios de estudio.



Verificación del equipamiento Se realiza la verificación de saturación de los transformadores de corriente a instalar con las nuevas instalaciones indicándose si los mismos presentan condiciones de saturación para las máximas corrientes de cortocircuito.



Criterios de Ajuste Se especifican los criterios de coordinación a utilizar en los nuevos parques y subestaciones, los cuales conforman los lineamientos necesarios para lograr una correcta coordinación en la zona de estudio.



Modificación de Ajustes Existentes Se detallan los cambios que deben realizarse sobre las protecciones actualmente instaladas en el sistema con el fin de permitir el ingreso de la nuevas instalaciones.

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

Verificación de la Coordinación Se realizan los análisis relacionados con la coordinación de protecciones del sistema de 220kV y redes internas de los parques. Se destaca que este capítulo se complementa con el Anexo 1 – Tiempos de Operación.

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2 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROYECTOS 2.1 Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte 2.1.1 Información General El proyecto cuenta con 88 Santerno Sunway TG760 1000V TE-380 OD de 788.5 kW, conformando un total de 69MW. Los mismos serán distribuidos en 5 circuitos colectores. Cada inversor se conecta a través de un transformador de bloque de tres arrollamientos (1.7MVA, 0.38/33kV) con la red interna de media tensión (33kV), constituida por ternas de cables unipolares. El modelado en DIgSILENT se realiza de manera detallada, contemplando los 88 inversores y su red interna. Los circuitos de la red colectora se conectan a la barra principal en 33kV, en la cual se encuentra conectado además el transformador elevador 33/220kV de 70/90 MVA.

2.1.2 Modelo estático de inversores El modelo estático empleado para representar cada inversor del parque fotovoltaico es un «ElmGenStat», que permite reproducir las características de este tipo de equipo mediante la selección de la categoría “Photovoltaic”. Los parámetros utilizados para modelar se detallan a continuación:

Tabla 2-1: Descripción modelado inversores.

Debido al tipo de tecnología de generación el aporte al cortocircuito resulta de un 1.1xInom.

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2.1.3 Transformador de bloque 33/0.38kV 1.7MVA Los transformadores de bloque de todas las unidades son iguales, y presentan las siguientes características:

Figura 2-1: Parámetros del transformador de bloque 1.7 MVA

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2.1.4 Red interna MT Se han modelado los tipos de cables empleados. A continuación se resume la información utilizada:

Sección [mm2] 3x1x95 3x1x150 3x1x300 3x1x400

Tres cables en triángulo y en o (Tresbolillo) directamente enterrados R1 [Ω/km] X1 [Ω/km] C1 [µF/km] (B1 [µS/km]) R0 [Ω/km] X0 [Ω/km] C0 [µF/km] (B0 [µS/km]) 0.295 0.124 0.192 (60.3) 0.483 0.086 0.201(63.3) 0.200 0.116 0.231 (72.7) 0.410 0.082 0.243(76.3) 0.103 0.104 0.307 (96.5) 0.268 0.064 0.322(101.3) 0.084 0.102 0.337 (106.2) 0.249 0.062 0.354(111.5) Tabla 2-2: Características de los cables de la red interna del Parque

En la siguiente tabla se presentan el detalle de los conductores que conforman la red interna del Parque Eólico, junto con las longitudes.

Colector 5

Colector 4

Colector 3 Colector 2

Colector 1

Tramo Sección [mm2] Longitud [km] C5-C4 C4-C3 C3-C2 C2-C1 C1-SE C9-C8 C8-C7 C7-C6 C6-SE C11-C10 C10-C22 C22-C21 C21-SE C16-C15 C15-C14 C14-C13 C13-C12 C12-SE C20-C19 C19-C18 C18-C17 C17-SE

95 150 150 300 300 95 150 150 400 95 150 150 400 95 150 150 300 300 95 150 150 300

0,18 0,18 0,18 0,18 1,16 0,18 0,18 0,18 2,66 0,18 0,59 0,18 2,64 0,18 0,18 0,18 0,18 1,02 0,18 0,18 0,18 1,92

Tabla 2-3: Caracerística de tramos de cable

La Figura 2-2 muestra el modelado en detalle.

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DIgSILENT

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S/E Pampa Norte/BB

Pampa Norte 33kV

Estudio de Compensación de Reactivos Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte Pow erFactory 15.2.1

Project: 2015-020 Graphic: Pampa Solar Nort Date: 8/20/2015 Annex:

Figura 2-2: Modelado de la red interna del Parque

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2.1.5 Transformador de potencia 33/220kV El transformador general de la planta presenta las siguientes características:

Figura 2-3: Características del transformador de potencia 33/220kV

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2.1.6 Línea de Transmisión La siguiente figura muestra los parámetros de la línea de transmisión que vincula la S/E elevadora con la S/E seccionadora del PV PSN.

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2.2 Parque Fotovoltaico Conejo 2.2.1 Información General El proyecto cuenta con 104 inversores ABB PVS800 de 1000 kW, conformando un total de 104MW. Los mismos serán distribuidos en 6 circuitos colectores. Cada inversor se conecta a través de un transformador de bloque de tres arrollamientos (2.4MVA, 0.4/0.4/33kV) con la red interna de media tensión (33kV) El modelado en DIgSILENT se realiza de manera detallada, contemplando los 104 inversores y su red interna. Los circuitos de la red colectora se conectan a la barra principal en 33kV, en la cual se encuentra conectado además el transformador elevador 33/220kV de 70/93/117 MVA. 2.2.2 Modelo estático de los inversores El modelo estático empleado para representar cada inversor del parque eólico es un «ElmGenStat», que permite reproducir las características de este tipo de equipo mediante la selección de la categoría “Photovoltaic”. Los parámetros utilizados para modelar se detallan a continuación:

Tabla 2-4: Descripción modelado inversores.

Debido al tipo de tecnología de generación el aporte al cortocircuito resulta de un 1.1xInom.

2.2.3 Transformador de bloque 33/0.4kV 2.4MVA Los transformadores de bloque de todas las unidades son iguales, y presentan las siguientes características:

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Figura 2-4: Parámetros del transformador de bloque 2.4 MVA

2.2.4 Red interna MT Se han modelado los tipos de cables empleados. A continuación se resume la información utilizada:

PV Conejo Sección [mm2] R1 [Ω/km] X1 [Ω/km] B1 [µS/km] R0 [Ω/km] X0 [Ω/km] B0 [µS/km] 1x240 0,125 0,111 0,200 0,334 0,059 0,210 1x400 0,0778 0,103 0,230 0,427 0,051 0,240 1x630 0,0469 0,095 0,29 0,552 0,0444 0,3 Tabla 2-5: Características de los cables de la red interna del Parque

En la siguiente tabla se presentan el detalle de los conductores que conforman la red interna del Parque Eólico, junto con las longitudes.

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Colector 3

0,448 0,184 0,427 0,184 0,184 0,27 0,184 0,184 0,184 0,27 0,188 0,184 0,439 0,184 0,184 0,27 0,184 0,184 0,184 0,27 0,59 0,184 0,439 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184

Tramo

Colector 4

630 240 400 240 240 240 240 240 240 240 630 240 400 240 240 240 240 240 240 240 630 240 400 240 240 240 240 240 240 240

Colector 5

A01 A12 A16 A23 A34 A45 A67 A78 A89 A910 B01 B12 B16 B23 B34 B45 B67 B78 B89 B910 C01 C12 C16 C23 C34 C45 C67 C78 C89 C910

Colector 6

Colector 2

Colector 1

Tramo Sección [mm2] Longitud [km]

D01 D12 D23 D34 D45 D56 D67 D78 E01 E12 E23 E34 E45 E56 E67 F01 F12 F23 F34 F45 F56 F67

Sección [mm2] Longitud [km] 400 630 400 400 240 240 240 240 400 400 400 240 240 240 240 400 400 400 240 240 240 240

1,085 0,186 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184 0,826 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184 0,76 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184 0,184

Tabla 2-6: Caracerística de tramos de cable

La Figura 2-5 muestra el modelado en detalle.

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PV CONEJO

DIgSILENT

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Figura 2-5: Modelado de la red interna del Paque

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2.2.5 Transformador de potencia 33/220kV El transformador general de la planta presenta las siguientes características:

Figura 2-6: Características del transformador de potencia 33/220kV

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2.2.6 Línea de Transmisión La siguiente figura muestra los parámetros de la línea de transmisión que vincula la S/E elevadora con la S/E seccionadora del PV Conejo.

Figura 2-7: Características del transformador de potencia 33/220kV

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3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES A continuación se presenta el diagrama unilineal de las protecciones asociadas con las instalaciones a ser interconectadas. Luego se presenta un diagrama esquemático de los sistemas de protección del parque y las redes aledañas, junto con las tablas que resumen las protecciones consideradas. 3.1 Parque fotovoltaico Pampa Solar Norte La Figura 3-1 detalla los modelos de equipos de protección a instalar en el parque Pampa Solar Norte y sus instalaciones de conexión al SIC.

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Figura 3-1 - Descripción del sistema de protecciones

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3.2 Parque fotovoltaico Conejo La Figura 3-1 detalla los modelos de equipos de protección a instalar en el parque Conejo y sus instalaciones de conexión al SIC.

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Figura 3-2 - Descripción del sistema de protecciones

3.3 Zona de estudio La

Figura 3-3 detalla los modelos de equipos de protección existentes en las

subestaciones aledañas a los PVs Conejo y Pampa Solar Norte.

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Figura 3-3 - Descripción del sistema de protecciones P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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3.4 Parámetros de Líneas En la siguiente tabla se presentan los parámetros de las líneas de 220kV del área de influencia de los proyectos.

Cardones - Diego de Almagro C1 Carrera Pinto - La Coipa 220 kV Carrera Pinto - Luz del Norte 220kV Carrera Pinto - Pastora 220kV Carrera Pinto - San Andrés 220kV Conejo - Secc Conejo 1x220kV Diego de Almagro Carrera Pinto 220 kV PSN - Secc PSN 1x220kV Paposo - Tap Lalackama Paposo - Tap Taltal San Andrés - Cardones 220kV Secc CNJ - Diego de Almagro Secc PSN- Diego de Almagro Tap Lalackama - Secc CNJ Tap Off Lalackama Lalackama 220kV Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal - Secc PSN

Longitud [km]

R1 [ohm]

X1 [ohm]

B1 [uS]]

R0 [ohm]

X0 [ohm]

R0m [ohm]

X0m [ohm]

156

11,404

62,150

454,756

51,558

185,968

-

-

78

6,271

30,592

214,874

17,519

102,999

-

-

2

0,182

0,877

5,222

0,461

2,591

-

-

2,635

0,238

1,125

7,089

0,825

2,927

-

-

45,3

4,516

18,016

126,586

11,040

59,918

-

-

16

1,455

6,662

44,197

4,415

16,798

-

-

72,15

7,193

28,369

203,983

17,583

95,433

-

-

12 20 20

1,015 0,984 0,984

5,009 7,996 7,996

32,996 60,734 60,734

3,235 5,274 5,274

12,611 29,678 29,678

2,743 2,743

15,682 15,682

30

2,991

11,931

83,832

7,311

39,681

-

-

113,5

5,584

45,377

344,668

29,930

168,423

15,567

88,994

113,5

5,584

45,377

344,668

29,930

168,423

15,567

88,994

51,5

2,534

20,590

156,391

13,581

76,421

7,063

40,381

2

0,217

0,828

5,586

0,715

2,183

-

-

47,1

5,087

19,311

131,126

11,963

80,824

-

-

2,534

20,590

156,391

13,581

76,421

7,063

40,381

51,5

Tabla 3-1: Parámetros Líneas 220kV

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4 REQUERIMIENTOS NORMATIVOS 4.1 Artículo 3-5 Las instalaciones y equipamientos de centrales generadoras que operen interconectadas en el SI, deberán cumplir con las siguientes exigencias mínimas de diseño: a) Si un Coordinado decide instalar una unidad generadora sincrónica, o un parque eólico o fotovoltaico, tal que en su Punto de Conexión éste sea de mayor potencia nominal que la de la mayor unidad generadora existente a la fecha de puesta en servicio de su proyecto, deberá realizar previo a la puesta en servicio, estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para determinar los efectos de su desconexión intempestiva (falla de severidad 5). Si como resultado de los estudios se comprobara que es necesario aplicar un monto de EDAC mayor que el que se justifica económicamente en la aplicación del Criterio N-1, evaluado en los términos indicados en el Artículo 5-5, la DO podrá limitar el despacho de esta unidad. b) La conexión de los transformadores de poder de las unidades generadoras interconectadas al SI debe contar con un sistema de protecciones que asegure el cumplimiento de los tiempos máximos de despeje de fallas especificados en el Artículo 5-45. c) La protección de las unidades generadoras y sus conexiones con el SI debe cumplir con las exigencias mínimas especificadas a continuación: I.

El TDF para fallas en las distintas instalaciones de la central deberá ser determinado por el Coordinado que la explota en el Estudio de Coordinación de Protecciones que deberá someter a la aprobación de la DO, pero en ningún caso podrá exceder los valores límites establecidos en Artículo 5-45.

II. Cada central generadora, incluido su transformador de poder, interconectada al SI, deberá disponer de protección de respaldo desde su Punto de Conexión para fallas en las instalaciones del ST. Por su parte, dichas instalaciones del Sistema de Transmisión deberán disponer de protección de respaldo para fallas que ocurran hasta en el lado de baja tensión del transformador de poder de la central. Los tiempos de despeje de fallas de estas protecciones de respaldo deberán respetar los Pasos de Coordinación establecidos en el Artículo 5-45. III. Los paños que conectan los transformadores de poder de las centrales generadoras al SI deberán contar con protección de falla de interruptor con detección de discrepancia de polos basada en la medición de las corrientes, que den orden de desenganche necesarias para eliminar las contribuciones a la falla. IV. Las protecciones de sobre y baja frecuencia de las unidades sincrónicas de centrales generadoras, de parques eólicos o fotovoltaicos deberán estar ajustadas respetando los tiempos de operación mínimos exigidos en el Artículo 3-9. V. Cada unidad generadora conectada al SI deberá soportar, sin desconectarse del SI, la circulación de la corriente de secuencia negativa correspondiente a una falla asimétrica en el Punto de Conexión de la central, considerando el despeje de la falla en tiempos de operación en respaldo. VI. Los esquemas de protección de la central, incluidos sus transformadores de poder, deben permitir el local y remoto desde la sala de control de la instalación, a sus parámetros, ajustes, registros oscilográficos de fallas y registros de eventos. En caso de centrales cuyo Punto de Conexión al SI es en un nivel de tensión superior a 200 [kV], deben adicionalmente permitir el remoto a la lectura de esta información desde el CC que la coordina y desde el CDC. d) Las unidades sincrónicas deberán disponer de los equipamientos requeridos para participar en el Control de Tensión y amortiguación de las oscilaciones electromecánicas que sean necesarios para mantener la estabilidad.

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e) Las unidades sincrónicas deberán disponer del equipamiento necesario para participar en el F y adicionalmente, disponer de una entrada para recibir el control de la consigna de potencia para participar en el CSF, cuando así lo determine la DO. Los parques eólicos y fotovoltaicos deberán participar en el F en el rango de sobrefrecuencias, según lo establecido en el Artículo 3-16, letra e), por lo que deberá contar con el sistema de control necesario para tal efecto. f)

Las centrales con unidades sincrónicas deberán disponer de partida autónoma, cuando así lo determine la DO como resultado del Estudio PRS.

g) Disponer de los equipamientos necesarios para participar en el EDAG, ERAG y en los Sistemas de Protección Multiárea en función de las necesidades que la DO identifique para el SI como resultado del Estudio PDCE.

4.2 Artículo 3-23 Las instalaciones del Sistema de Transmisión deberán estar equipadas con Sistemas de Protecciones Eléctricas que sean capaces de desconectarlas del SI en forma rápida, oportuna y selectiva, respetando los tiempos máximos de despeje establecidos en el Artículo 5-45, ante la ocurrencia de cortocircuitos entre fases y a tierra. Además, dichos sistemas deberán estar respaldados frente al evento que, ante la ocurrencia de una falla en la instalación protegida, el sistema de protección no cumpla su función. En particular, dichos Sistemas de Protecciones deberán poseer al menos las siguientes características: a) Para líneas del Sistema de Transmisión: I.

Sobre 200 [kV]: Cada circuito debe contar con un doble esquema de protecciones redundante y dedicado para cada instalación, cada uno alimentado desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente y alambrados independientes desde los transformadores de tensión, con teleprotección e interruptores con doble bobina de desenganche. Además cada interruptor de línea deberá contar con un esquema de protección contra falla de interruptor, el cual debe aislar la sección de barra a la que se conecta el circuito, y enviará orden de desenganche directo vía teleprotección al extremo remoto del circuito. Las protecciones deberán proporcionar respaldo para fallas en la subestación del extremo remoto a la cual se conecta el circuito. Dependiendo de las contribuciones intermedias, también deberán proporcionar, el mayor respaldo remoto posible para fallas en los circuitos conectados a dicha subestación del extremo remoto. El estudio de verificación de coordinación de ajustes de protecciones que debe presentar el Coordinado a la aprobación de la DO, debe demostrar que si la falla ocurre estando la teleprotección fuera de servicio, su despeje sigue siendo selectivo, y que el sistema es transitoriamente estable sin aplicar desconexión de consumos adicionales a los determinados de acuerdo a la aplicación del Criterio N-1, suponiendo una condición normal de operación de las restantes componentes del sistema de protecciones. Si ello no es posible, debe exigirse la duplicación de la teleprotección mediante vías de comunicación independientes. El Coordinado debe diseñar el esquema de teleprotección de modo de garantizar una disponibilidad de al menos 99,95% e incorporar al Sistema de Monitoreo la información que permita a la DO verificar esta disponibilidad.

II. Bajo 200 [kV]: Cada circuito deberá contar al menos con un simple esquema de protecciones, siempre que se cumplan simultáneamente las siguientes condiciones: 

Las protecciones de los tramos de línea y transformación adyacentes que contribuyen a la falla deben poseer ajustes que permitan garantizar, al menos secuencialmente, el despeje de la falla en respaldo remoto.

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

Esta operación en respaldo no debe implicar la desconexión de más de tres tramos de línea o de transformación inmediatamente adyacentes que contribuyan a la falla.



Esta operación en respaldo no debe implicar un tiempo total de despeje de la falla en respaldo que exceda en más de 30 ciclos (600 [ms]) los tiempos máximos indicados en el Artículo 5-45.

No obstante lo anterior, a solicitud del Coordinado y previa entrega del correspondiente estudio de verificación de coordinación de ajustes de protecciones y estabilidad transitoria, la DO podrá aceptar tiempos de operación en respaldo mayores al indicado si lo estima justificable. En caso contrario, el circuito deberá contar con un doble esquema de protecciones y con un esquema de protección contra falla de interruptor para garantizar el respaldo local. En caso de requerirse la duplicación del esquema de protecciones, las líneas entre 150 y 200 [kV] deberán contar con alimentación de cada esquema desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente y con alambrados independientes desde los transformadores de potencial. Adicionalmente, las líneas entre 150 y 200 [kV] deberán contar con un esquema de protección contra falla de interruptor. III. En el caso de líneas entre 100 y 200 [kV], a solicitud de la DO con el objeto de no limitar las transmisiones, el esquema de protección deberá ser complementado con teleprotección si ello evita la pérdida de sincronismo de unidades generadoras ante la ocurrencia de un cortocircuito en la mencionada línea. b) Para barras del Sistema de Transmisión: I.

Sobre 300 [kV]: Cada barra debe contar con un doble esquema de protecciones diferenciales por cada sección de barra, interruptores con doble bobina de desenganche y alimentación de cada esquema desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente. Además, la protección diferencial de cada sección de barra, deberá emitir una orden de desenganche directo vía enlace de comunicaciones a los interruptores remotos de las líneas conectadas a dicha sección.

II. Entre 200 y 300 kV: Cada barra debe contar con un simple esquema de protecciones diferenciales por cada sección de barra. Igualmente deberá contar con un simple esquema de protecciones diferenciales aun cuando la barra no esté seccionada. Además, la protección diferencial de cada sección de barra, deberá emitir una orden de desenganche directo vía enlace de comunicaciones a los interruptores remotos de las líneas conectadas a dicha sección, salvo en los casos que existan conexiones en derivación de la línea y ésta pueda continuar operando entre los terminales no fallados. III. Bajo 200 [kV]: Cada barra debe contar con un simple esquema de protecciones diferenciales por cada sección de barra. Si la barra no está seccionada, no será exigible un esquema de protección diferencial de barras, siempre que la falla en barra sea despejada en un tiempo inferior a 20 ciclos (400 [ms]) por la operación de las protecciones propias de las instalaciones conectadas a la barra y que contribuyen a la falla. c) Para transformadores de poder: Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea superior a 300 [kV], deben contar con un doble esquema de protecciones diferenciales y con la alimentación a cada esquema desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente de cada enrollado, e interruptores de poder con doble bobina de desenganche, y esquema de protección contra falla de interruptor. Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 300 [kV] y mayor a 200 [kV], deben contar con un simple esquema de protección diferencial y un esquema de protección propia con otra característica de operación, e interruptores de poder con doble bobina de desenganche y esquema de protección contra falla de interruptor.

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Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 200 [kV] y superior o igual a 100 [kV], deberán contar con un simple esquema de protección diferencial y un esquema de protección propia con otra característica de operación. Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 100 [kV] y de potencia máxima superior a 12 [MVA] deberán utilizar un simple esquema de protección diferencial o un esquema de protección propia con otra característica de operación. Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 150 [kV] conectados en derivación de una línea y que tengan una potencia máxima inferior a 12 [MVA] podrán estar excepcionalmente protegidos mediante desconectadores fusibles, en cuyo caso sólo se aceptaría la operación descoordinada de las protecciones de la línea para fallas entre el fusible y el enrollado de alta tensión del transformador. Las protecciones de los tramos de línea o de transformación adyacentes que contribuyan a la falla deberán proporcionar respaldo remoto que no supere el tiempo establecido en el Art. 5-45 más 30 ciclos (600 ms), para fallas en bornes de cualquier enrollado del transformador. En caso, de no ser posible garantizar este respaldo remoto, el transformador no respaldado deberá contar con un doble esquema de protecciones y con un esquema de protección contra falla de interruptor para garantizar el respaldo local. d) Para reactores shunt y condensadores serie: son aplicables exigencias análogas a las establecidas en el literal c) precedente para transformadores según el nivel de tensión. Los esquemas de protección indicados en el presente artículo, deben permitir: 

En el ST con tensión igual o superior a 200 [kV], el local y remoto desde la sala de control de la instalación, CC y CDC, a sus parámetros, ajustes, registros oscilográficos de fallas y registros de eventos. El desde el CDC deberá ser configurado para permitir la lectura remota de los datos requeridos.



En el ST con tensión superior a 100 [kV] y menor a 200 [kV], el local y remoto desde la sala de control de la instalación, a sus parámetros, ajustes, registros oscilográficos de fallas y registros de eventos.



En el ST con tensión inferior a 100 [kV] sólo se exige el local a esta información.



La información de registros oscilográficos y de eventos de protecciones deberá contar con una estampa de tiempo, la que deberá estar sincronizada mediante GPS.

4.3 Artículo 5-44 relacionado Con el fin de garantizar la recuperación del SI frente a las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-37 y Artículo 5-38, los tiempos de actuación de los sistemas de protección propios de la instalación fallada deberán asegurar el efectivo despeje de las fallas en un tiempo: a) Inferior a 6 ciclos (120 [ms]), en el caso de fallas en unidades generadoras directamente conectadas a instalaciones del ST. b) Inferior a 20 ciclos (400 [ms]), para fallas en líneas y transformadores del ST con tensión nominal inferior a 200 [kV]. c) Inferior a 6 ciclos (120 [ms]), para fallas en líneas y transformadores del ST con tensión nominal igual o superior a 200 [kV]. d) El tiempo máximo de despeje de fallas indicado en c) es exigido ante Contingencia Simple y estando los esquemas de teleprotección en condiciones de operación normal.

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e) Para garantizar la selectividad en la operación de los Sistemas de Protecciones, los Pasos de Coordinación para operaciones en respaldo deberá ser como mínimo igual a 15 ciclos (300 [ms]). No obstante lo anterior, a solicitud del Coordinado y previa entrega del correspondiente estudio de verificación de coordinación de ajustes de protecciones, la DO podrá aceptar tiempos de operación mayores a 20 ciclos en instalaciones del ST con nivel de tensión inferior a 200 [kV], siempre que ello no comprometa la seguridad del sistema ni la continuidad de suministro a clientes finales. Asimismo, los tiempos de operación de los equipos de protección de las Instalaciones de Clientes deberán ser sometidos a la aprobación de la DO mediante la entrega del correspondiente estudio de coordinación de protecciones que deberán realizar los Coordinados que exploten las instalaciones en cada caso.

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5 ESCENARIOS DE ESTUDIO Se presentan los escenarios del SIC, sobre los cuales se analizará la coordinación de protecciones. Con el fin de evaluar el desempeño del sistema de protecciones para diversas condiciones sistémicas de operación, se consideran los siguientes escenarios de estudio definidos en las cartas DO Nº0714/2015 y Nº0715/2015. 

Caso 1: Considera 4 unidades de la central Guacolda a plena carga y central PSN sin generar. La central Conejo despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión.



Caso 2: Considera 4 unidades de la central Guacolda a plena carga y central Conejo sin generar. La central PSN despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión.



Caso 3: Representa el Caso 1 con la central PSN generando a plena carga.



Caso 4: Representa el Caso 2 con la central Conejo generando a plena carga. Este caso resulta muy similar al caso 3 en cuanto a corrientes de cortocircuito por lo que se considerará un único caso.



Caso 5: Considera en servicio 4 unidades de la central Guacolda, 2 unidades de la central térmica Taltal y la central PSN sin generar. La central Conejo despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión.



Caso 6: Considera en servicio 4 unidades de la central Guacolda, 2 unidades de la central térmica Taltal y la central Conejo sin generar. La central PSN despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión.



Caso 7: Representa el caso 5 con la central PSN generando a plena carga. La central Conejo despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión.



Caso 8: Representa el caso 6 con la central Conejo generando a plena carga. La central PSN despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión. Este caso resulta muy similar al caso 7 en cuanto a corrientes de cortocircuito por lo que se considerará un único caso.



Caso 9 (adicional): Considera mínima generación en la zona de interconexión de los proyectos.



Caso 10 (adicional): Considera máxima generación sobre el tramo Paposo-Diego de Almagro. Este escenario deberá considerar la activación de un EDAG/ERAG para evitar sobrecargas del tramo Diego de Almagro-Carrera Pinto ante fallas en el tramo Diego de Almagro – Cardones.

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

Caso 11 (adicional): Tomando como referencia las consideraciones del Caso 10, dejando fuera de servicio los transformadores de los parques Pampa Solar Norte y Conejo.



Caso 12 (adicional): Tomando como referencia las consideraciones del Caso 1, dejando fuera de servicio los transformadores de los parques Pampa Solar Norte y Conejo.

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6 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO En las siguientes tablas se presentan para el área de interés, los niveles de cortocircuito encontrados en los escenarios de estudio descritos en el capítulo 5. Para los cálculos de cortocircuito se utiliza el método completo el cual se basa en el flujo de potencia previo para la determinación de las corrientes dando resultados realistas respecto al escenario considerado.

Escenario 01 Subestación S/E Paposo S/E Cardones San Andrés S/E Carrera Pinto S/E Diego de Almagro S/E PE Taltal S/E Lalackama Secc Conejo PSN 220kV Conejo 220kV Secc PSN

CC Trifásico Ikss[kA]

CC Bifásico Ikss[kA]

2,11 5,02 4,04 3,57 3,54 1,72 2,11 2,24 1,97 2,06 2,13

1,33 3,51 2,75 2,29 2,13 1,11 1,33 1,40 1,29 1,31 1,38

CC Bifásico a CC Monofásico tierra 3xI0[kA] 3xI0[kA] 4,63 9,91 4,74 6,01 6,68 3,09 3,85 3,75 3,15 3,67 3,37

2,12 5,41 3,49 3,37 3,27 1,67 2,00 2,06 1,87 1,96 1,98

Tabla 6-1 – Corrientes de Cortocircuito – Escenario 01

Escenario 02 Subestación S/E Paposo S/E Cardones San Andrés S/E Carrera Pinto S/E Diego de Almagro S/E PE Taltal S/E Lalackama Secc Conejo PSN 220kV Conejo 220kV Secc PSN

CC Trifásico Ikss[kA]

CC Bifásico Ikss[kA]

2,04 4,98 4,00 3,53 3,45 1,69 2,01 2,07 1,99 1,87 2,13

1,31 3,50 2,75 2,28 2,11 1,11 1,30 1,36 1,30 1,26 1,38

CC Bifásico a CC Monofásico tierra 3xI0[kA] 3xI0[kA] 4,49 9,85 4,71 5,96 6,55 3,05 3,72 3,52 3,17 3,40 3,38

2,10 5,40 3,48 3,35 3,24 1,66 1,97 2,00 1,87 1,90 1,97

Tabla 6-2 – Corrientes de Cortocircuito – Escenario 02

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Escenario 03-04 Subestación S/E Paposo S/E Cardones San Andrés S/E Carrera Pinto S/E Diego de Almagro S/E PE Taltal S/E Lalackama Secc Conejo PSN 220kV Conejo 220kV Secc PSN

CC Trifásico Ikss[kA]

CC Bifásico Ikss[kA]

1,91 4,36 3,41 2,90 2,75 1,60 1,91 1,98 1,82 1,84 1,94

1,27 3,29 2,56 2,10 1,92 1,07 1,27 1,33 1,24 1,24 1,31

CC Bifásico a CC Monofásico tierra 3xI0[kA] 3xI0[kA] 4,27 8,88 4,26 5,17 5,50 2,93 3,57 3,43 2,98 3,38 3,16

2,04 5,11 3,30 3,12 2,98 1,62 1,92 1,96 1,80 1,88 1,90

Tabla 6-3 – Corrientes de Cortocircuito – Escenario 03-04

Escenario 05 Subestación S/E Paposo S/E Cardones San Andrés S/E Carrera Pinto S/E Diego de Almagro S/E PE Taltal S/E Lalackama Secc Conejo PSN 220kV Conejo 220kV Secc PSN

CC Trifásico Ikss[kA]

CC Bifásico Ikss[kA]

4,02 5,36 4,33 3,91 4,26 2,30 3,50 3,17 2,69 2,78 3,01

3,00 4,13 3,28 2,86 3,10 1,82 2,65 2,38 2,09 2,09 2,32

CC Bifásico a CC Monofásico tierra 3xI0[kA] 3xI0[kA] 6,67 10,00 4,60 6,02 7,05 3,33 4,68 4,13 3,38 4,05 3,66

4,33 6,21 3,92 4,03 4,49 2,49 3,50 3,12 2,71 2,89 2,95

Tabla 6-4 – Corrientes de Cortocircuito – Escenario 05

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Escenario 06

Subestación S/E Paposo S/E Cardones San Andrés S/E Carrera Pinto S/E Diego de Almagro S/E PE Taltal S/E Lalackama Secc Conejo PSN 220kV Conejo 220kV Secc PSN

CC Trifásico Ikss[kA]

CC Bifásico Ikss[kA]

3,95 5,35 4,33 3,90 4,22 2,29 3,41 2,98 2,75 2,58 3,06

2,98 4,13 3,28 2,86 3,09 1,81 2,62 2,32 2,11 2,03 2,34

CC Bifásico a CC Monofásico tierra 3xI0[kA] 3xI0[kA] 6,58 9,99 4,59 6,00 7,00 3,32 4,59 3,96 3,44 3,83 3,70

4,31 6,22 3,93 4,03 4,48 2,49 3,47 3,06 2,73 2,82 2,96

Tabla 6-5 – Corrientes de Cortocircuito – Escenario 06

Escenario 07-08 Subestación S/E Paposo S/E Cardones San Andrés S/E Carrera Pinto S/E Diego de Almagro S/E PE Taltal S/E Lalackama Secc Conejo PSN 220kV Conejo 220kV Secc PSN

CC Trifásico Ikss[kA]

CC Bifásico Ikss[kA]

3,84 4,82 3,79 3,19 3,55 2,23 3,33 2,96 2,61 2,62 2,88

2,93 3,93 3,09 2,60 2,85 1,79 2,58 2,30 2,05 2,03 2,26

CC Bifásico a CC Monofásico tierra 3xI0[kA] 3xI0[kA] 6,44 9,21 4,22 5,19 6,15 3,26 4,52 3,94 3,32 3,88 3,56

4,25 5,95 3,76 3,74 4,19 2,46 3,43 3,04 2,67 2,82 2,90

Tabla 6-6 – Corrientes de Cortocircuito – Escenario 07-08

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Escenario 09 Subestación S/E Paposo S/E Cardones San Andrés S/E Carrera Pinto S/E Diego de Almagro S/E PE Taltal S/E Lalackama Secc Conejo PSN 220kV Conejo 220kV Secc PSN

CC Trifásico Ikss[kA]

CC Bifásico Ikss[kA]

1,28 3,77 2,92 2,30 2,05 1,08 1,28 1,36 1,29 1,27 1,36

1,09 3,07 2,39 1,90 1,71 0,92 1,08 1,15 1,09 1,07 1,15

CC Bifásico a CC Monofásico tierra 3xI0[kA] 3xI0[kA] 3,02 7,89 3,82 4,32 4,32 2,14 2,58 2,55 2,29 2,51 2,41

1,74 4,82 3,13 2,86 2,64 1,39 1,65 1,71 1,60 1,64 1,68

Tabla 6-7 – Corrientes de Cortocircuito – Escenario 09

Escenario 10 Subestación S/E Paposo S/E Cardones San Andrés S/E Carrera Pinto S/E Diego de Almagro S/E PE Taltal S/E Lalackama Secc Conejo PSN 220kV Conejo 220kV Secc PSN

CC Trifásico Ikss[kA]

CC Bifásico Ikss[kA]

4,16 4,80 3,78 3,18 3,58 2,51 3,61 3,08 2,72 2,71 3,02

6,84 9,18 4,21 5,17 6,18 3,55 4,77 4,05 3,40 3,97 3,66

CC Bifásico a CC Monofásico tierra 3xI0[kA] 3xI0[kA] 3,02 3,90 3,06 2,58 2,84 1,88 2,66 2,32 2,07 2,05 2,29

4,36 5,90 3,73 3,71 4,19 2,56 3,52 3,07 2,69 2,84 2,92

Tabla 6-8 – Corrientes de Cortocircuito – Escenario 10

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7 VERIFICACIÓN DE TTCC En este apartado se presenta la descripción de los transformadores de corriente de los parques fotovoltaicos y su comportamiento ante cortocircuitos en el sistema para el análisis de saturación. 7.1.1 Relación de transformación Se adoptan las siguientes relaciones de transformación para los TTCC de las nuevas instalaciones. 7.1.1.1 PV Pampa Solar Norte

-

Figura 7-1. Transformadores de Corriente – PV PSN

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7.1.1.2 PV Conejo

-

Figura 7-2. Transformadores de Corriente – PV CNJ

7.1.2 Cálculo de saturación A partir de la información disponible en los esquemas representados en las Figura 7-1 y Figura 7-2, se realiza la verificación de la saturación de los transformadores de corriente proyectados. Para la realización de esta evaluación se utilizan los máximos niveles de cortocircuito reales esperados (método completo basado en un flujo de cargas previo). Como primera instancia se verifica el cumplimiento de los transformadores de corriente (TTCC) considerando que los mismos se encuentran cargados con un Burden igual al nominal. Para los casos que no se alcanza el cumplimiento en condiciones nominales se indican los niveles de Burden límite para asegurar la prestación ante tales niveles de cortocircuito. P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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La siguiente tabla resume los niveles de cortocircuito encontrados para fallas en barras de las SS/EE proyectadas.

→

→

→

→

→

→

1F

2FT

2F

3F

I[kA]

I[kA]

I[kA]

I[kA]

ICCFALLA Secc PSN

2,92

3,09

2,29

3,02

Trf PSN 220/33kV

0,52

0,64

0,17

0,15

A01

0,24

0,22

0,24

0,22

B01

0,19

0,18

0,19

0,18

C01

0,19

0,18

0,19

0,18

D01

0,24

0,22

0,24

0,22

E01

0,19

0,18

0,19

0,18

ICCFALLA PSN 220kV

2,69

2,84

2,07

2,72

Trf PSN 220/33kV

0,57

0,7

0,17

0,15

A01

0,24

0,22

0,24

0,22

B01

0,19

0,18

0,19

0,18

C01

0,19

0,18

0,19

0,18

D01

0,24

0,22

0,24

0,22

E01

0,19

0,18

0,19

0,18

ICCFALLA PSN 33kV

0,08

5,38

5,36

7

Trf PSN 220/33kV

1,19

5,62

5,62

6,15

A01

0,27

0,24

0,24

0,24

B01

0,22

0,19

0,19

0,2

C01

0,22

0,19

0,19

0,2

D01

0,27

0,24

0,24

0,24

E01

0,22

0,19

0,19

0,2

Tabla 7-1: Verificación TTCC – Corrientes de Cortocircuito PSN

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→

→

→

→

→

→

1F

2FT

2F

3F

I[kA]

I[kA]

I[kA]

I[kA]

ICCFALLA Conejo 220kV

2,84

3,04

2,05

2,71

Trf Conejo 220/33kV

0,76

1,06

0,23

0,25

A01

0,27

0,28

0,27

0,32

B01

0,27

0,28

0,27

0,32

C01

0,27

0,28

0,27

0,32

D01

0,22

0,22

0,22

0,26

E01

0,19

0,19

0,19

0,23

F01

0,19

0,19

0,19

0,23

ICCFALLA Conejo 33kV

0,44

7,32

7,29

9,78

Trf Conejo 220/33kV

1,8

7,25

7,25

7,98

A01

0,33

0,29

0,29

0,36

B01

0,32

0,29

0,29

0,36

C01

0,33

0,29

0,29

0,36

D01

0,26

0,23

0,23

0,29

E01

0,23

0,2

0,2

0,25

F01

0,23

0,2

0,2

0,25

ICCFALLA Secc Conejo

3,07

3,25

2,32

3,08

Trf Conejo 220/33kV

0,67

0,88

0,23

0,25

A01

0,28

0,27

0,27

0,32

B01

0,28

0,27

0,27

0,32

C01

0,28

0,27

0,27

0,32

D01

0,22

0,22

0,22

0,26

E01

0,19

0,19

0,19

0,22

F01

0,19

0,19

0,19

0,22

Tabla 7-2: Verificación TTCC – Corrientes de Cortocircuito CNJ

Tal como puede observarse en la tabla precedente, los niveles máximos de cortocircuito resultan para fallas bifásicas con o a tierra en las instalaciones de 220kV y fallas trifásicas en las instalaciones de 33kV. La siguiente tabla detalla las máximas corrientes máximas pasantes por cada uno de los TTCC analizados. Las mismas se calculan como la sumatoria de todas las corrientes convergentes al punto de vinculación del TC menos el aporte de la propia rama a la que se encuentra vinculado el transformador de corriente.

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PV PSN Transform ador de corriente

Prestación

[A]

[A]

[VA]

KN

Icc m áx

Icc m áx TOLERABLE

[A]

[A]

Carga Lím ite [Ω]

[VA]

Rnominal

KLÍMITE CCmax

KREAL> KLÍMITE_CCmax

[Ω]

TC1 - Linea Secc PSN - PAP

800/1 A

800

1

10

30

3090

24000

Nominal

10,0

4

NO SATURA

TC2 - Linea Secc PSN - DDA

800/1 A

800

1

10

30

3090

24000

Nominal

10,0

4

NO SATURA

400/1 A

400

1

30

30

3090

12000

Nominal

30,0

8

NO SATURA

TC4 - Linea Elev PSN - Secc PSN - Trf 220kV

400/1 A

400

1

10

30

2840

12000

Nominal

10,0

7

NO SATURA

TC5 - Linea Elev PSN - Secc PSN - Trf 220kV

300/1 A

300

1

30

10

2840

3000

Nominal

30,0

9

NO SATURA

TC6 -Incom ing 33kV

1250/1 A 1250

1

10

20

7000

25000

Nominal

10,0

6

NO SATURA

TCs 7-11 - Colectores 33kV

400/1 A

400

1

10

20

7000

8000

Nominal

10,0

18

NO SATURA

TC 12 - Banco de condensadores

400/1 A

400

1

10

20

7000

8000

Nominal

10,0

18

NO SATURA

TC13 - Reactor de Neutro

400/1 A

400

1

10

20

7000

8000

Nominal

10,0

18

NO SATURA

TC14 - Servicios Auxiliares

100/1 A

100

1

10

20

7000

2000

Nominal

10,0

70

Verificar

KLÍMITE CCmax

KREAL> KLÍMITE_CCmax

220kV TC3 - Linea Secc PSN - Elev PSN

33kV

TC

In AT In BT

Tabla 7-3: Verificación TTCC – Análisis de Saturación – Carga Nominal – PSN

PV Conejo Transform ador de corriente

TC

In AT In BT [A]

[A]

[VA]

KN

Icc m áx

Icc m áx TOLERABLE

[A]

[A]

Carga Lím ite [Ω]

[VA]

Rnominal [Ω]

TC1 - Linea Secc CNJ - PAP

1000/1 A 1000

1

30

20

3250

20000

Nominal

30,0

3

NO SATURA

TC2 - Linea Secc CNJ - DDA

1000/1 A 1000

1

30

20

3250

20000

Nominal

30,0

3

NO SATURA

400/1 A

400

1

30

20

3040

8000

Nominal

30,0

8

NO SATURA

TC4 - Linea Elev CNJ - Secc CNJ - Trf 220kV

400/5 A

400

5

50

20

3040

8000

Nominal

2,0

8

NO SATURA

TC5 - Linea Elev CNJ - Secc CNJ - Trf 220kV

1200/5 A 1200

5

100

20

3040

24000

Nominal

4,0

3

NO SATURA

TC6 -Incom ing 33kV

2000/5 A 2000

5

15

20

9780

40000

Nominal

0,6

5

NO SATURA

TC7 -Incom ing 33kV

3000/5 A 3000

5

100

20

9780

60000

Nominal

4,0

3

NO SATURA

TCs 8-13 - Colectores 33kV

600/5 A

600

5

15

20

9780

12000

Nominal

0,6

16

NO SATURA

TC14 - Banco de condensadores

300/5 A

300

5

15

20

9780

6000

0,37

9,25

0,6

33

Verificar

TC13 - Reactor de Neutro

300/5 A

300

5

15

20

9780

6000

0,37

9,25

0,6

33

Verificar

220kV TC3 - Linea Secc CNJ - Elev CNJ

33kV

Prestación

Tabla 7-4: Verificación TTCC – Análisis de Saturación – Carga Nominal - CNJ

Tal como se destaca los nuevos TTCC presentes en la red de 220kV no presentan saturación en ninguno de los parques. Se destaca que para el parque PSN, el EPC resulta el encargado de verificar esta condición. Por otra parte, los TTCC asociados a la red de media tensión de Conejo no presentarían saturación a excepción de los de relación 300/5A. Sin embargo, tal como fue mencionado este presentaría saturación en caso de operar con una carga secundaria igual a la nominal. En la Tabla 7-4 se muestra la carga límite que deberían tener asociada estos relés para no presentar saturación. Se recomienda verificar.

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8 CRITERIOS DE AJUSTE 8.1 S/E Seccionadora PSN 8.1.1 Protección de Barra Protección Diferencial de Barra (87B) – 7SS85 Esta protección resulta la encargada de despejar fallas en barra y centralizar los disparos necesario por actuación de protección falla interruptor (50BF). La protección diferencial utiliza una característica como la mostrada en la siguiente figura.

TCJ1

800/1A

TCJ2

800/1A

TCJ3

400/1A

El valor umbral Idiff debe ajustarse según la siguiente relación: 1,3𝐼max 𝑓𝑒𝑒𝑑𝑒𝑟 < 𝑇ℎ𝑟𝑒𝑠ℎ𝑜𝑙𝑑 𝐼𝑑 < 0,8𝐼𝑘𝑚𝑖𝑛 𝐼max 𝑓𝑒𝑒𝑑𝑒𝑟 indica la corriente de carga máxima que circula por cualquiera de los circuitos conectados a la barra. 𝐼𝑘𝑚𝑖𝑛 representa la corriente de cortocircuito mínima para fallas en la barra. En función de esto, el parámetro Threshold Id se ajusta al 130% de la corriente primaria máxima de los TTCC involucrados, es decir, 1040A.pri (la máxima corriente de carga se produce en el escenario de máxima generación, donde Imax = 540A). Por otro lado, ante una falla P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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monofásica en barras con 50Ω de resistencia de falla se registra una corriente de 1800A, resultando el pickup menor al 80% de este valor. Se utiliza una corriente base (IrObj) de 800A correspondiente a la corriente primaria máxima involucrada en la protección. En función de la recomendación del fabricante, el parámetro Stabilization factor K se ajusta en 0,65. La característica de alta sensibilidad permanece deshabilitada. Ante la detección de fallas en barra esta protección deberá enviar disparo a todos los interruptores de la S/E Seccionadora y a los extremo remotos de Diego de Almagro y elevadora PSN. Dado que el tramo Seccionadora PSN-Paposo tiene al PE Taltal conectado en derivación, éste podría seguir operando entre los terminales no fallados por lo cual se recomienda se excluya el envío de TDD al extremo Paposo y Tap Off Taltal. Esto se encuentra de acuerdo con el artículo 3-23 inciso b) II. De igual forma se espera un comportamiento similar ante la operación de la función 50BF de los interruptores J2 y J3. Sólo en caso que el interruptor fallado sea el J1 (paño a S/E Paposo) debe necesariamente enviarse TDD al extremo Paposo y Tap Off Taltal. 8.1.2 Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. PSN – TO Taltal – Paposo «J1» Las protecciones a instalar en el paño J1 de la S/E Seccionadora PSN conformarán un sistema de tres puntas con las protecciones ubicadas en la S/E Paposo (J2) y Tap Off Taltal (JL1). Actualmente se encuentra implementado un sistema de tres puntas conformado por los extremos S/E Paposo (J2) y Tap Off Taltal (JL1) y Diego de Almagro J3. Este esquema fue desarrollado para permitir el al sistema del PE Taltal.

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En la nueva condición topológica, este sistema de tres puntas reemplazará el extremo Diego de Almagro por el de la seccionadora PSN, manteniéndose los mismos criterios para el esquema de teleprotección activo, siendo PSN el “extremo fuerte” de tal esquema.

Protecciones asociadas 

Protección de Línea o

Sistema 1  7SL87

o

Sistema 2  7SA87

o

Módulos habilitados:

o



Funciones de distancia fase y residual (21/21N)



Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N)



Teleprotección (85A/85C/85D)



Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE)



Cierre contra falla (SOTF)



Función de falla de interruptor (50BF)



Función oscilación de potencia (68)



Perdida de Potenciales (60)



Función Reconexión Monopolar (79)



Verificación de sincronismo (25)

Estas protecciones actúan sobre el interruptor J1 del paño correspondiente a la línea de tres terminales que vincula la S/E Seccionadora PSN con las SS/EE Paposo y Tap Off Taltal 220kV.

Ambos sistemas de protección tienen como módulos principales a las funciones 21/21N, donde se activará un esquema POTT de 3 puntas con el fin de que asegurar el despeje instantáneo de fallas a lo largo de toda la línea. Relación TC Relación TP

800/1A 230𝑘𝑉 √3

/0.115𝑘𝑉 1

1 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando √3 · 115𝑉 ≅ 199𝑉 de línea.

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Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajustarán en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Se ajustará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido, habilitado por zona 2 y 67N. 

Zona 1: o

Se ajusta con un alcance del 80% del tramo de línea más corto del sistema de tres puntas correspondiente a Secc. PSN – Tap Off Taltal 220kV, limitando su alcance hasta el Tap Off Taltal.

o

El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente.

o 

Sin retardo de tiempo intencional.

Zona 2: Se considera un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc. PSN – TO Taltal – Paposo. Esta condición resulta de importancia, dado que esta zona servirá de habilitación al esquema de teleprotección del sistema de tres puntas a conformar.

o

Se ajusta con un alcance del 120% del circuito Secc. PSN – TO Taltal – Paposo.

o

El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente.

o

Debido a la relación de longitudes de los tramos, este alcance resulta muy similar a considerar el 80% del tramo Tap Taltal-PE Taltal por lo que se ajusta de manera de mantener una coordinación temporal entre las zonas 2 de la seccionadora y las zonas 2 del Tap Off hacia el parque en caso de un posible sobrealcance.

o

Se ajusta con tiempo de retardo de 0.5seg, lo cual resulta similar al ajustado para la zona 2 del extremo Paposo.



Zona 3: Se ajusta de manera de proveer respaldo remoto a las protecciones de las subestaciones Paposo y PE Taltal. o

El ajuste de esta zona no debe alcanzar el lado de media tensión del PE Taltal de manera de evitar posibles descoordinaciones con las protecciones de este nivel de tensión.

o

Esta zona debe proveer respaldo a las protecciones ubicadas en la S/E Paposo del circuito paralelo.

o

Se ajusta con un alcance de manera de cubrir hasta la subestación seccionadora Conejo más un margen de seguridad para contemplar posibles condiciones de

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infeed desde la CT Taltal. Esto corresponde a un 120% de la impedancia de los tramos Secc. PSN-Paposo + Paposo-Secc. Conejo. o

El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente.

o

Con este ajuste la zona alcanza un máximo de un 32% del transformador del PE Taltal.

o

Se ajusta con tiempo de retardo de 2.3seg con el fin de mantener la selectividad a la zona 3 del paño J1 de la S/E Paposo.



Zona 4: Se ajustará con dirección hacia atrás para dar respaldo a las protecciones de la barra de la S/E Seccionadora PSN. o

Se ajusta con un alcance del 80% del circuito Secc. PSN - PSN en reversa.

o

Se ajusta con tiempo de retardo de 3.0seg.

Paño J1 - Línea Seccionadora PSN – TO Taltal - Paposo 7SL8 – Sistema 1 7SA8 – Sistema 2 Ajuste Ajuste Ajuste Ajuste Parámetro Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Zona 1 X 16.48 11.407 X 16.48 11.407 R (f-f) 16.48 11.407 R (f-f) 16.48 11.407 R (f-t) 32.96 22.814 R (f-t) 32.96 22.814 Zona 2 Zona 2 X 34.3 23.742 X 34.3 23.742 R (f-f) 34.3 23.742 R (f-f) 34.3 23.742 R (f-t) 68.6 47.483 R (f-t) 68.6 47.483 Zona 3 Zona 3 X 68.6 47.483 X 68.6 47.483 R (f-f) 68.6 47.483 R (f-f) 68.6 47.483 R (f-t) 137.2 94.966 R (f-t) 137.2 94.966 Zona 4 (reverse) Zona 4 (reverse) X 4.00 2.769 X 4.00 2.769 R (f-f) 4.00 2.769 R (f-f) 4.00 2.769 R (f-t) 8.00 5.537 R (f-t) 8.00 5.537

Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros)., el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio.

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Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance y emitirá la señal de teleprotección a los relés remotos que operan como extremo débil (Tap Off Taltal y Paposo). Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajusta como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N) y función de habilitación del esquema de teleprotección, de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. Se ajusta al 5% de la corriente nominal del TC (40A), con una curva de tiempo normal inverso. El dial se ajusta de manera de que su actuación se mantenga por encima de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida. Función 67N Umbral 0.05 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.25 Dirección Adelante

Este ajuste permite detectar fallas de más de 100ohms en el Tap Off Taltal sirviendo de respaldo para las protecciones allí presentes ante fallas de alta impedancia.

Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilita como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. El módulo residual se ajusta de manera idéntica al módulo 67N. EL módulo de fase se ajusta con un pick-up igual al 120% del TC lo cual representa un 130% de la capacidad de la línea con una curva normal inversa para itir posibles sobrecargas transitoras. Función 51E Umbral 1.2 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.51

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Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Se propone la utilización de la Zona 2 de impedancia sin retardos intencionales (T=0).

Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. 

La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).

Módulo Oscilación de Potencia (68) Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones estables de potencia. En los modelos de protecciones involucradas no se requiere el ajuste específico de parámetros. Se bloquean todas las zonas de protección.

Perdida de Potenciales (60) Tanto para el relé 7SA87 como el 7SL87 se contempla la utilización del módulo “MeasuringVoltage Failure” para la detección de fallas en la medición de tensión, bloqueo de las funciones dependientes (21/21N y 67N) y el consecuente desbloqueo (habilitación) de los módulos de emergencia (51E/51NE). Se adoptan los ajustes recomendados por el fabricante.

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Función Reconexión Monopolar (79) Se recuerda que para presente línea se prevé operar hasta un 100% de su capacidad mediante la implementación de un esquema DAG local (CRITERIO N-1 ajustado), por lo que la operación de una reconexión puede interferir en el restablecimiento seguro del sistema. Al respecto a continuación se presenta un extracto de los criterios de Transelec respecto a la condición de las líneas estudiadas.

En base a lo detallado, se recomienda mantener deshabilitada esta función cuando ambos circuitos entre Diego de Almagro y Paposo se encuentro en servicio. Por otra parte, se propone la habilitación de la función 79 manteniendo la parametrización actualmente existente en las líneas de interés. De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 0.7seg y la misma será sólo monopolar. Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: 

Barra viva – línea viva (chequeo de sincronismo)



Barra viva – línea muerta (sin chequeo de sincronismo)



Línea viva – barra muerta (sin chequeo de sincronismo)

La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: 

U>80%  Extremo Vivo



U<30%  Extremo Muerto

El sincronismo se verificará según: 

ΔVmax = 10%



ΔΘmax = 30º



Δfmax = 0.2Hz

Estos ajustes se encuentra en línea con los presentes en las SS/EE Paposo y Diego de Almagro los cuales permiten sincronizar en condiciones de plena carga (25ºCS) del circuito paralelo,

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8.1.3 Protecciones de la línea: Secc. PSN – Diego de Almagro «J2» Las protecciones a instalar en el paño J2 de la S/E Seccionadora PSN son las encargadas de dar protección al tramo de línea Secc. PSN-Diego de Almagro. Con la puesta en servicio de la nueva subestación seccionadora PSN, el circuito Paposo-Diego de Almagro queda conformado por dos tramos, donde uno de ellos corresponde al que vincula la S/E Diego de Almagro y la Seccionadora PSN. Las protecciones de este tramo ahora conformarán un sistema de dos puntas entre las mencionadas subestaciones. Protecciones asociadas 

Protección de Línea o

Sistema 1  7SL87

o

Sistema 2  7SA87

o

Módulos habilitados:

o



Funciones de distancia fase y residual (21/21N)



Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N)



Teleprotección (85A/85C/85D)



Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE)



Cierre contra falla (SOTF)



Función de falla de interruptor (50BF)



Función oscilación de potencia (68)



Perdida de Potenciales (60)



Función Reconexión Monopolar (79)



Verificación de sincronismo (25)

Estas protecciones actúan sobre el interruptor J2 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Seccionadora PSN con la S/E Diego de Almagro 220kV.

Ambos sistemas de protección tienen como módulos principales a las funciones 21/21N, donde se activará un esquema POTT que asegura un despeje instantáneo de fallas a lo largo de toda la línea. En este extremo se activa WEI con Echo Trip que envía señal de habilitación. Relación TC Relación TP

800/1A 230𝑘𝑉 √3

/0.115𝑘𝑉 2

2 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando √3 · 115𝑉 ≅ 199𝑉 de línea.

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Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajustarán en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Se ajustará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido, habilitado por zona 2 y 67N. 

Zona 1: o

Se ajusta con un alcance del 80% del circuito protegido con el fin de evitar sobrealcances ante fallas fuera de la línea.

o

El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 150% del alcance reactivo respectivamente esto con el fin de cubrir fallas con impedancia a tierra y evitar sobrealcances para fallas en otros puntos del sistema.

o

En el caso particular de esta red se encuentra un sobrealcance del relé de impedancia ante fallas a tierra en la S/E Diego de Almagro. Como se muestra en la siguiente figura, en escenarios de gran aporte de potencia PSN  DDA, fallas próximas a la S/E Diego de Almagro con ciertos valores de resistencia, provocarían que la impedancia vista por las protecciones tienda a incursionar dentro de la Zona 1. Esto implicaría que con un ajuste cercano al 80% podrían presentarse actuaciones NO deseadas (instantáneas) ante fallas en los circuitos adyacentes de la S/E DDA. En la siguiente figura se muestra la evolución de la impedancia en un escenario crítico de máximo aporte generado por el despacho de todas las centrales presentes sobre el tramo Diego de Almagro-Paposo (CT TALTAL, PE TALTAL, LAKACKAMA y CONEJO). Tal como puede observarse, ante fallas monofásicas de distintas resistencia la impedancia vista evoluciona hacia valores reactivos menores lo cual provocaría la incursión en la zona 1 corriendo el riesgo de registrarse actuaciones instantáneas en instalaciones adyacentes. Analizando distintas alternativas de ajustes en el alcance y ángulo de compensación se propone un ángulo de compensación 14º.

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10,0

9,00

8,00

7,00

6,00

Falla 0Ω

5,00

Falla 15Ω

4,00

3,00

2,00

14º

Falla 30Ω

1,00

-13,0

-12,0

-11,0

-10,0

-9,00

-8,00

-7,00

-6,00

-5,00

-4,00

-3,00

-2,00

-1,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,0

11,0

12,0

13,0

14,0

-1,00

2121N_7SA8_J2_S12_SecSN-DDA Zone (1): Polarizing Z1 Z A 61,718 pri.Ohm 28,61° Zone (> 1): Polarizing Z1b-Z2-Z5 Z A 61,718 pri.Ohm 28,61° Fault Type: A (Starting) Tripping Time: 0,41 s Zone 2 Z2: 0,41 s Zone 3 Z3: 2,01 s

-2,00

-3,00

-4,00

-5,00

-6,00

-7,00

-8,00

-9,00

-10,0

o



Sin retardo de tiempo intencional.

Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc. Pampa Solar Norte – Diego de Almagro. o

Se ajusta con un alcance del 120% del circuito protegido.

o

Se destaca que este extremo puede resultar débil ante condiciones de baja generación en las centrales CT Taltal, PE Taltal y PSN por lo cual en estos escenarios puede presentarse una reducción en el alcance de esta zona. Esta condición es cubierta por la lógica de teleprotección WEI.

o

En caso de falla del esquema de teleprotección la zona 2 cuenta con alcance suficiente para operar de forma secuencial, una vez despejada la falla desde el extremo Diego de Almagro.

o 

Se ajusta con tiempo de retardo de 0.4seg.

Zona 3: Se ajustará de manera de proveer respaldo a las protecciones de las subestaciones adyacentes a la S/E Diego de Almagro.

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o

Se ajusta con un alcance que permita cubrir (en términos de impedancia) la subestación aledaña más cercana, la cual en este caso resulta la S/E Carrera Pinto. De esta forma el alcance se define como el 100% del circuito protegido más 100% de la línea Diego de Almagro – Carrera Pinto 220kV

o 

Se ajusta con tiempo de retardo de 2.0seg.

Zona 4: Se ajustará con dirección hacia atrás con fines de teleprotección. o

La misma será la encargada de bloquear el esquema POTT para fallas en dirección reversa, de natural relevancia en el esquema de extremo débil (WEI)

o

Su ajuste es superior en alcance a la zona 2 de la protección ubicada en el paño J3 del extremo Diego de Almagro.

o

Se ajusta con un alcance del 100% del circuito en reversa, Seccionadora PSN – Tap Off Taltal 220kV.

o

Esta zona de protección no emite disparo.

Paño J2 - Línea Seccionadora PSN – Diego de Almagro 7SL8 – Sistema 1 7SA8 – Sistema 2 Ajuste Ajuste Ajuste Ajuste Parámetro Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Zona 1 X 36.3 25.126 X 36.3 25.126 R (f-f) 36.3 25.126 R (f-f) 36.3 25.126 R (f-t) 55.00 38.070 R (f-t) 55.00 38.070 Zona 2 Zona 2 X 54.46 37.696 X 54.46 37.696 R (f-f) 54.46 37.696 R (f-f) 54.46 37.696 R (f-t) 82 56.758 R (f-t) 82 56.758 Zona 3 Zona 3 X 73.74 51.041 X 73.74 51.041 R (f-f) 73.74 51.041 R (f-f) 73.74 51.041 R (f-t) 110.61 76.561 R (f-t) 110.61 76.561 Zona 4 (reverse/Teleprotección) Zona 4 (reverse/Teleprotección) X 20.58 14.245 X 20.58 14.245 R (f-f) 20.58 14.245 R (f-f) 20.58 14.245 R (f-t) 41.16 28.49 R (f-t) 41.16 28.49

Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio.

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Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. En este extremo se ajustará la función Weak End Infeed y ECHO de manera de asegurar la actuación ante condiciones de bajo aporte de este extremo. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance. La zona 4 actúa como zona de bloqueo ante fallas reversas. Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajusta como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N) y función de habilitación del esquema de teleprotección, de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. Se ajusta al 10% de la corriente nominal del TC (80A), con una curva de tiempo normal inverso. El dial se ajusta de manera de que su actuación se mantenga por encima de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida.

Función 67N Umbral 0.1 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.15 Dirección Adelante

Este ajuste permite detectar fallas de hasta 100ohms de resistencia sobre el circuito protegido cercanas al extremo Diego de Almagro, en condiciones de nula generación de las centrales CNJ, PSN, Lalackama, PE Taltal y CT Taltal. Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilita como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. El módulo residual se ajusta de manera idéntica al módulo 67N. EL módulo de fase se ajusta con un pick-up igual al 120% del TC lo cual representa un 130% de la capacidad de la línea con una curva normal inversa para itir posibles sobrecargas transitoras. Función 51E Umbral 1.2 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.51

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Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Se propone la utilización de la Zona 2 de impedancia sin retardos intencionales (T=0). Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. 

La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).

Módulo Oscilación de Potencia (68) Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones estables de potencia. En los modelos de protecciones involucradas no se requiere el ajuste específico de parámetros. Se bloquean todas las zonas de protección.

Perdida de Potenciales (60) Tanto para el relé 7SA87 como el 7SL87 se contempla la utilización del módulo “MeasuringVoltage Failure” para la detección de fallas en la medición de tensión, bloqueo de las funciones dependientes (21/21N y 67N) y el consecuente desbloqueo (habilitación) de los módulos de emergencia (51E/51NE). Se adoptan los ajustes recomendados por el fabricante.

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Función Reconexión Monopolar (79) Se recuerda que para presente línea se prevé operar hasta un 100% de su capacidad mediante la implementación de un esquema DAG local (CRITERIO N-1 ajustado), por lo que la operación de una reconexión puede interferir en el restablecimiento seguro del sistema. Al respecto a continuación se presenta un extracto de los criterios de Transelec respecto a la condición de las líneas estudiadas.

En base a lo detallado, se recomienda mantener deshabilitada esta función cuando ambos circuitos entre Diego de Almagro y Paposo se encuentro en servicio. Por otra parte, se propone la habilitación de la función 79 manteniendo la parametrización actualmente existente en las líneas de interés. De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 1seg y la misma será sólo monopolar.

Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: 

Barra viva – línea viva (chequeo de sincronismo)



Barra viva – línea muerta (sin chequeo de sincronismo)



Línea viva – barra muerta (sin chequeo de sincronismo)

La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: 

U>80%  Extremo Vivo



U<30%  Extremo Muerto

El sincronismo se verificará según: 

ΔVmax = 10%

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

ΔΘmax = 30º



Δfmax = 0.2Hz

Estos ajustes se encuentra en línea con los presentes en las SS/EE Paposo y Diego de Almagro los cuales permiten sincronizar en condiciones de plena carga (25ºCS) del circuito paralelo,

8.1.4 Protecciones de la línea Secc. PSN – Elev. PSN «J3» Protecciones asociadas 

Protección de Transformador o

Sistema 1  7SL87

o

Sistema 2  7SL87

o

Módulos habilitados:

o



Función diferencial de línea (87L)



Funciones de distancia fase y residual (21/21N)



Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N)



Teleprotección (85A/85C/85D)



Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE)



Función de falla de interruptor (50BF).



Función Sobretensión (59)



Cierre contra falla (SOTF)



Perdida de Potenciales (60)



Verificación de sincronismo (25)

Estas protecciones actúan sobre el interruptor J3 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Seccionadora PSN con la S/E Elevadora PSN 220kV.

Ambos relés tienen como módulo principal a la función 87L y secundario la función 21/21N. Relación TC Relación TP

400/1A 230𝑘𝑉 √3

/0.115𝑘𝑉 3

Módulo Diferencial de Línea (87L)

3 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando √3 · 115𝑉 ≅ 199𝑉 de línea.

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Este módulo se ajusta en ambos sistemas de protección. La comunicación entre extremos se realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y F.O.). Este módulo permite el disparo instantáneo ante fallas en el circuito protegido. La siguiente figura muestra la características aplicada por el relé en cuestión.

Corriente de carga 𝐼 − 𝐷𝐼𝐹 >. Su ajuste tiene en cuenta la corriente de carga capacitiva de la línea. Debido a la corta longitud de la misma, esta corriente resulta despreciable siendo: 𝐼𝐶 =

𝑈𝑁 √3

· 𝐵1 · 𝑠, donde

𝐼𝐶 : corriente de carga a determinar en A primarios 𝑈𝑁 : tensión nominal de la red en V 𝐵: Susceptancia de servicio relativa de la línea en S/km 𝑠: longitud de la línea en km La información de B [

𝑢𝑆

𝑘𝑚

]:se obtiene de la base de datos en DigSilent. 𝐼−𝐷𝐼𝐹> ≥ 𝐼𝐶 = 4,2𝐴. 𝑝𝑟𝑖𝑚

Tal como se observa, la corriente de carga es demasiado pequeña, no alcanzando el 30% de la corriente nominal del TC, que representa el umbral práctico de sensibilidad, por lo tanto, de acuerdo a las recomendaciones del fabricante, se ajustara el umbral de mínima operación de corriente diferencial Idif> con un valor igual al 30% de la corriente del TC, es decir 0,3Asec. Se ajusta el valor 𝐼−𝐷𝐼𝐹>𝐶𝐼𝐸𝑅𝑅𝐸 3 veces por encima de la 𝐼𝐶 calculada , que evita la actuación de la protección ante el cierre de los interruptores en ambos extremos, por la circulación de corrientes unilaterales. Se ajusta con el mismo valor que el parámetro Idif>, es decir 0,3A. P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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El tiempo de retardo se ajusta en instantáneo. 𝐼−𝐷𝐼𝐹>> este parámetro debe ajustarse por encima d la corriente de carga máxima de la línea. Se considera igual a la corriente nominal del transformador de corriente, es decir 1A. Se ajusta el valor 𝐼−𝐷𝐼𝐹>>𝐶𝐼𝐸𝑅𝑅𝐸 2 veces del valor de 𝐼−𝐷𝐼𝐹>> . Los restantes ajustes se realizan conforme a lo recomendado por el fabricante del relé.

Función 87L Parámetro I-DIF> I-DIF> CIERRE T-I-DIF> I-DIF>> I-DIF>> CIERRE

Ajuste 0,3A 0,3A 0.00 seg 1A 2A

Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajusta en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de proveer de respaldo a la función diferencial y lograr una actuación selectiva con las protecciones del sistema. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. 



Zona 1: o

Se ajustará de manera de cubrir el 80% del circuito protegido.

o

Tiempo de operación: instantáneo.

Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones del transformador 33/220kV presente en la S/E Elevadora PSN. o

Se ajusta al 100% del circuito protegido más un 50% de la impedancia del transformador de la S/E Elevadora PSN.

o

Servirá como zona de sobrealcance para el sistema de teleprotección.

o

Tiempo de operación: 0.2 segundos. Priorizando la selectividad con las protecciones del sistema frente a las protecciones internas de 220kV (diferencial de transformador).

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

Zona 3: Se considerará un ajuste con mayor retardo que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones del transformador 33/220kV presente en la S/E Elevadora PSN.

o

Se ajusta con una impedancia igual al 100% de la línea Elevadora PSNSeccionadora PSN más un 80% de la impedancia del transformador de la S/E Elevadora PSN.

o

Tiempo de operación: 0.6 segundos

Paño J3 - Línea Seccionadora PSN - Elevadora PSN 7SL8 – Sistema 1 7SL8 – Sistema 2 Ajuste Ajuste Ajuste Ajuste Parámetro Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Zona 1 X 4.0 1.384 X 4 1.384 R (f-f) 4.0 1.384 R (f-f) 4 1.384 R (f-t) 18 6.23 R (f-t) 18 6.23 Zona 2 Zona 2 X 49.95 17.287 X 49.95 17.287 R (f-f) 49.95 17.287 R (f-f) 49.95 17.287 R (f-t) 224.77 77.79 R (f-t) 224.77 77.79 Zona 3 Zona 3 X 76.91 26.618 X 76.91 26.618 R (f-f) 76.91 26.618 R (f-f) 76.91 26.618 R (f-t) 359.6 124.453 R (f-t) 359.6 124.453 Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1].

Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance y emitirá señal de teleprotección al relé remoto (S/E Elevadora PSN) que opera como extremo débil. Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajustará como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N), de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. A su vez, se incluirá en el esquema de teleprotección de dar una mayor cobertura a la lógica POTT. La misma se ajusta con un valor correspondiente al 25% de la corriente nominal del TC con una curva normal inversa. El ajuste del dial se ajusta de manera de verificar que la actuación resulte coordinada con el resto de las protecciones del sistema (transformador PSN). P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Función 67N Umbral 0.25 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.4 Dirección Adelante Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilitarán como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de tensión en los relés. La función 51E se ajusta con un umbral correspondiente al 110% de la corriente nominal del parque. Función 51E Umbral 0.5 sec.A Curva Tiempo definido Temporización 1 seg

La función de sobrecorriente residual se ajusta con un el pick-up del 25% de la corriente nominal del TC. Se ajusta de manera similar al módulo 67N. Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Se propone la utilización de la Zona 2 de impedancia sin retardos intencionales (T=0).

Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. 

La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).

Función Sobretensión (59) P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Con el fin de proteger las instalaciones del parque fotovoltaico ante posibles sobretensiones en la red de 220kV se habilita el módulo de sobretensión de fases. El mismo se ajusta en 1.2pu de la tensión nominal de la barra y una temporización de 5seg. 230𝑘𝑉



TP:



Ajuste: 1.15pu – 228.85V.sec



Temporización: 5seg

√3

/0.115𝑘𝑉

4

La actuación de este módulo debe enviar disparo transferido (DDT) al extremo remoto.

Perdida de Potenciales (60) Tanto para el relé 7SA87 como el 7SL87 se contempla la utilización del módulo “MeasuringVoltage Failure” para la detección de fallas en la medición de tensión, bloqueo de las funciones dependientes (21/21N y 67N) y el consecuente desbloqueo (habilitación) de los módulos de emergencia (51E/51NE). Se adoptan los ajustes recomendados por el fabricante.

Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: 

Barra viva – línea viva (chequeo de sincronismo)



Barra viva – línea muerta (sin chequeo de sincronismo)



Línea viva – barra muerta (sin chequeo de sincronismo)

La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: 

U>80%  Extremo Vivo



U<30%  Extremo Muerto

4 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando √3 · 115𝑉 ≅ 199𝑉 de línea.

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El sincronismo se verificará según: 

ΔVmax = 5%



ΔΘmax = 10º



Δfmax = 0.1Hz

Estos ajustes se encuentra en línea con los presentes en las SS/EE Paposo y Diego de Almagro los cuales permiten sincronizar en condiciones de plena carga (25ºCS) del circuito paralelo.

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8.2 S/E Elevadora PSN 8.2.1 Protecciones de la línea: Elevadora PSN– Seccionadora PSN «JT1» Protecciones asociadas 

Protección de Línea o

Sistema 1  7SL87

o

Sistema 2  7SA87

o

Módulos habilitados:

o



Función diferencial de línea (87L)



Funciones de distancia fase y residual (21/21N)



Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N)



Teleprotección (85A/85C/85D)



Función de sobrecorriente de emergencia (51NE)



Función de falla de interruptor (50BF)



Función Sobretensión (59)



Cierre contra falla (SOTF)



Perdida de Potenciales (60)

Estas protecciones actúan sobre el interruptor JT1 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Elevadora PSN con la S/E Seccionadora PSN 220kV.

Ambos relés tienen como módulo principal a la función 87L y secundario la función 21/21N. Relación TC Relación TP

400/1A 230𝑘𝑉 √3

/0.115𝑘𝑉 5

Módulo Diferencial de Línea (87L) Este módulo se ajusta en ambos sistemas de protección. La comunicación entre extremos se realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y F.O.). Este módulo permite el disparo instantáneo ante fallas en el circuito protegido. La siguiente figura muestra la características aplicada por el relé en cuestión.

5 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando √3 · 115𝑉 ≅ 199𝑉 de línea.

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Corriente de carga 𝐼 − 𝐷𝐼𝐹 >. Su ajuste tiene en cuenta la corriente de carga capacitiva de la línea. Debido a la corta longitud de la misma, esta corriente resulta despreciable siendo: 𝐼𝐶 =

𝑈𝑁 √3

· 𝐵1 · 𝑠, donde

𝐼𝐶 : corriente de carga a determinar en A primarios 𝑈𝑁 : tensión nominal de la red en V 𝐵: Susceptancia de servicio relativa de la línea en S/km 𝑠: longitud de la línea en km La información de B [

𝑢𝑆

𝑘𝑚

]:se obtiene de la base de datos en DigSilent. 𝐼−𝐷𝐼𝐹> ≥ 𝐼𝐶 = 4,2𝐴. 𝑝𝑟𝑖𝑚

Tal como se observa, la corriente de carga es demasiado pequeña, no alcanzando el 30% de la corriente nominal del TC, que representa el umbral práctico de sensibilidad, por lo tanto, de acuerdo a las recomendaciones del fabricante, se ajustara el umbral de mínima operación de corriente diferencial Idif> con un valor igual al 30% de la corriente del TC, es decir 0,3A. Se ajusta el valor 𝐼−𝐷𝐼𝐹>𝐶𝐼𝐸𝑅𝑅𝐸 3 veces por encima de la 𝐼𝐶 calculada , que evita la actuación de la protección ante el cierre de los interruptores en ambos extremos, por la circulación de corrientes unilaterales. Se ajusta con el mismo valor que el parámetro Idif>, es decir 0,3A. El tiempo de retardo se ajusta en instantáneo. 𝐼−𝐷𝐼𝐹>> este parámetro debe ajustarse por encima de la corriente de carga máxima de la línea. Se considera igual a la corriente nominal del transformador de corriente, es decir 1A. Se ajusta el valor 𝐼−𝐷𝐼𝐹>>𝐶𝐼𝐸𝑅𝑅𝐸 2 veces del valor de 𝐼−𝐷𝐼𝐹>> . P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Los restantes ajustes se realizan conforme a lo recomendado por el fabricante del relé. Función 87L Parámetro I-DIF> I-DIF> CIERRE T-I-DIF> I-DIF>> I-DIF>> CIERRE

Ajuste 0,3A 0,3A 0.00 seg 1A 2A

Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajusta en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de proveer de respaldo a los módulos diferenciales y lograr una actuación selectiva con las protecciones del sistema. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. 



Zona 1: o

Se ajustará de manera de cubrir el 80% del circuito protegido.

o

Tiempo de operación: instantáneo.

Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones presentes en la S/E Seccionadora PSN. Servirá de zona de sobrealcance del esquema de teleprotección.



o

Se ajusta al 120% del circuito protegido.

o

Tiempo de operación: 0.4 segundos.

Zona 3: Se considerará un ajuste con mayor retardo que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo remoto a las instalaciones aledañas a la S/E Seccionadora PSN.

o

Se ajusta con una impedancia igual al 100% de la línea Elevadora PSNSeccionadora PSN más un 100% del tramo Seccionadora PSN – Diego de Almagro.

o 

Tiempo de operación: 1 segundo

Zona 4: Se ajustará con fines de teleprotección de manera de detectar fallas fuera de la línea protegida y proveer un adecuado bloqueo al esquema POTT, principalmente en la condición de operación de extremo débil. o

Se ajusta con una alcance igual al 100% del transformador 220/33kV de la S/E Elevadora PSN (dirección reversa).

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Paño JT1 - Línea Elevadora PSN – Seccionadora PSN 7SL8 – Sistema 1 7SL8 – Sistema 2 Ajuste Ajuste Ajuste Ajuste Parámetro Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Zona 1 X 4.0 1.384 X 4 1.384 R (f-f) 4.0 1.384 R (f-f) 4 1.384 R (f-t) 12.0 4.153 R (f-t) 12 4.153 Zona 2 Zona 2 X 6.0 2.077 X 6 2.077 R (f-f) 6.0 2.077 R (f-f) 6 2.077 R (f-t) 18.0 6.23 R (f-t) 18 6.23 Zona 3 Zona 3 X 50.39 17.439 X 50.39 17.439 R (f-f) 50.39 17.439 R (f-f) 50.39 17.439 R (f-t) 201.55 69.754 R (f-t) 201.55 69.754 Zona 4 (reverse) Zona 4 (reverse) X 89.88 31.106 X 89.88 31.106 R (f-f) 89.88 31.106 R (f-f) 89.88 31.106 R (f-t) 89.88 31.106 R (f-t) 89.88 31.106 Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1].

Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. En este extremo se ajustará la función Weak End Infeed y ECHO de manera de asegurar la actuación ante condiciones de bajo aporte de este extremo. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance. La zona 4 actúa como zona de bloqueo ante fallas reversas. Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajustará como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N), de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. A su vez, se incluirá en el esquema de teleprotección de dar una mayor cobertura a la lógica POTT. La misma se ajusta con un valor correspondiente al 20% de la corriente nominal del TC con una curva normal inversa. El ajuste del dial se ajusta de manera de verificar que la actuación resulte coordinada con el resto de las protecciones del sistema. Función 67N Umbral 0.2 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.32 Dirección Adelante

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Este umbral de arranque permite cubrir fallas monofásicas de hasta el 80% de los enlaces adyacentes y 100Ohm de resistencia en un escenario de mínima potencia de cortocircuito (Caso 9). El dial se ajusta de manera de tener una temporización de aproximadamente 1 segundo ante fallas francas en la seccionadora PSN.

Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilitarán como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. La función de sobrecorriente residual se ajusta con un el pick-up del 20% de la corriente nominal del TC. Se ajusta de manera similar al módulo 67N. Debido a las características de los parques fotovoltaicos en cuanto a limitación de corriente de cortocircuito no se ajusta el módulo para fallas entre fases.

Función de Cierre Contra Falla (SOFT) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Se propone la utilización de la Zona 2 de impedancia sin retardos intencionales (T=0).

Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND) y se enviará, vía teleprotección, la orden de disparo transferido (TDD) al interruptor de la S/E Seccionadora PSN (J3) y al interruptor de media tensión del transformador (FT1). 

La corriente de pickup corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. Dadas las características de extremo débil se pueden dar actuaciones con baja impedancia y baja corriente.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).

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Función Sobretensión (59) Con el fin de proteger las instalaciones del parque fotovoltaico ante posibles sobretensiones en la red de 220kV se habilita el módulo de sobretensión de fases. El mismo se ajusta en 1.2pu de la tensión nominal de la barra y una temporización de 5seg. 230𝑘𝑉



TP:



Ajuste: 1.15pu – 228.85V.sec



Temporización: 5seg

√3

/0.115𝑘𝑉

6

La actuación de este módulo debe enviar disparo transferido (DDT) al extremo remoto.

Perdida de Potenciales (60) Tanto para el relé 7SA87 como el 7SL87 se contempla la utilización del módulo “MeasuringVoltage Failure” para la detección de fallas en la medición de tensión, bloqueo de las funciones dependientes (21/21N y 67N) y el consecuente desbloqueo (habilitación) de los módulos de emergencia (51E/51NE). Se adoptan los ajustes recomendados por el fabricante.

6 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando √3 · 115𝑉 ≅ 199𝑉 de línea.

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8.2.2 Protecciones del Transformador 220/33kV Las protecciones a instalar en al paño JT1 y FT1 de la S/E Elevadora PSN son las encargadas de dar protección al transformador 70/90 MVA – 33/220kV. Se cuenta con un relé diferencial de transformador tipo 7UT8 y un relé de sobrecorriente tipo 7SJ8. Protecciones asociadas 

Protección de Transformador o

Sistema 1  7UT8

o

Sistema 2  7SJ8 (220kV)

o

Estas protecciones actúan sobre los interruptores 52JT1 y 52FT1 de los paños correspondientes transformador principal de la S/E PSN, tanto en 220kV como en 33kV.





Módulos Habilitados o

Función diferencial de transformador (87T)

o

Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51)

o

Función de sobrecorriente de tierra 50/51N

o

Función de sobre y sub frecuencia (81O/81U)

o

Función de falla de interruptor (50BF).

Protección de Sobrecorriente (33kV): o

Sistema único 7SJ63

o

Esta protección actúa sobre el interruptor 52FT1 (33kV) y también 52JT1 (220kV).



Módulos Habilitados o

Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51)

o

Función de sobrecorriente de tierra 50G

o

Función de sobre y sub tensión (59/27)

o

Función de sobre tensión residual (59N)

o

Función de sobre y sub frecuencia (81O/81U)

o

Función de falla de interruptor (50BF).

Asimismo, se prevé que el disparo del interruptor de 33kV de los transformadores sea retransmitido a los interruptores de los cables colectores. Relación TC – AT

400/1A

Relación TC - BT

1250/1A

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8.2.2.1 Protección principal Transformador (7UT8) Función Diferencial de Transformador (87T) Resulta el módulo de actuación principal ante fallas internas al equipo protegido. La misma deberá dar disparo a los interruptores de ambos lados del transformador. El ajuste se realiza considerando las características del transformador a proteger y de los transformadores de corriente asociados. La protección diferencial del Transformador (87T) es un esquema unitario que cubre el 100% del transformador en forma instantánea para fallas entre fases y fase a tierra. Se considerará un ajuste de alta sensibilidad, para poder detectar de manera instantánea cualquier falla interna del transformador, mientras que el valor de ajuste para la segunda pendiente debe considerar la máxima corriente de operación posible. Para el ajuste del Slope 1 se contemplan los errores propios de los transformadores de corriente asociados a la protección diferencial y los errores introducidos por el cambiador de topes del transformador protegido. Para los ajustes se adoptaron las siguientes consideraciones: o

El relé como elemento de protección aporta al error, considerando que éste posee una clase de precisión de 5%.

o

El cambiador de topes del transformador de potencia elevador se encuentra en el lado de AT. El rango del cambiador de tomas es ±10 x 1%.

o

El transformador de corriente de 220kV posee una relación 400/1A con una clase 5P30. Por lo tanto el error se considera en 5%.

o

El transformador de corriente de 33kV posee una relación 1250/1A con una clase 5P20. Por lo tanto el error se considera en 5%.

o

Se considera un margen de seguridad del 5%.

o

Se considera las pérdidas en vacío del transformador a máxima tensión en P' = 10%.

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La peor condición de medición (sumatoria absoluta de errores) resulta 30%, de modo que la pendiente del Slope 1 queda definida en 0.3. La segunda pendiente Slope 2 resulta caracterizada por restringir actuaciones de la protección diferencial ante fallas externas al transformador; para evitar la actuación no deseada debido a la posible saturación de los TTCC, conforme a las recomendaciones del fabricante de la protección, el ajuste resulta 0.7. En base a información del fabricante el parámetro Threshold se ajusta en 0.2. Los parámetros Intersection 1 y Intersection 2 se ajustan en 0.67 y 2.5 respectivamente Se habilitará además la inhibición de corrientes de inrush durante la energización (2º armónico) por fase, con un ajuste de un 15%. La restricción por 5º armónico, que sirve para estabilizar la protección diferencial ante condiciones de saturación, se ajusta con valores típicos al 30%. La protección diferencial dará apertura tanto al interruptor de 52JT1 en 220 kV como a la celda incoming 52FT1 en 33kV.

Función Diferencial de Tierra de Transformador (87TN) Se ajusta de acuerdo a parámetros típicos propuestos por el fabricante de la protección dependientes de las características del transformador a proteger. Los ajustes propuestos son: 

El mínimo valor de operación Threshold se ajusta en un valor de 0.2I/Irated

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

El parámetro Slope se ajusta en un valor de 0.07.

Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) Las protecciones de sobrecorriente de fase del transformador se ajustan teniendo en consideración que la curva tiempo-corriente de la protección quede por debajo de la curva de daño térmico mecánico del transformador permitiendo a la vez operar con sobrecargas isibles, las cuales quedan protegidas específicamente mediante la protección propia del transformador ante sobrecargas. Naturalmente, el tiempo de actuación de estos módulos debe considerar la coordinación de las protecciones de sobrecorriente aguas abajo (Alimentadores 33kV). Para el lado de 220kV se considera como corriente de arranque un 110% de la potencia nominal máxima del transformador (90MVA) con una curva de tiempo inverso. De esta forma la corriente de arranque resulta 1,1xInTRAFO ≡ 260A. Se ajustan dos escalones de tiempo definido (50) con el fin de despejar fallas de alta corriente cercanas al transformador. Se contempla un escalón para la detección de fallas bifásicas con resistencia de arco en un escenario de mínima generación con un retardo de 100mseg. Se tiene en consideración que este escalón no detecte fallas en la barra de 33kV en un escenario de máxima generación. A su vez, se ajusta un segundo escalón con un retardo de 700mseg con el fin de dar respaldo a las protecciones de 33kV fallas en barras de media tensión. Para el lado de 33kV se ajusta una curva con pick-up 1,1xInTRAFO de manera que coordine con las protecciones de 220kV y 33kV. Se ajusta adicionalmente el módulo 50 con un retardo de 400mseg de manera de servir de respaldo a las protecciones de los alimentadores de media tensión.

Funciones de Sobrecorriente residual (51N) Del lado de 220kV se ajustará la función de sobrecorriente residual temporizada de manera de detectar fallas a tierra en el primario del transformador de poder. Tendrá un pick-up del 20% de la corriente nominal del TC. Para poder respaldar correctamente al trasformador esta corriente debe ser la constituida por los TC de fase. No se ajusta este módulo para el lado de 33kV debido a la asimetría entre el transformador de corriente (1250/1A) y las corrientes limitadas de media tensión.

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Módulo Falla de Interruptor (50BF), interruptores 52JT1 y 52FT1 Criterios: 

Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND).



La corriente de pickup corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. Dadas las características de extremo débil se pueden dar actuaciones con baja impedancia y baja corriente.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).



Falla Interruptor 220kV (JT1): se enviará, vía teleprotección, la orden de disparo transferido (TDD) al interruptor de la S/E Seccionadora PSN y al interruptor de MT del transformador 220/33kV.



Falla interruptor 33kV (FT1): se enviará la orden de disparo al interruptor de 220kV (JT1) y a todos los interruptores de MT.

8.2.2.2 Respaldo Sobrecorriente (7SJ8) Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) Se ajustan de manera análoga a los módulos de sobrecorriente de 220kV de la protección de transformador.

Funciones de Sobrecorriente residual (50G) Este módulos mide sobre el lado de 33kV del transformador mediante un TC toroidal de relación 50/1A. Se propone un ajuste correspondiente al 70% de la corriente limitada por el zigzag (35A) con un retardo de 300mseg. Este módulo está destinado a detectar fallas desbalanceadas en bornes de MT del transformador.

8.2.2.3 Incoming 33kV (7SJ63) Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51)

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Estos módulos se ajustan de forma equivalente a los módulos de sobrecorriente de la protección diferencial del transformador. De esta forma la protección opera como respaldo sin retardos intencionales.

Función de Sobrecorriente de neutro (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 70% de la corriente del TC lo cual es equivalente a la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir 35A. Se destaca que la medición de corriente de esta protección corresponde al ubicado en el transformador ZigZag. Se considera un retardo de 300mseg de manera de lograr selectividad con las protecciones ubicadas en los colectores. Función de Sobretensión Residual (59N) Se ajusta una etapa de tiempo definido a 1.5seg, con un umbral de tensión de secuencia cero de un 35%. Función de Sobretensión de Fases (59) Se ajusta un primer escalón de manera de operar cuando la tensión supera el 115% de la nominal con un retardo de 3 segundos. El segundo escalón se ajusta con un valor del 135% de la nominal con un retardo de 0.1seg. Función de Subtensión de Fases (27) Se ajusta una etapa con una curva de tiempo definido. Esta debe operar cuando la tensión desciende por debajo del 80% de la nominal con un retardo de 5 segundo de manera de dar respaldo a las protecciones de MT. Este módulo resulta necesario debido a la característica de bajo aporte al cortocircuito de los inversores. Función de Subfrecuencia (81U) Se ajusta de manera cumplir con las especificaciones de la NTSyCS para parques fotovoltaicos en su artículo 3-9. Se ajusta en 47.5Hz con una temporización de 200mseg. Función de Sobrefrecuencia (81O) Se ajusta de manera cumplir con las especificaciones de la NTSyCS para parques fotovoltaicos en su artículo 3-9 donde se indica la condición de desconexión forzada a partir de los 51.5Hz. Se ajusta en 51.5Hz sin retardo intencional para la operación.

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8.2.3 Protecciones de Media Tensión Las mismas corresponden a las asociadas a los paños F1, F2, F3, F4, F5, FZ, FSA, FBC. 8.2.3.1 Circuitos Colectores 33kV Protecciones Asociadas 

Protección de alimentador:

o Sistema único, 7SJ63 o

o

Módulos Habilitados 

Funciones de sobrecorriente de fase (51/50)



Función de sobrecorriente de tierra 50G



Función de sobrecorriente de tierra direccional (67N)



Función falla de Interruptor (50BF)

Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente a la salida colectora en cuestión. Relación TC

400/1A

Relación TC Neutro

50/1A

Relación TP

33/0.120kV

Funciones de Sobrecorriente de fase (51/50) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque de aproximadamente 110% de la corriente máxima de carga, considerando las tensiones en la barra de 33kV en 0.9p.u. de su valor nominal. El tiempo de actuación de estos módulos debe considerar la coordinación de las protecciones presentes en la red interna del parque. La función 50 se ajusta con un pick-up de aproximadamente 60% de la corriente de falla mínima entre fases esperada (caso 9-falla bifásica-R=5ohm) en la red de MT, sin retardo intencional.

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Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 70% de la corriente del TC lo cual es equivalente a la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir 35A. Vale aclarar que las magnitudes de las corrientes de cortocircuito a tierra prácticamente no varían para fallas en distintos puntos de la red interna y con distintas impedancias de falla, esto se debe a la presencia del reactor de neutro con resistencia a tierra presente en la red de 33kV. La operación será sin retardo para los circuitos colectores. Función de sobrecorriente direccional residual (67N) Se ajusta como respaldo del módulo 50G para fallas en los colectores. Se considera un pickup levemente más sensible, correspondiente al 65% de la corriente limitada. La dirección de actuación debe ser hacia el colector.

Función Falla de Interruptor (50BF) El módulo se activa por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del colector correspondiente. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E PSN 33kV. Se aplicará un criterio de detección por corriente y o. Ajuste de Fase, Ipick-up = 0,2 InonTC Ajuste operación residual, Ipick-up = 0,2 InomTC Tiempo de insistencia = 0,05s Tiempo de operación = 0,2s

8.2.3.2 Banco de condensadores 33kV Protecciones asociadas 

Protección de alimentador:

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o Sistema único, 7SJ63 o

o

Módulos Habilitados 

Funciones de sobrecorriente de fase (51/50)



Función de sobrecorriente de tierra 50G



Función de sobrecorriente de tierra direccional (67N)



Sobretensión de fases (59)



Función falla de Interruptor (50BF)

Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente al equipo en cuestión. Relación TC

400/1A

Relación TC Neutro

50/1A

Relación TP

33/0.120kV

Dado que el capacitor no se encuentra definido se presentan los criterios generales para el ajuste de la protección asociada a este equipo.

Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque del 120% de la corriente nominal del banco con una característica de tiempo inverso. El módulo de tiempo independiente (50) se ajusta considerando valores típicos de 10 veces la corriente nominal y un retardo de 100ms. Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 70% de la corriente del TC lo cual es equivalente a la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir 35A. Función de sobrecorriente direccional residual (67N) Se ajusta como respaldo del módulo 50G. Se considera un pickup levemente más sensible, correspondiente al 65% de la corriente limitada. La dirección debe ser hacia el banco de capacitores. Función de Sobretensión (59) Se propone un módulo de detección de sobretensión fase-fase que desconecte el banco ante condiciones de tensión que puedan afectar al banco. Se recomienda una etapa de tiempo definido con arranque de Vpick-up = 110% Un y retardo Tdelay = 1 seg.

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Se destaca que esta función deberá posteriormente ser coordinada con los esquemas de control previstos para el banco. Función Falla de Interruptor (50BF) El módulo se activa por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del equipo protegido. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E PSN 33kV. Se aplicará un criterio de detección por corriente y o. Ajuste de Fase, Ipick-up = 0,2 InonTC Ajuste operación residual, Ipick-up = 0,2 InomTC Tiempo de insistencia = 0.05s Tiempo de operación = 0,2s

8.2.3.3 Transformador de SSAA 33kV Protecciones Asociadas 

Protección de alimentador:

o Sistema único, 7SJ63 o

o

Módulos Habilitados 

Funciones de sobrecorriente de fase (51)



Función de sobrecorriente de tierra 50G



Función de sobrecorriente de tierra direccional (67N)



Función falla de Interruptor (50BF)

Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente al equipo en cuestión. Relación TC

100/1A

Relación TC Neutro

50/1A

Relación TP

33/0.120kV

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Funciones de Sobrecorriente de fase (51) Dada la relación existente entre el transformador de corriente (100/1A)y el transformador de potencia (150kVA – Inom=2.6A) el módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque correspondiente al 10% de la corriente nominal del TC (10A.pri). No se recomiendan ajustes menores por posibles errores de medición en el transformador de corriente. De esta forma se detectan fallas con corrientes mayores a 3.8 veces la corriente nominal del equipo protegido, siendo necesario proteger transformador ante sobrecargas desde el lado de baja tensión. Se ajusta una curva extremadamente inversa con un dial que permita una temporización de 1 segundo para fallas en el lado de baja del transformador.

Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G), tendrá un ajuste de pick-up del 30% de la corriente del TC, es decir 15A. Función de sobrecorriente direccional residual (67N), se ajusta como respaldo del módulo 50G para fallas internas al transformador. Se considera un pickup levemente más sensible, correspondiente al 25% de la corriente limitada. Función Falla de Interruptor (50BF) El módulo se activa por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del colector correspondiente. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E PSN 33kV. Se aplicará un criterio de detección por corriente y o. Ajuste de Fase, Ipick-up = 0,2 InonTC Ajuste operación residual, Ipick-up = 0,2 InomTC Tiempo de insistencia = 0.05s Tiempo de operación = 0,2s

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8.2.3.4 Reactor de Neutro Protecciones Asociadas 

Protección de alimentador:

o Sistema único, 7SJ63 o

o

Módulos Habilitados 

Funciones de sobrecorriente de fase (51/50)



Función de sobrecorriente de tierra 50G



Función falla de Interruptor (50BF)

Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente al equipo en cuestión. Relación TC

400/1A

Relación TC Neutro

50/1A

Relación TP

33/0.120kV

Funciones de Sobrecorriente de fase (51/50) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque correspondiente al 20% de la corriente nominal del TC. Se ajusta el módulo 50 en 4 veces la corriente nominal del TC de manera de contemplar fallas de baja resistencia internas al equipo protegido.

Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 70% de la corriente del TC lo cual es equivalente a la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir 35A. Se propone una temporización de 600mseg de manera de mantener en servicio este equipo ante fallas en otras instalaciones de MT el cual permite la circulación y detección de corrientes de tierra en la red de media tensión. La apertura del interruptor por protección del reactor de neutro debe provocar la apertura del incoming y colectores. En caso de apertura manual o intempestiva se recomienda que el mismo provoque la activación de una alarma indicando la pérdida de referencia de neutro en el sistema de 33kV.

Función Falla de Interruptor (50BF) El módulo se activa por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del equipo protegido. P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E PSN 33kV. Se aplicará un criterio de detección por corriente y o. Ajuste de Fase, Ipick-up = 0,2 InonTC Ajuste operación residual, Ipick-up = 0,2 InomTC Tiempo de insistencia = 0.05s Tiempo de operación = 0,2s

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8.3 S/E Seccionadora Conejo 8.3.1 Protección de Barra Protección Diferencial de Barra (87B) – SEL487B Esta protección resulta la encargada de despejar fallas en barra y centralizar los disparos necesario por actuación de protección falla interruptor (50BF). La protección utiliza una lógica como la indicada en la siguiente figura.

TCJ1

400/1A

CTR = 400

TCJ2

1000/1A

CTR = 1000

TCJ3

1000/1A

CTR = 1000

En función de las relaciones de transformación de los TTCC involucrados se define la normalización de corrientes como TAPJ1 = 2,5; TAPJ2 = 1; TAPJ3 = 1. Conforme la relación 1,3𝐼max 𝑓𝑒𝑒𝑑𝑒𝑟 < 𝑇ℎ𝑟𝑒𝑠ℎ𝑜𝑙𝑑 𝐼𝑑 < 0,8𝐼𝑘𝑚𝑖𝑛, el parámetro O87P se ajusta al 100% de la corriente primaria máxima de los TTCC involucrados, es decir, 1000A.pri (la máxima corriente de carga se produce en el escenario de máxima generación, donde Imax = 750A). Por otro lado, ante una falla monofásica en barras con 50Ω de resistencia de falla se registra una corriente de 1850A, resultando el pickup menor al 80% de este valor. Las pendientes del elemento diferencial se ajustan en 60% y 80% para el slope 1 y 2 respectivamente. Se proponen los siguientes parámetros de ajuste. TAPJ1 TAPJ2 TAPJ3 O87P Slope 1 Slope 2

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2,5 1 1 1pu 60% 80%

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Ante la detección de fallas en barra esta protección deberá enviar disparo a todos los interruptores de la S/E Seccionadora y a los extremo remotos de Diego de Almagro y elevadora CNJ. Dado que el tramo Seccionadora CNJ-Paposo tiene al PV Lalackama conectado en derivación, éste podría seguir operando entre los terminales no fallados por lo cual se recomienda se excluya el envío de TDD al extremo Paposo y Tap Off Lalackama. Esto se encuentra de acuerdo con el artículo 3-23 inciso b) II. De igual forma se espera un comportamiento similar a ante la operación de la función 50BF de los interruptores J1 y J2. Sólo en caso que el interruptor fallado sea el J3 (hacia S/E Paposo) debe necesariamente enviarse TDD al extremo Paposo y Tap Off Lalackama.

8.3.2 Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. Conejo – TO Lalackama – Paposo «J3» Las protecciones a instalar en el paño J3 de la S/E Seccionadora Conejo conformarán un sistema de tres puntas con las protecciones ubicadas en la S/E Paposo (J1) y Tap Off Lalackama (JL2). Actualmente se encuentra implementado un sistema de tres puntas conformado por los extremos S/E Paposo (J1) y Tap Off Lalackama (JL2) y Diego de Almagro J4. Este esquema fue desarrollado para permitir el al sistema del PV Lalackama.

Tal como puede observarse en la figura precedente, la topología conformada resulta similar a la presentada en el punto 8.1.2. En la nueva condición topológica, este sistema de tres puntas P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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reemplazará el extremo Diego de Almagro por el de la seccionadora CNJ, manteniéndose los mismos criterios para el esquema de teleprotección activo. Protecciones asociadas 

Protección de Línea o

Sistema 1  SEL421

o

Sistema 2  GEL60

o

Módulos habilitados:

o



Funciones de distancia fase y residual (21/21N)



Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N)



Teleprotección (85A/85C/85D)



Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE)



Cierre contra falla (SOTF)



Función de falla de interruptor (50BF)



Función oscilación de potencia (68)



Perdida de Potenciales (60)



Función Reconexión Monopolar (79)



Verificación de sincronismo (25)

Estas protecciones actúan sobre el interruptor J3 del paño correspondiente a la línea de tres terminales que vincula la S/E Seccionadora Conejo con las SS/EE Paposo y Tap Off Lalackama 220kV.

Ambos sistemas de protección tienen como módulos principales a las funciones 21/21N, donde se activará un esquema POTT de 3 puntas con el fin de que asegurar el despeje instantáneo de fallas a lo largo de toda la línea. Relación TC

1000/1A

Relación TP

230/0.115kV

Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajustarán en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Se ajustará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido, habilitado por zona 2 y 67N. 

Zona 1: o

Se ajusta con un alcance del 80% del tramo de línea más corto correspondiente del sistema de tres puntas correspondiente a Secc. CNJ – Tap Off Lalackama

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220kV, esto con el fin de no sobrealcanzar el tramo Tap Off LLCK-PV LLCK y lograr despejes selectivos. o

El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 300% del alcance reactivo respectivamente.

o 

Sin retardo de tiempo intencional.

Zona 2: Se considera un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc. CNJ – TO Lalackama – Paposo. Esta zona servirá de habilitación al esquema de teleprotección del sistema de tres puntas a conformar. o

Se ajusta con un alcance del 120% del circuito Secc. CNJ – TO Lalackama – Paposo.

o

El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente.

o

Debido a la relación de longitudes de los tramos, este alcance cubre la totalidad del tramo Tap Off LLCK-LLCK, alcanzando un 10% de la reactancia del transformador del parque. Con el fin de evitar descoordinaciones se considera un paso de selectividad temporal entre la zona 2 del Tap off LLKC (150mseg) y la zona 2 en cuestión.

o

Se ajusta con tiempo de retardo de 0.5seg, lo cual resulta similar al ajustado para la zona 2 del extremo Paposo.



Zona 3: Se ajusta de manera de proveer respaldo a las protecciones de las subestaciones Paposo y Elevadora Lalackama. o

El ajuste de esta zona no debe alcanzar el lado de media tensión del PE Lalackama de manera de evitar posibles descoordinaciones con las protecciones de este nivel de tensión.

o

Esta zona debe proveer respaldo a las protecciones ubicadas en la S/E Paposo del circuito paralelo.

o

Se ajusta con un alcance de manera de cubrir hasta la subestación seccionadora PSN más un margen de seguridad para contemplar posibles condiciones de infeed desde la CT Taltal. Esto corresponde a un 120% de la impedancia de los tramos Secc. CNJ-Paposo + Paposo-Secc. PSN.

o

Con este ajuste la zona alcanza un máximo de un 40% del transformador del PV Lalackama.

o

Se ajusta con tiempo de retardo de 2.3seg con el fin de mantener la selectividad a la zona 3 del paño J1 de la S/E Paposo.



Zona 4: Se ajustará con dirección hacia atrás para dar respaldo a las protecciones de la barra de la S/E Seccionadora CNJ. o

Se ajusta con un alcance del 80% del circuito Secc. CNJ - CNJ en reversa.

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o

Se ajusta con tiempo de retardo de 3.0seg.

Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio.

SEL421 – Sistema 1 General Z1MAG 28.8 14.4 Z1ANG 82.99 82.99 Z0MAG 107.76 53.88 Z1ANG 79.9 79.9 Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 X1P 16.5 8.25 R1P 16.5 8.25 X1G 16.5 8.25 R1G 49.4 24.72 Zona 2 X2P 34.3 17.15 R2P 34.3 17.15 X2G 34.3 17.15 R2G 68.6 34.3 Zona 3 X3P 68.6 34.3 R3P 68.6 34.3 X3G 68.6 34.3 R3G 137.2 68.6 Zona 4 (reverse) X4P 5.3 2.65 R4P 5.3 2.65 X4G 5.3 2.65 R4G 10.6 5.3

GEL60 – Sistema 2 Ajuste Parámetro Ohm.pri Zona 1 Reach Z1 16.5 Quad Right Blinder Z1 16.5 Reach Z1G 16.5 Quad Right Blinder Z1G 49.4 Zona 2 P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

Ajuste Ohm.sec 8.25 8.25 8.25 24.7

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Reach Z2 Quad Right Blinder Z2 Reach Z2G Quad Right Blinder Z2G

34.3 17.15 34.3 17.15 34.3 17.15 68.6 34.3 Zona 3 Reach Z3 68.6 34.3 Quad Right Blinder Z3 68.6 34.3 Reach Z3G 68.6 34.3 Quad Right Blinder Z3G 137.2 68.6 Factor de compensación K0 3.74 K0ANG -3.06

Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio.

Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance y emitirá señal de teleprotección a los relés remotos que operan como extremo débil. Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajusta como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N) y función de habilitación del esquema de teleprotección, de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. Se ajusta al 5% de la corriente nominal del TC (50A), con una curva de tiempo normal inverso. El dial se ajusta de manera de que su actuación se mantenga por encima de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida. Función 67N Umbral 0.05 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.2 Dirección Adelante

Este ajuste permite detectar fallas de más de 100ohms en el Tap Off Lalackama sirviendo de respaldo para las protecciones allí presentes ante fallas de alta impedancia.

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Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilita como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. El módulo residual se ajusta de manera idéntica al módulo 67N. EL módulo de fase se ajusta con un pick-up igual al 120% del TC lo cual representa un 130% de la capacidad de la línea con una curva normal inversa para itir posibles sobrecargas transitoras. Función 51E Umbral 1.2 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.51

Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL60 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120% del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso del SEL421 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fasetierra). Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora CNJ, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. 

La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).

Módulo Oscilación de Potencia (68) Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones estables de potencia. Tanto en la protección SEL421 como en la GEL60 la función de bloqueo por oscilación de potencia se basa la medición del tiempo de tránsito de la impedancia entre dos P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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características de detección. No se contempla habilitación de trip ante la detección de condiciones inestables.

A continuación se presentan los detalles de ajustes para la mencionada función: 𝐼𝑁𝑁𝐸𝑅 𝐵𝐿𝐼𝑁𝐷𝐸𝑅 𝑅 = 1.2 ∗ 𝑅𝑓𝑓−𝑍𝑜𝑛𝑎 3 = 41.16 Ω. 𝑠𝑒𝑐 𝑆𝐿𝐼𝑃 = 4 𝐻𝑧 𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 = 0.02 𝑠𝑒𝑔 = 1 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜

𝐴𝑁𝐺𝐼𝑅 = 2 ∗ 𝐴𝑇𝐴𝑁(

|𝑍𝑇| ) = 92.81º 2 ∗ 𝐼𝑁𝐵𝑅

𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 ∗ 𝑆𝐿𝐼𝑃 ∗ 360 𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅 = 𝐴𝑁𝐺𝐼𝑅 − ( ) = 64.01º 𝐹𝑛𝑜𝑚 OUTER BLINDER R =

|ZT| = 69.17 Ω. sec 𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅 2 ∗ TAN ( ) 2

INNER BLINDER X = 1.2 ∗ 𝑋−Zona 3 = 41.16 Ω. sec OUTER BLINDER X = IBX + (OBR − IBR) = 69.17 Ω. sec

Perdida de Potenciales (60) Este módulo permite detectar fallas en la medición de tensión. Se activa con objeto de, en casos de perdida de potencial, bloquear los módulos de distancia (21, 21N) y direccionales de sobrecorriente (67N) como también de desbloqueo de los módulos utilizados como backup de las P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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funciones principales (51E/51NE). Tanto para la GEL60 como la SEL421, los fabricantes de estos tipos de relés sólo permiten habilitar la función y no parámetros de ajuste para la misma, determinando la operación del módulo a través de una lógica interna propia de cada protección. Función Reconexión Monopolar (79) Se recuerda que para presente línea se prevé operar hasta un 100% de su capacidad mediante la implementación de un esquema DAG local (CRITERIO N-1 ajustado), por lo que la operación de una reconexión puede interferir en el restablecimiento seguro del sistema. Al respecto a continuación se presenta un extracto de los criterios de Transelec respecto a la condición de las líneas estudiadas.

En base a lo detallado, se recomienda mantener deshabilitada esta función cuando ambos circuitos entre Diego de Almagro y Paposo se encuentro en servicio. Por otra parte, se propone la habilitación de la función 79 manteniendo la parametrización actualmente existente en las líneas de interés. De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 0.5seg y la misma será sólo monopolar.

Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: 

Barra viva – línea viva (chequeo de sincronismo)



Barra viva – línea muerta (sin chequeo de sincronismo)



Línea viva – barra muerta (sin chequeo de sincronismo)

La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: 

U>80%  Extremo Vivo

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

U<30%  Extremo Muerto

El sincronismo se verificará según: 

ΔVmax = 10%



ΔΘmax = 30º



Δfmax = 0.2Hz

8.3.3 Protecciones de la línea: Secc. Conejo – Diego de Almagro «J2» Las protecciones a instalar en el paño J2 de la S/E Seccionadora Conejo son las encargadas de dar protección al tramo de línea Secc. Conejo-Diego de Almagro. Con la puesta en servicio de la nueva subestación seccionadora CNJ, el circuito Paposo-Diego de Almagro queda conformado por dos tramos, donde uno de ellos corresponde al que vincula la S/E Diego de Almagro y la Seccionadora CNJ. Las protecciones de este tramo ahora conformarán un sistema de dos puntas entre las mencionadas subestaciones. Protecciones asociadas 

Protección de Línea o

Sistema 1  SEL421

o

Sistema 2  GEL60

o

Módulos habilitados:

o



Funciones de distancia fase y residual (21/21N)



Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N)



Teleprotección (85A/85C/85D)



Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE)



Cierre contra falla (SOTF)



Función de falla de interruptor (50BF)



Función oscilación de potencia (68)



Perdida de Potenciales (60)



Función Reconexión Monopolar (79)



Verificación de sincronismo (25)

Estas protecciones actúan sobre el interruptor J2 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Seccionadora PSN con la S/E Diego de Almagro 220kV.

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Ambos sistemas de protección tienen como módulos principales a las funciones 21/21N, donde se activará un esquema POTT que asegura un despeje instantáneo de fallas a lo largo de toda la línea. En este extremo se activa WEI con Echo Trip que envía señal de habilitación. Relación TC

1000/1A

Relación TP

230/0.115kV

Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajustarán en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. 

Zona 1: o

Se ajusta con un alcance del 80% del circuito protegido con el fin de evitar sobrealcances ante fallas fuera de la línea.

o

El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 150% del alcance reactivo respectivamente esto con el fin de cubrir fallas con impedancia a tierra y evitar sobrealcances para fallas en otros puntos del sistema.

o

En el caso particular de esta red se encuentra un encuentra un sobrealcance del relé de impedancia ante fallas a tierra en la S/E Diego de Almagro. Como se muestra en la siguiente figura, en escenarios de gran aporte de potencia CNJ  DDA, fallas próximas a la S/E Diego de Almagro con ciertos valores de resistencia, provocarían que la impedancia vista por las protecciones tienda a incursionar dentro de la Zona 1. Esto implicaría que con este ajuste cercano al 80% podrían presentarse actuaciones NO deseadas (instantáneas) ante fallas en los circuitos adyacentes de la S/E DDA. En la siguiente figura se muestra la evolución de la impedancia en un escenario crítico de máximo aporte generado por el despacho de todas las centrales presentes sobre el tramo Diego de Almagro-Paposo (CT TALTAL, PE TALTAL, LAKACKAMA y CONEJO). Tal como puede observarse, ante fallas monofásicas de distintas resistencia la impedancia vista evoluciona hacia valores reactivos menores lo cual provocaría la incursión en la zona 1 corriendo el riesgo de registrarse actuaciones instantáneas en instalaciones adyacentes. Analizando distintas alternativas de ajustes en el alcance y ángulo de compensación se propone un ángulo de compensación 14º.

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13,0

12,0

11,0

10,0

9,00

8,00

7,00

6,00

Falla 0Ω

5,00

Falla 15Ω

4,00

3,00

2,00

14º

Falla 30Ω

1,00

-13,0

-12,0

-11,0

-10,0

-9,00

-8,00

-7,00

-6,00

-5,00

-4,00

-3,00

-2,00

-1,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,0

11,0

12,0

13,0

14,0

-1,00

-2,00

-3,00 21N_SEL421_S1_J2_SeccCNJ-DDA Zone (1): Polarizing Z1 Z A 62,656 pri.Ohm 27,3° Zone (> 1): Polarizing Z Z A 62,656 pri.Ohm 27,3° Fault Type: ABC (50PP Starting) Fault Type: ABC (50G/50L) Tripping Time: 0,515 s Zone 2 Z2QG: 0,515 s Zone 3 Z3QG: 2,015 s

-4,00

-5,00

-6,00

-7,00



21N_GEL60_S2_J2_SeccCNJ-DDA Zone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1E Z A 62,591 pri.Ohm 27,14° Zone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1 Z A 62,591 pri.Ohm 27,14° Zone (2): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 2 Z A 62,591 pri.Ohm 27,14° Fault Type: ABC (Starting) Tripping Time: 0,53 s Zone 2 Z2G: 0,53 s Zone 3 Z3G: 2,03 s

Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc. Conejo – Diego de Almagro. o

Se ajusta con un alcance del 120% del circuito protegido.

o

Se destaca que este extremo puede resultar débil ante condiciones de baja generación en las centrales CT Taltal, PV Lalackama y CNJ por lo cual en estos escenarios puede presentarse una reducción en el alcance de esta zona. Esta condición es cubierta por la lógica de teleprotección WEI

o

En caso de falla del esquema de teleprotección la zona 2 cuenta con alcance suficiente para operar de forma secuencial, una vez despejada la falla desde el extremo Diego de Almagro.

o



Se ajusta con tiempo de retardo de 0.4seg.

Zona 3 Se ajustará de manera de proveer respaldo a las protecciones de las subestaciones adyacentes a la S/E Diego de Almagro. o

Se ajusta con un alcance que permita cubrir (en términos de impedancia) la subestación aledaña más cercana, la cual en este caso resulta la S/E Carrera

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Pinto. De esta forma el alcance se define como el 100% del circuito protegido más 100% de la línea Diego de Almagro – Carrera Pinto 220kV o



Se ajusta con tiempo de retardo de 2.0seg.

Zona 4: Se ajustará con dirección hacia atrás con fines de teleprotección. o

La misma será la encargada de bloquear el esquema POTT para fallas en dirección reversa.

o

Su ajuste es superior en alcance a la zona 2 de la protección ubicada en el paño J4 del extremo Diego de Almagro.

o

Se ajusta con un alcance del 100% del circuito en reversa, Seccionadora CNJTap Off Lalackama 220kV.

o

Esta zona de protección no emite disparo. SEL421 – Sistema 1 General Z1MAG 22.86 45.72 Z1ANG 82.99 82.99 Z0MAG 85.53 171.06 Z1ANG 79.9 79.9 Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 X1P 36.3 18.15 R1P 36.3 18.15 X1G 36.3 18.15 R1G 54.46 27.23 Zona 2 X2P 54.5 27.23 R2P 54.5 27.23 X2G 54.5 27.23 R2G 81.7 40.85 Zona 3 (reverse) X3P 20.6 10.3 R3P 20.6 10.3 X3G 20.6 10.3 R3G 41.2 20.6 Zona 4 X4P 73.74 36.87 R4P 73.74 36.87 X4G 73.74 36.87 R4G 110.61 55.31

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GEL60 – Sistema 2 Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Reach Z1 36.3 18.15 Quad Right Blinder Z1 36.3 18.15 Reach Z1G 36.3 18.15 Quad Right Blinder Z1G 54.46 27.23 Zona 2 Reach Z2 54.5 27.23 Quad Right Blinder Z2 54.5 27.23 Reach Z2G 54.5 27.23 Quad Right Blinder Z2G 81.7 40.85 Zona 3 Reach Z3 73.74 36.87 Quad Right Blinder Z3 73.74 36.87 Reach Z3G 73.74 36.87 Quad Right Blinder Z3G 110.61 55.31 Factor de compensación K0 3.74 K0ANG -3.06

Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio.

Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. En este extremo se ajustará la función Weak End Infeed y ECHO de manera de asegurar la actuación ante condiciones de bajo aporte de este extremo. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance. En el caso de la protección SEL-421 la zona 4 actúa como zona de bloqueo ante fallas reversas. En el caso de la protección GE-L60, dado que solo dispone de 3 zonas de protección, conforme a las recomendaciones del fabricante se ajustará en conjunto con la función “LINE PICK UP” para la condición de fuente débil (Weak Infeed) y/o línea abierta, utilizando una detección por baja tensión. Asimismo, deberá complementarse esta función para lograr un adecuado bloqueo del esquema de teleprotección (NO repetición de ECHO) por actuación en dirección reversa. Se deberá implementar un operador lógico (Flex Logic) para una operación selectiva del esquema de teleprotección. P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajusta como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N) y función de habilitación del esquema de teleprotección, de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. Se ajusta al 10% de la corriente nominal del TC (100A), con una curva de tiempo normal inverso. El dial se ajusta de manera de que su actuación se mantenga por encima de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida. Función 67N Umbral 0.1 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.15 Dirección Adelante

Este ajuste permite detectar fallas de hasta 100ohms de resistencia sobre el circuito protegido cercanas al extremo Diego de Almagro, en condiciones de nula generación de las centrales CNJ, PSN, Lalackama, PE Taltal y CT Taltal.

Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilita como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. El módulo residual se ajusta de manera idéntica al módulo 67N. EL módulo de fase se ajusta con un pick-up igual al 120% del TC lo cual representa un 130% de la capacidad de la línea con una curva normal inversa para itir posibles sobrecargas transitoras. Función 51E Umbral 1.2 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.51

Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL60 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120% del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso del SEL421 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fasetierra).

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Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. 

La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).

Módulo Oscilación de Potencia (68) Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones estables de potencia. Tanto en la protección SEL421 como en la GEL60 la función de bloqueo por oscilación de potencia se basa la medición del tiempo de tránsito de la impedancia entre dos características de detección. No se contempla habilitación de trip ante la detección de condiciones inestables.

A continuación se presentan los detalles de ajustes para la mencionada función: 𝐼𝑁𝑁𝐸𝑅 𝐵𝐿𝐼𝑁𝐷𝐸𝑅 𝑅 = 1.2 ∗ 𝑅𝑓𝑓−𝑍𝑜𝑛𝑎 3 = 44.24Ω. 𝑠𝑒𝑐 𝑆𝐿𝐼𝑃 = 4 𝐻𝑧 P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 = 0.02 𝑠𝑒𝑔 = 1 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜

𝐴𝑁𝐺𝐼𝑅 = 2 ∗ 𝐴𝑇𝐴𝑁(

|𝑍𝑇| ) = 90.14º 2 ∗ 𝐼𝑁𝐵𝑅

𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 ∗ 𝑆𝐿𝐼𝑃 ∗ 360 𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅 = 𝐴𝑁𝐺𝐼𝑅 − ( ) = 61.34º 𝐹𝑛𝑜𝑚 OUTER BLINDER R =

|ZT| = 74.79 Ω. sec 𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅 2 ∗ TAN ( ) 2

INNER BLINDER X = 1.2 ∗ 𝑋−Zona 3 = 44.24 Ω. sec OUTER BLINDER X = IBX + (OBR − IBR) = 74.79 Ω. sec

Perdida de Potenciales (60) Este módulo permite detectar fallas en la medición de tensión. Se activa con objeto de, en casos de perdida de potencial, bloquear los módulos de distancia (21, 21N) y direccionales de sobrecorriente (67N) como también de desbloqueo de los módulos utilizados como backup de las funciones principales (51E/51NE). Tanto para la GEL60 como la SEL421, los fabricantes de estos tipos de relés sólo permiten habilitar la función y no parámetros de ajuste para la misma, determinando la operación del módulo a través de una lógica interna propia de cada protección. Función Reconexión Monopolar (79) Se recuerda que para presente línea se prevé operar hasta un 100% de su capacidad mediante la implementación de un esquema DAG local (CRITERIO N-1 ajustado), por lo que la operación de una reconexión puede interferir en el restablecimiento seguro del sistema. Al respecto a continuación se presenta un extracto de los criterios de Transelec respecto a la condición de las líneas estudiadas.

En base a lo detallado, se recomienda mantener deshabilitada esta función cuando ambos circuitos entre Diego de Almagro y Paposo se encuentro en servicio. Por otra parte, se propone la habilitación de la función 79 manteniendo la parametrización actualmente existente en las líneas de interés. P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 1seg y la misma será sólo monopolar.

Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: 

Barra viva – línea viva (chequeo de sincronismo)



Barra viva – línea muerta (sin chequeo de sincronismo)



Línea viva – barra muerta (sin chequeo de sincronismo)

La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: 

U>80%  Extremo Vivo



U<30%  Extremo Muerto

El sincronismo se verificará según: 

ΔVmax = 10%



ΔΘmax = 30º



Δfmax = 0.2Hz

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8.3.4 Protecciones de la línea Secc. Conejo – Elev. Conejo «J1» Protecciones asociadas 

Protección de Transformador o

Sistema 1  SEL311

o

Sistema 2  GEL90

o

Módulos habilitados:

o



Función diferencial de línea (87L)



Funciones de distancia fase y residual (21/21N)



Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N)



Teleprotección (85A/85C/85D)



Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE)



Función de cierre contra falla (SOTF)



Función de falla de interruptor (50BF).



Función Sobretensión (59)



Pérdida de Potenciales (60)



Verificación de Sicronismo (25)



Función reconexión monopolar (79)

Estas protecciones actúan sobre el interruptor J1 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Seccionadora CNJ con la S/E Elevadora CNJ 220kV.

Relación TC

400/1A

Relación TP

230/0.115kV

Ambos sistemas de protección poseen como módulo principal la función diferencial de línea (87L). Módulo Diferencial de Línea (87L) Este módulo se ajusta en ambos sistemas de protección. La comunicación entre extremos se realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y OPLAT). Este módulo permite el disparo instantáneo ante fallas en el circuito protegido. La corriente de carga resulta despreciable debido a la corta longitud de la línea. A continuación se presenta el cálculo de la misma. 𝐼𝐶 =

𝑈𝑁 √3

· 𝐵1 · 𝑠, donde

𝐼𝐶 : corriente de carga a determinar en A primarios 𝑈𝑁 : tensión nominal de la red en V 𝐵: Susceptancia de servicio relativa de la línea en S/km 𝑠: longitud de la línea en km P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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La información de B [

𝑢𝑆

𝑘𝑚

]:se obtiene de la base de datos en DigSilent. 𝐼−𝐷𝐼𝐹> ≥ 𝐼𝐶 = 5,6𝐴. 𝑝𝑟𝑖𝑚

El relé SEL 311L utiliza para el esquema diferencial de línea un algoritmo definiendo el denominado plano alpha. Se define un ángulo de la característica de 195° (87LANG), lo cual es suficiente para poder detectar fallas internas en la línea, manteniendo la estabilidad necesaria ante fallas externas. Además, se define un elemento de supervisión de corriente, el cual se ajusta a 1,2 (87LPP) veces la corriente nominal del TTCC y un radio de 6 (87LR) Los parámetros 87L2P y 87LGP se ajustan al 10% de la corriente nominal del TC.

El relé L90 se ajusta de acuerdo a una característica de restricción con dos pendientes. La primera pendiente se define a un 30% y la segunda a un 50%. El valor de umbral mínimo de corriente diferencial se ajusta a 0,15 p.u. El punto de inflexión se define a 1,2 p.u. Paño JL1 - Línea Elevadora CNJ – Seccionadora CNJ SEL311L – Sistema 1 GEL90 – Sistema 2 Parámetro Ajuste Unidad Parámetro Ajuste Unidad 87L 87L 87LANG 195 º Pickup 0.15 p.u. 87LR 6 Restraint 1 30 % 87LPP 1.2 A.sec Restraint 2 50 % 87L2P 0.1 A.sec Break PT 1.2 p.u. 87LGP 0.1 A.sec

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Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajusta en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de proveer de respaldo a las funciones diferenciales y lograr una actuación selectiva con las protecciones del sistema. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Se ajustan características tipo mho para las zonas de fase y cuadrilaterales para las zonas residuales. 



Zona 1: o

Se ajustará de manera de cubrir el 80% del circuito protegido.

o

Tiempo de operación: instantáneo.

Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones del transformador 33/220kV presente en la S/E Elevadora CNJ. o

Se ajusta al 100% del circuito protegido más un 50% de la impedancia del transformador de la S/E Elevadora CNJ

o

Servirá como zona de sobrealcance para el sistema de teleprotección.

o

Tiempo de operación: 0.2 segundos. Priorizando la selectividad con las protecciones del sistema frente a las protecciones internas de 220kV (diferencial de transformador



Zona 3: Se considerará un ajuste con mayor retardo que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones del transformador 33/220kV presente en la S/E Elevadora CNJ.

o

Se ajusta con una impedancia igual al 100% de la línea Elevadora CNJSeccionadora CNJ mas un 80% de la impedancia del transformador de la S/E Elevadora CNJ.

o

Tiempo de operación: 0.6 segundos

SEL311L – Sistema 1 General Z1MAG 6.82 Z1ANG 77.68 P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

1.36 77.86

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Z0MAG Z1ANG Parámetro Z1P mho fase X1G R1G Z2P mho fase X2G R2G Z3P mho fase X3G R3G

17.37 75.27 Ajuste Ohm.pri Zona 1 5.33 5.33 21.32 Zona 2 34.32 34.32 137.28 Zona 3 50.1 50.1 200.4

3.47 75.27 Ajuste Ohm.sec 1.06 1.06 4.25 6.86 6.86 27.46 10.02 10.02 40.08

GEL90 – Sistema 2 Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Z1P mho fase 5.33 1.06 X1G 5.33 1.06 R1G 21.32 4.25 Zona 2 Z2P mho fase 34.32 6.86 X2G 34.32 6.86 R2G 137.28 27.46 Zona 3 Z3P mho fase 50.1 10.02 X3G 50.1 10.02 R3G 200.4 40.08 Factor de compensación K0 2.54 K0ANG -2.41

Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada de resulta referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros).

Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance y emitirá señal de teleprotección al relé remoto que opera como extremo débil.

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Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajustará como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N), de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. A su vez, se incluirá en el esquema de teleprotección de dar una mayor cobertura a la lógica POTT. La misma se ajusta con un valor correspondiente al 25% de la corriente nominal del TC con una curva normal inversa. El ajuste del dial se ajusta de manera de verificar que la actuación resulte coordinada con el resto de las protecciones del sistema (transformador CNJ).

Función 67N Umbral 0.25 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.4 Dirección Adelante

Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilitarán como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de tensión en los relés. La función 51E se ajusta con un umbral correspondiente al 110% de la corriente nominal del parque. Función 51E Umbral 0.75 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.25

La función de sobrecorriente residual se ajusta con un el pick-up del 25% de la corriente nominal del TC. Se ajusta de manera similar al módulo 67N. Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL90 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120% del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso del SEL311 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fasetierra).

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Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. 

La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).

Función Sobretensión (59) Con el fin de proteger las instalaciones del parque fotovoltaico ante posibles sobretensiones en la red de 220kV se habilita el módulo de sobretensión de fases. El mismo se ajusta en 1.2pu de la tensión nominal de la barra y una temporización de 5seg. 

TP: 230/0.115kV



Ajuste: 1.15pu – 132.25V.sec



Temporización: 5seg

La actuación de este módulo debe enviar disparo transferido (DDT) al extremo remoto.

Perdida de Potenciales (60) Este módulo permite detectar fallas en la medición de tensión. Se activa con objeto de, en casos de perdida de potencial, bloquear los módulos de distancia (21, 21N) y direccionales de sobrecorriente (67N) como también de desbloqueo de los módulos utilizados como backup de las funciones principales (51E/51NE). Tanto para la GEL90 como la SEL311, los fabricantes de estos tipos de relés sólo permiten habilitar la función y no parámetros de ajuste para la misma, determinando la operación del módulo a través de una lógica interna propia de cada protección.

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Reconexión Monopolar (79) Para el enlace Elevadora CNJ – Seccionadora CNJ se propone la operación de un esquema de reconexión monopolar ante la detección de fallas monofásicas en la propia línea (zona 1 y teleprotección). El mínimo tiempo muerto de recierre, requerido para la extensión del arco, resulta:

𝑇𝑚𝑖𝑛 = 10,5 +

220𝑘𝑉 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠 = 17 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠 → 𝑇𝑚𝑖𝑛 = 340𝑚𝑠 34,5 𝑘𝑉

En base a esto, tomando un margen de seguridad de 250ms se propone un Tiempo Muerto de Recierre monopolar de TMR = 600ms. Se verifica que en condiciones de máxima transferencia del parque, la operación transitoria de un polo abierto durante 600ms no resulta en la actuación indeseada de otras protecciones del sistema. En este caso, los módulos 67N del extremo CNJ resultarían excitados pero para tales niveles de corriente la temporización resulta ampliamente mayor al TMR La siguiente figura muestra el resultado del flujo de carga desbalanceado para esta condición, partiendo de una condición inicial de máximo despacho del PV CNJ (caso 3). Se observa aquí las corrientes previstas en cada fase y la componente homopolar circulante (3I0).

I:A 0,000 I:B 0,447 I:C 0,443 I0x3 0,778

J1

I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. I0x3 0..

PV LALACKAMA I:A 0,290 I:B 0,084 I:C 0,215 I0x3 0,490

JT1 PV PNJ

Como referencia, se muestra en la figura siguiente la característica tiempo-corriente de los I:A 0,290 I:B 0,450 I:C 0,419 I0x3 0,289

I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. I0x3 0..

u:A 1,04 p.u. u:B 1,13 p.u. u:C 0,90 p.u.

POLO ABIERTO

I:A 0,000 I:B 0,444 I:C 0,446 I0x3 0,778

u:A 1,27 p.u. u:B 1,00 p.u. u:C 0,85 p.u.

I:A 0,000 I:B 0,444 I:C 0,446 I0x3 0,778

u:A 1,09 p.u. u:B 1,16 p.u. u:C 0,87 p.u.

módulos 67N extremo elevadora CNJ, junto con la corriente vista por los mismos. De aquí se J2

J3

observa que el tiempo previsto (sin considerar el bloqueo de los mismos durante el recierre)

I:A 0,288 I:B 0,454 I:C 0,405 I0x3 0,294

S/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV [s]

I:A 0,392 I:B 0,349 I:C 0,354 I0x3 0,076

J4

J3

J1

I:A 0,227 I:B 0,237 I:C 0,233 I0x3 0,028 1

J3

u:A 1,02 p.u. u:B 1,02 p.u. u:C 1,00 p.u. 1.113 s

I:A 0,236 I:B 0,141 I:C 0,162 I0x3 0,190

J5 I:A 0,234 I:B 0,239 I:C 0,235 I0x3 0,016

I:A 0,236 I:B 0,140 I:C 0,164 I0x3 0,190

3*I0 =778,369 pri.A

10

I:A 0,385 I:B 0,342 I:C 0,349 I0x3 0,076

I:A 0,384 I:B 0,339 I:C 0,351 I0x3 0..

I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. I0x3 0..

J2 resultaría 1,10 seg. Esta función deberá quedar disponible pero fuera de servicio.

u:A 1,03 p.u. u:B 1,06 p.u. u:C 0,99 p.u.

PV PSN

0,1 220,00 kV 100

1000 Conejo 220kV\Cub_2\67N_GEL90_S2_JL1_CNJ-SeccCNJ

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

[pri.A] Conejo 220kV\Cub_2\67N_SEL311L_S1_JL1_CNJ-SeccCNJ

10000

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Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: 

Barra viva – línea viva (chequeo de sincronismo)



Barra viva – línea muerta (sin chequeo de sincronismo)



Línea viva – barra muerta (sin chequeo de sincronismo)

La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: 

U>80%  Extremo Vivo



U<30%  Extremo Muerto

El sincronismo se verificará según: 

ΔVmax = 5%



ΔΘmax = 10º



Δfmax = 0.1Hz

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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8.4 S/E Elevadora Conejo Protección Diferencial de Barra (87B) – SEL487B Esta protección resulta la encargada de despejar fallas en barra y centralizar los disparos necesario por actuación de protección falla interruptor (50BF). La protección utiliza una lógica como la indicada en la siguiente figura.

TCJL1

400/5A

CTR = 80

TCJT1

400/5A

CTR = 80

En función de las relaciones de transformación de los TTCC involucrados se define la normalización de corrientes como TAPJL1 = 1; TAPJT1 = 1. Conforme la relación 1,3𝐼max 𝑓𝑒𝑒𝑑𝑒𝑟 < 𝑇ℎ𝑟𝑒𝑠ℎ𝑜𝑙𝑑 𝐼𝑑 < 0,8𝐼𝑘𝑚𝑖𝑛, el parámetro O87P se ajusta al 100% de la corriente primaria máxima de los TTCC involucrados, es decir, 400A.pri (la máxima corriente de carga se produce en el escenario de máxima generación, donde Imax = 300A). Por otro lado, ante una falla monofásica en barras con 50Ω de resistencia de falla se registra una corriente de 1850A, resultando el pickup menor al 80% de este valor. Las pendientes del elemento diferencial se ajustan en 60% y 80% para el slope 1 y 2 respectivamente. Se proponen los siguientes parámetros de ajuste. TAPJL1 TAPJT1 O87P Slope 1 Slope 2 P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

1 1 1pu 60% 80%

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Ante la detección de fallas en barra esta protección deberá enviar disparo a todos los interruptores de la S/E Elevadora y al extremo remoto de la Seccionadora CNJ.

8.4.1 Protecciones de la línea: Elevadora Conejo – Seccionadora Conejo Protecciones asociadas 

Protección de Línea o

Sistema 1  SEL311L

o

Sistema 2  GEL90

o

Módulos habilitados:

o



Función diferencial de línea (87L)



Funciones de distancia fase y residual (21/21N)



Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N)



Teleprotección (85A/85C/85D)



Función de sobrecorriente de emergencia (51NE)



Función de falla de interruptor (50BF).



Función Sobretensión (59)



Función Switch Onto Fault



Perdida de Potenciales (60)



Función Reconexión Monopolar (79)



Verificación de sincronismo (25)

Estas protecciones actúan sobre el interruptor JL1 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Elevadora CNJ con la S/E Seccionadora CNJ 220kV.

Ambos sistemas de protección cuentan con módulos diferenciales de línea y protecciones de distancia. Relación TC

400/5A

Relación TP

230/0.115kV

Módulo Diferencial de Línea (87L) Este módulo se ajusta en ambos sistemas de protección. La comunicación entre extremos se realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y OPLAT). Este módulo permite el disparo instantáneo ante fallas en el circuito protegido. La corriente de carga resulta despreciable debido a la corta longitud de la línea. A continuación se presenta el cálculo de la misma. P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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𝐼𝐶 =

𝑈𝑁 √3

· 𝐵1 · 𝑠, donde

𝐼𝐶 : corriente de carga a determinar en A primarios 𝑈𝑁 : tensión nominal de la red en V 𝐵: Susceptancia de servicio relativa de la línea en S/km 𝑠: longitud de la línea en km La información de B [

𝑢𝑆

𝑘𝑚

]:se obtiene de la base de datos en DigSilent. 𝐼−𝐷𝐼𝐹> ≥ 𝐼𝐶 = 5,6𝐴. 𝑝𝑟𝑖𝑚

El relé SEL 311L utiliza para el esquema diferencial de línea un algoritmo definiendo el denominado plano alpha. Se define un ángulo de la característica de 195° (87LANG), lo cual es suficiente para poder detectar fallas internas en la línea, manteniendo la estabilidad necesaria ante fallas externas. Además, se define un elemento de supervisión de corriente, el cual se ajusta a 1,2 (87LPP) veces la corriente nominal del TTCC y un radio de 6 (87LR) Los parámetros 87L2P y 87LGP se ajustan al 10% de la corriente nominal del TC.

El relé L90 se ajusta de acuerdo a una característica de restricción con dos pendientes. La primera pendiente se define a un 30% y la segunda a un 50%. El valor de umbral mínimo de corriente diferencial se ajusta a 0,15 p.u. El punto de inflexión se define a 1,2 p.u.

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Paño JT1 - Línea Elevadora CNJ – Seccionadora CNJ SEL311L – Sistema 1 GEL90 – Sistema 2 Parámetro Ajuste Unidad Parámetro Ajuste Unidad 87L 87L 87LANG 195 º Pickup 0.15 p.u. 87LR 6 Restraint 1 30 % 87LPP 6 A.sec Restraint 2 50 % 87L2P 0.5 A.sec Break PT 1.2 p.u. 87LGP 0.5 A.sec

Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajusta en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de proveer de respaldo a los módulos diferenciales y lograr una actuación selectiva con las protecciones del sistema. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Se ajustan características tipo mho para las zonas de fase y cuadrilaterales para las zonas residuales. 



Zona 1: o

Se ajustará de manera de cubrir el 80% del circuito protegido.

o

Tiempo de operación: instantáneo.

Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones presentes en la S/E Seccionadora CNJ. Servirá de zona de sobrealcance del esquema de teleprotección.



o

Se ajusta al 120% del circuito protegido.

o

Tiempo de operación: 0.4 segundos.

Zona 3: Se considerará un ajuste con mayor retardo que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo remoto a las instalaciones aledañas a la S/E Seccionadora CNJ. o

Se ajusta con una impedancia igual al 100% de la línea Elevadora PSNSeccionadora PSN más un 100% del tramo Seccionadora CNJ – Diego de Almagro.

o 

Tiempo de operación: 1 segundo

Zona 4: Se ajustará con fines de teleprotección de manera de detectar fallas fuera de la línea protegida y proveer un adecuado bloqueo al esquema POTT, principalmente en la condición de operación de extremo débil. o

Se ajusta con una alcance igual al 100% del transformador 220/33kV de la S/E Elevadora PSN (dirección reversa).

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SEL311L – Sistema 1 General Z1MAG 6.82 0.27 Z1ANG 77.68 77.86 Z0MAG 17.37 0.69 Z1ANG 75.27 75.27 Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Z1P mho fase 5.25 0.21 X1G 5.25 0.21 R1G 21.25 0.85 Zona 2 Z2P mho fase 8 0.32 X2G 8 0.32 R2G 32 1.28 Zona 3 Z3P mho fase 52 2.08 X3G 52 2.08 R3G 104 4.16 Zona 4 (reverse/teleproteccion) Z4P mho fase 55.3 2.21 X4G 55.3 2.21 R4G 55.3 2.21

GEL90 – Sistema 2 Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Z1P mho fase 5.25 0.21 X1G 5.25 0.21 R1G 21.25 0.85 Zona 2 Z2P mho fase 8 0.32 X2G 8 0.32 R2G 32 1.28 Zona 3 Z3P mho fase 52 2.08 X3G 52 2.08 R3G 104 4.16 Zona 4 (reverse/teleprotección) Z4P mho fase 55.3 2.21 X4G 55.3 2.21 R4G 55.3 2.21 Factor de compensación K0 2.54 K0ANG -2.41

Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros). P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. En este extremo se ajustará la función Weak End Infeed y ECHO de manera de asegurar la actuación ante condiciones de bajo aporte de este extremo. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance. La zona 4 actúa como zona de bloqueo ante fallas reversas.

Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajustará como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N), de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. A su vez, se incluirá en el esquema de teleprotección de dar una mayor cobertura a la lógica POTT. La misma se ajusta con un valor correspondiente al 20% de la corriente nominal del TC con una curva normal inversa. El ajuste del dial se ajusta de manera de verificar que la actuación resulte coordinada con el resto de las protecciones del sistema. Función 67N Umbral 1 sec.A Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.37 Dirección Adelante

Este umbral de arranque permite cubrir fallas monofásicas de hasta el 80% de los enlaces adyacentes y 100Ohm de resistencia en un escenario de mínima potencia de cortocircuito (Caso 9). El dial se ajusta de manera de tener una temporización de aproximadamente 1 segundo ante fallas francas en la seccionadora CNJ.

Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilitarán como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. La función de sobrecorriente residual se ajusta con un el pick-up del 20% de la corriente nominal del TC. Se ajusta de manera similar al módulo 67N. Debido a las características de los parques fotovoltaicos en cuanto a limitación de corriente de cortocircuito no se ajusta el módulo para fallas entre fases.

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Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL90 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120% del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso del SEL311 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fasetierra).

Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND) y se enviará, vía teleprotección, la orden de disparo transferido (TDD) al interruptor de la S/E Seccionadora CNJ y a la protección diferencial de barras de la S/E Elevadora Conejo. 

La corriente de pickup corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. Dadas las características de extremo débil se pueden dar actuaciones con baja impedancia y baja corriente.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).

Función Sobretensión (59) Con el fin de proteger las instalaciones del parque fotovoltaico ante posibles sobretensiones en la red de 220kV se habilita el módulo de sobretensión de fases. El mismo se ajusta en 1.2pu de la tensión nominal de la barra y una temporización de 5seg. 

TP: 230/0.115kV



Ajuste: 1.15pu – 132.25V.sec



Temporización: 5seg

La actuación de este módulo debe enviar disparo transferido (DDT) al extremo remoto. Perdida de Potenciales (60) Este módulo permite detectar fallas en la medición de tensión. Se activa con objeto de, en casos de perdida de potencial, bloquear los módulos de distancia (21, 21N) y direccionales de sobrecorriente (67N) como también de desbloqueo de los módulos utilizados como backup de las funciones principales (51E/51NE). Tanto para la GEL90 como la SEL311, los fabricantes de estos

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tipos de relés sólo permiten habilitar la función y no parámetros de ajuste para la misma, determinando la operación del módulo a través de una lógica interna propia de cada protección.

Reconexión Monopolar (79) Para el enlace Elevadora CNJ – Seccionadora CNJ se propone la operación de un esquema de reconexión monopolar ante la detección de fallas monofásicas en la propia línea (zona 1 y teleprotección). El mínimo tiempo muerto de recierre, requerido para la extensión del arco, resulta:

𝑇𝑚𝑖𝑛 = 10,5 +

220𝑘𝑉 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠 = 17 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜𝑠 → 𝑇𝑚𝑖𝑛 = 340𝑚𝑠 34,5 𝑘𝑉

En base a esto, tomando un margen de seguridad de 250ms se propone un Tiempo Muerto de Recierre monopolar de TMR = 600ms. Se verifica que en condiciones de máxima transferencia del parque, la operación transitoria de un polo abierto durante 600ms no resulta en la actuación indeseada de otras protecciones del sistema. En este caso, los módulos 67N del extremo CNJ resultarían excitados pero para tales niveles de corriente la temporización resulta ampliamente mayor al TMR La siguiente figura muestra el resultado del flujo de carga desbalanceado para esta condición, partiendo de una condición inicial de máximo despacho del PV CNJ (caso 3). Se observa aquí las corrientes previstas en cada fase y la componente homopolar circulante (3I0).

POLO ABIERTO

I:A 0,000 I:B 0,447 I:C 0,443 I0x3 0,778

I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. I0x3 0..

J1

PV LALACKAMA I:A 0,290 I:B 0,084 I:C 0,215 I0x3 0,490

JT1 PV PNJ I:A 0,290 I:B 0,450 I:C 0,419 I0x3 0,289

I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. I0x3 0..

u:A 1,04 p.u. u:B 1,13 p.u. u:C 0,90 p.u.

I:A 0,000 I:B 0,444 I:C 0,446 I0x3 0,778

u:A 1,27 p.u. u:B 1,00 p.u. u:C 0,85 p.u.

I:A 0,000 I:B 0,444 I:C 0,446 I0x3 0,778

u:A 1,09 p.u. u:B 1,16 p.u. u:C 0,87 p.u.

Como referencia, se muestra en la figura siguiente la característica tiempo-corriente de los J2 J3 módulos 67N extremo elevadora CNJ, junto con la corriente vista por los mismos. De aquí se I:A 0,385 I:B 0,342 I:C 0,349 I0x3 0,076

I:A 0,384 I:B 0,339 I:C 0,351 I0x3 0..

resultaría 1,10 seg. I:A 0,288 I:B 0,454

I:A 0,392

I0x3 0,294

I0x3 0,076

J3

0,349 No obstante lo anterior, la función estará disponible pero fuera de I:B servicio. I:C 0,405 I:C 0,354

S/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV J1 I:A 0,227 I:B 0,237 I:C 0,233 I0x3 0,028

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

J4

J3

u:A 1,02 p.u. u:B 1,02 p.u. u:C 1,00 p.u.

I:A 0,236 I:B 0,141 I:C 0,162 I0x3 0,190

J5 I:A 0,234 I:B 0,239 I:C 0,235 I0x3 0,016

I:A 0,236 I:B 0,140 I:C 0,164

I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. I0x3 0..

J2

observa que el tiempo previsto (sin considerar el bloqueo de los mismos durante el recierre)

u:A 1,03 p.u. u:B 1,06 p.u. u:C 0,99 p.u.

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PSN

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Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: 

Barra viva – línea viva (chequeo de sincronismo)



Barra viva – línea muerta (sin chequeo de sincronismo)



Línea viva – barra muerta (sin chequeo de sincronismo)

La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: 

U>80%  Extremo Vivo



U<30%  Extremo Muerto

El sincronismo se verificará según: 

ΔVmax = 5%



ΔΘmax = 10º



Δfmax = 0.1Hz

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8.4.2 Protecciones del Transformador 220/33kV y Reactor ZIGZAG 33kV Protecciones asociadas 

Protección de Transformador o

Sistema 1 y 2  SEL787

o

Estas protecciones actúan sobre los interruptores 52T1 y 52MT1 de los paños correspondientes transformador principal de la S/E CNJ, tanto en 220kV como en 33kV.





Módulos Habilitados o

Función diferencial de transformador (87T)

o

Función diferencial de transformador (87TN)

o

Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51)

o

Función de sobrecorriente de tierra 50/51N

o

Función de sobre y sub frecuencia (81O/81U)

o

Función de falla de interruptor (50BF) 400/5A

Relación TC S1 – BT

3000/5A

Relación TC S1 – Neutro

1200/5A

Relación TC S2 – AT

1200/5A

Relación TC S2 – BT

2000/5A

Protección de Sobrecorriente (220kV). o



Relación TC S1 – AT

Sistema único SEL451

Módulos Habilitados o

Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51)

o

Función de sobrecorriente de tierra 50/51N

o

Esta

protección

actúa

sobre

el

interruptor

52T1,

del

paño hacia

el

transformador de poder de la S/E CNJ en 220kV.



1200/5A

Relación TP

230/0.115kV

Protección de Sobrecorriente (33kV): o



Relación TC

Sistema único SEL451

Módulos Habilitados o

Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51)

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o

Función de sobre y sub tensión (59/27)

o

Función de sobre tensión residual (59N)

o

Función de sobre y sub frecuencia (81O/81U)

o

Función de falla de interruptor (50BF).

o

Esta protección actúa sobre el interruptor 52MT1, del paño hacia el transformador de poder de la S/E CNJ en 33kV.



Relación TC

3000/5A

Relación TP

34.5/0.115kV

Protección de REACTOR DE NEUTRO (33kV):

o Sistema único, SEL351 o

o

Módulos Habilitados 

Funciones de sobrecorriente de fase (51/50)



Función de sobrecorriente de tierra 50G

Esta protección actúa sobre los interruptores del transformador de poder. Relación TC

300/5A

Asimismo, se prevé que el disparo del interruptor de 33kV de los transformadores sea retransmitido a los interruptores de los cables colectores.

8.4.2.1 Sistemas 1 y 2: SEL787 Función Diferencial de Transformador (87T) La protección diferencial del Transformador (87T) es un esquema unitario que cubre el 100% del transformador en forma instantánea para fallas entre fases y fase a tierra. Se considerará un ajuste de alta sensibilidad, para poder detectar de manera instantánea cualquier falla interna del transformador, mientras que el valor de ajuste para la segunda pendiente debe considerar la máxima corriente de operación posible. Para el ajuste del Slope 1 se contemplan los errores propios de los transformadores de corriente asociados a la protección diferencial y los errores introducidos por el cambiador de topes del transformador protegido. Para los ajustes se adoptaron las siguientes consideraciones:

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o

El relé como elemento de protección aporta al error, considerando que éste posee una clase de precisión de 5%.

o

El cambiador de topes del transformador de potencia elevador se encuentra en el lado de AT. El rango del cambiador de tomas es ±10 x 1%.

o

El transformador de corriente de 220kV posee una relación 400/5A con una clase 5P20. Por lo tanto el error se considera en 5%.

o

El transformador de corriente de 33kV posee una relación 3000/5A con una clase 5P20. Por lo tanto el error se considera en 5%.

o

Se considera un margen de seguridad del 5%.

o

Se considera las pérdidas en vacío del transformador a máxima tensión en P' = 10%.

La peor condición de medición (sumatoria absoluta de errores) resulta 30%, de modo que la pendiente del Slope 1 queda definida en 30%. La segunda pendiente Slope 2 resulta caracterizada por restringir actuaciones de la protección diferencial ante fallas externas al transformador; para evitar la actuación no deseada debido a la posible saturación de los TTCC, conforme a las recomendaciones del fabricante de la protección, el ajuste resulta 70%.

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En base a información del fabricante el parámetro O87P se ajusta en 0.2. El parámetro IRS1 se ajusta en 6. Se habilitará además la inhibición de corrientes de inrush durante la energización (2º armónico) por fase, con un ajuste de un 15%. La restricción por 5º armónico, que sirve para estabilizar la protección diferencial ante condiciones de saturación, se ajusta con valores típicos al 30%. La protección diferencial dará apertura tanto al interruptor de 52T1 en 220 kV como a la celda incoming 52MT1 en 33kV.

Función Diferencial de Tierra de Transformador (87TN) Corresponde a un esquema unitario que cubre el 100% del transformador en forma instantánea para fallas residuales. Se considerará un ajuste similar al de la función 87T para poder detectar de manera instantánea cualquier falla interna del transformador (30% de la corriente de T/C de neutro). Se ajusta de acuerdo a parámetros típicos propuestos por el fabricante de la protección dependientes de las características de la unidad. Los ajustes propuestos son: 

El mínimo valor de operación 50REF1P REF1 CURR LEVEL se ajusta en un valor de 0,3pu.

Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) las protecciones de sobrecorriente de fase del transformador se ajustan teniendo en consideración que la curva tiempo-corriente de la protección quede por debajo de la curva de daño térmico mecánico del transformador permitiendo a la vez operar con sobrecargas isibles, las cuales quedan protegidas específicamente mediante la protección propia del transformador ante sobrecargas. Naturalmente, el tiempo de actuación de estos módulos debe considerar la coordinación de las protecciones de sobrecorriente aguas abajo (Alimentadores 33kV). Para el lado de 220kV se considera como corriente de arranque un 110% de la potencia nominal máxima del transformador (117MVA) con una curva de tiempo inverso. De esta forma la corriente de arranque resulta 1,1xInTRAFO ≡ 338A. Se ajustan dos escalones de tiempo definido (50) con el fin de despejar fallas de alta corriente cercanas al transformador. Se contempla un escalón para la detección de fallas bifásicas con resistencia de arco en un escenario de mínima generación con un retardo de 100mseg. Se tiene en P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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consideración que este escalón no detecte fallas en la barra de 33kV en un escenario de máxima generación. A su vez, se ajusta un segundo escalón con un retardo de 700mseg con el fin de dar respaldo a las protecciones de 33kV fallas en barras de media tensión. Para el lado de 33kV se ajusta una curva con pick-up 1,1xInTRAFO ≡ 2250A de manera que coordine con las protecciones de 220kV y 33kV. Se ajusta adicionalmente el módulo 50 con un retardo de 400mseg de manera de servir de respaldo a las protecciones de los alimentadores de media tensión. Se destaca que ambos sistemas de protección poseen TCs de diferente relación por lo cual se muestran ambas curvas de ajuste.

Funciones de Sobrecorriente residual (51N) Lado 220kV Del lado de 220kV se ajustará la función de sobrecorriente residual temporizada de manera de detectar fallas a tierra en el primario del transformador de poder. Ambos sistemas tendrán un pick-up del 20% de la corriente nominal del TC correspondiente. El ajuste del dial se realiza para que ambas curvas sean coincidentes ante corrientes mayores al 10% del TC de mayor corriente primaria.

Módulo Falla de Interruptor (50BF), interruptores 52JT1 y 52MT1. Criterios: 

Se aplicará un criterio de detección por corriente y o (AND).



La corriente de pickup corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. Dadas las características de extremo débil se pueden dar actuaciones con baja impedancia y baja corriente.



La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase.



El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido).

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

Falla Interruptor 220kV (JT1): se enviará, la orden de disparo a la protección diferencial de barra (87B) que dará disparo a el interruptor JL1 de la S/E Elevadora CNJ y a la diferencial de barra (87B) de MT.



Falla interruptor 33kV (MT1): se enviará la orden de disparo al interruptor de 220kV (JT1) y a la diferencial de barra (87B) de MT.

8.4.2.2 Respaldo sobrecorriente lado de 220kV (SEL451): Todas las funciones habilitadas se ajustan de manera idéntica a los módulos de sobrecorriente de 220kV de la protección de transformador (Sistema 2).

Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) Se ajustan de manera idéntica a los módulos de sobrecorriente de 220kV de la protección de transformador.

8.4.2.3 Incoming 33kV (SEL451) Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) Estos módulos se ajustan de forma equivalente a los módulos de sobrecorriente de la protección diferencial del transformador en 33kV. De esta forma la protección opera como respaldo sin retardos intencionales.

Función de Sobretensión Residual (59N) Se ajusta una etapa de tiempo definido a 1.5seg, con un umbral de tensión de secuencia cero de un 35%. Función de Sobretensión de Fases (59) Se ajusta un primer escalón de manera de operar cuando la tensión supera el 115% de la nominal con un retardo de 3 segundos.. El segundo escalón se ajusta con un valor del 135% de la nominal con un retardo de 0.1seg. Función de Subtensión de Fases (27) Se ajusta una etapa con una curva de tiempo definido. Esta debe operar cuando la tensión desciende por debajo del 80% de la nominal con un retardo de 5 segundo de manera de dar

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respaldo a las protecciones de MT. Este módulo resulta necesario debido a la característica de bajo aporte al cortocircuito de los inversores. Función de Subfrecuencia (81U) Se ajusta de manera cumplir con las especificaciones de la NTSyCS para parques fotovoltaicos en su artículo 3-9. Se ajusta en 47.5Hz con una temporización de 200mseg. Función de Sobrefrecuencia (81O) Se ajusta de manera cumplir con las especificaciones de la NTSyCS para parques fotovoltaicos en su artículo 3-9 donde se indica la condición de desconexión forzada a partir de los 51.5Hz. Se ajusta en 51.5Hz sin retardo intencional para la operación.

8.4.2.4 Reactor de Neutro (SEL351) Funciones de Sobrecorriente de fase (51/50) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque correspondiente al 120% de la corriente nominal del TC para proteger al reactor de fallas entre fases evitando la operación del mismo para las condiciones en que el mismo provee corrientes de secuencia cero. La curva es del tipo normal inversa con dial ajustado para lograr una detección selectiva, por debajo de la curva de sobrecorriente del transformador principal Se ajusta el módulo 50 en 4 veces la corriente nominal del TC de manera de contemplar fallas de baja resistencia internas al equipo protegido. Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 20% de la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir aproximadamente 120A. Se propone una temporización de 700mseg de manera de mantener en servicio este equipo ante fallas en otras instalaciones de MT el cual permite la circulación y detección de corrientes de tierra en la red de media tensión.

8.4.3 Protección Media Tensión Las mismas corresponden a las asociadas a los paños BC1, C1, C2, C3, C4, C5 y C6. Protección Diferencial de Barra (87B) – SEL587B Esta protección resulta la encargada de despejar fallas en barra de la elevadora Conejo. Tiene ajustes individuales por fase de pickup y de alarma, ajustados en voltios 87A1P, 87B1P, 87C1P los cuales dependen de las características de los TC y los niveles máximos de corriente de cortocircuito simétrico. P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Se ajustan los umbrales de high-impedance elements (87A1P, 87B1P, 87C1P) conforme indicaciones mínimas del fabricante (150% · 200V = 300V) y minimum instantaneous differential voltaje en 200V. Al momento de la implementación deberán ser verificados los ajustes 87A1P, 87B1P y 87C1P conforme lo indica el fabricante: 𝑉𝑟 = (𝑅𝐶𝑇 + 𝑃 · 𝑅𝐿𝐸𝐴𝐷 ) ·

𝐼𝐹 𝑁

𝑉𝑟

= Tensión a través del high-impedance elements

𝐼𝐹

= Corriente máxima de cortocircuito

𝑁

= Razón del TC

𝑅𝐶𝑇

= Resistencia interna del secundario del TC y resistencia del cable hasta el TC

𝑅𝐿𝐸𝐴𝐷

= Resistencia del cable, en una dirección, hasta el CT más alejado

𝑃

= 1 para fallas trifásicas y 2 para fallas monofásicas.

Este resultado deberá ser menor que la tensión del punto de quiebre de la curva de excitación de los TCs.

8.4.3.1 Circuitos Colectores 33kV Protecciones asociadas 

Protección de alimentador:

o Sistema único, SEL451 o

o

Módulos Habilitados 

Funciones de sobrecorriente de fase (51/50)



Función de sobrecorriente de tierra 50G

Módulos Recomendados 

o

Función falla de Interruptor (50BF)

Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente a la salida colectora en cuestión. Relación TC

600/5A

Relación TP

34.5/0.115kV

Funciones de Sobrecorriente de fase (51/50) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque de aproximadamente 110% de la corriente máxima de carga, considerando las tensiones en la barra

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de 33kV en 0.9p.u. de su valor nominal. El tiempo de actuación de estos módulos debe considerar la coordinación de las protecciones presentes en la red interna del parque. La función 50 se ajusta con un pick-up de aproximadamente 60% de la corriente de falla mínima entre fases esperada (caso 9-falla bifásica-R=5ohm) en la red de MT, sin retardo intencional. Siendo que sólo se prevén corrientes de falla (mayores al umbral de actuación) en sentido SISTEMA  COLECTOR, no se hace necesario incorporar funciones de operación direccional.

Funciones de Sobrecorriente de tierra (50N) Siendo la corriente nominal del TC similar de la corriente de falla a tierra limitada por el reactor (600A), se considera un pickup correspondiente al 20% de dicho valor y una temporización de 100ms. La dirección de actuación debe ser hacia el colector. Vale aclarar que las magnitudes de las corrientes de cortocircuito a tierra prácticamente no varían para fallas en distintos puntos de la red interna y con distintas impedancias de falla y siempre son en sentido SISTEMA (REACTOR)  RED COLECTORA, por lo que no se requiere incorporar funciones de operación direccional.

Función Falla de Interruptor (50BF) Para minimizar los tiempos de respaldo se recomienda la implementación de un esquema de protección falta interruptor. Este módulo se debe activar por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del colector correspondiente. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E CNJ 33kV (similar a la protección 87B). Se aplicará un criterio de detección por corriente y o. Ajuste de Fase, Ipick-up = 0,2 InonTC Ajuste operación residual, Ipick-up = 0,2 InomTC Tiempo de insistencia = 0,05s Tiempo de operación = 0,2s

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8.4.3.2 Bancos de condensadores 1 y 2 33kV Protecciones asociadas 

Protección de alimentador:

o Sistema único, 487V o

o

Módulos Habilitados 

Funciones de sobrecorriente de fase (51/50)



Función de sobrecorriente de tierra 50N



Función sobrecorriente de desbalance de neutros (51d)



Sobretensión de fases (59)

Módulos Recomendados 

o

Función falla de Interruptor (50BF)

Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente al equipo en cuestión. Relación TC

300/5A

Relación TC desbalance

10/5A

Relación TP

34.5/0.115kV

Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque del 120% de la corriente nominal del banco (1,2xInCCEE =190Apri) con una característica de tiempo inverso. El módulo de tiempo independiente (50) se ajusta considerando valores típicos de 10 veces la corriente nominal y un retardo de 100ms.

Funciones de Sobrecorriente de tierra (50N) Tendrá un ajuste de pick-up del 20% de la corriente nominal del TC (similar a la corriente limitada por el reactor de neutro) con un retardo de 100mseg. Función de Sobretensión (59) Se propone un módulo de detección de sobretensión fase-fase que desconecte el banco ante condiciones de tensión que puedan afectar al banco y a la vez para limitar las sobretensiones en la red de MT. Se recomienda una leve diferencia en los ajustes de temporización de cada banco para permitir un control coordinado de las potenciales sobretensiones. En ambos casos el umbral será de Vpick-up = 110% UMBRAL P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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BANCO 1 TEMPORIZACIÓN BANCO 1 UMBRAL BANCO 2 TEMPORIZACIÓN BANCO 2

T = 1,0 seg. Vpick-up = 110% T = 2,0 seg.

Se destaca que en caso de implementarse un controlador de los bancos, esta función deberá ser coordinada con los mismos. Función sobrecorriente de desbalance de neutros (51d) Este módulo operará ante condiciones de desbalance entre los neutros del banco como producto de una falla incipiente en alguno de los capacitores. Los ajustes de esta función deben asegurar la detección sensible del daño del banco ante las corrientes de desbalances producidas por la falla interna de alguno de sus capacitores (latas) que produzca la fusión de alguno de los fusibles internos. Siendo este módulo propio del banco y que no requiere un análisis de selectividad, se recomienda adoptar los ajustes recomendados por el fabricante, el cual cuenta con información detallada de las características internas del mismo. Función Falla de Interruptor (50BF) Para minimizar los tiempos de respaldo se recomienda la implementación de un esquema de protección falta interruptor. Este módulo se debe activar por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del capacitor correspondiente. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E CNJ 33kV (similar a la protección 87B). Se aplicará un criterio de detección por corriente y o. Ajuste de Fase, Ipick-up = 0,2 InonTC Ajuste operación residual, Ipick-up = 0,2 InomTC Tiempo de insistencia = 0,05s Tiempo de operación = 0,2s

8.4.3.3 Transformador de SSAA 33kV Protecciones asociadas 

El transformador de SSAA se encuentra protegido con un fusible de 6.3A

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9 MODIFICACIÓN DE AJUSTES EXISTENTES 9.1 S/E Diego de Almagro 9.1.1 PAÑOS J3 y J4 Debido a los cambios topológicos causados por el seccionamiento de la línea Diego de Almagro-Paposo en Pampa Solar Norte/Conejo, las protecciones del extremo Diego de Almagro necesitan ser reajustadas para lograr una correcta selectividad con los relés a instalar. En función de esto, se destacan los siguientes cambios que afectan directamente a los relés ubicados en la S/E Diego de Almagro: 

Acortamiento

de

la

línea

protegida

de

185km

a

113km

lo

cual

modifica

significativamente la zona de protección involucrada. 

Modificación del esquema de teleprotección de 3 puntas (Diego de Almagro-Tap Off Taltal-Paposo) a 2 puntas (Diego de Almagro-Seccionadora PSN/CNJ).



Modificación de la relación del TC de corriente de 600/5A a 1200/5A para permitir la exportación de potencia de todas las centrales presentes en el tramo Diego de Almagro Paposo.

En el paño J3 se cuenta con dos relés de distancia, un 7SA612 y un REL511 más un relés de sobretensión 7VK1432 En el paño J4 existen dos relés de distancia, un GED60 y un REL670, más un relés de sobretensión 7VK1432. En ambos circuitos debe implementarse un esquema POTT de dos puntas activo para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. Modificación Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se reajustarán en función de los parámetros del nuevo tramo de línea a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. 

Zona 1: o

Se reajusta con un alcance del 80% del circuito protegido.

o

El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente.

o 

Sin retardo de tiempo intencional.

Zona 2: Se reajusta de forma tal de cubrir la totalidad del tramo Secc. Pampa Solar Norte/Conejo – Diego de Almagro con un 20% de margen.

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o

Se ajusta con un alcance del 120% del circuito protegido.

o

Esta zona se utilizará como sobrealcance para el esquema de teleprotección POTT del circuito protegido.

o

No se modifica el tiempo de actuación de 0.5seg.



Las restantes zonas mantienen los ajustes actuales.



No se realizan cambios en el factor de compensación de corrientes homopolares (K0) el cual coincide con el de la línea.

Cambios de ajustes Paño J3

ZONA

1

REL511

Actual

2 Propuesto

TC TV Temporización

Actual

Propuesto

230/0,115kV 600/5A

1200/5A

600/5A

1200/5A

Instantáneo

Instantáneo

500ms

500ms

[ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] X1PP

3,17

52,80

4,36

36,30

6,08

101,30

6,54

54,50

R1PP

0,39

6,50

0,54

4,50

0,75

12,50

0,80

6,70

RFPP

6,34

105,70

8,71

72,60

11,02

183,60

13,06

108,80

X1PE

3,17

52,80

4,36

36,30

6,08

101,30

6,54

54,50

R1PE

0,39

6,50

0,54

4,50

0,75

12,50

0,80

6,70

X0PE

11,77

196,10

16,18

134,80

22,56

376,00

24,28

202,30

R0PE

2,09

34,80

2,88

24,00

4,01

66,80

4,31

35,90

RFPE

7,20

120,00

8,72

72,70

7,20

120,00

13,06

108,80

ZONA

1

7SA612

Actual

2 Propuesto

TC TV Temporización

Actual

Propuesto

230/0,115kV 600/5A

1200/5A

600/5A

1200/5A

Instantáneo

Instantáneo

500ms

500ms

[ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] R

3,17

52,83

4,36

36,30

5,51

91,83

6,53

54,45

X

3,17

52,83

4,36

36,30

6,08

101,33

6,53

54,45

RG

7,20

120,00

8,72

72,67

7,20

120,00

13,06

108,80

K0 1/3*(Z0/Z1-1)

0,91

0,91

0,91

0,91

K0ang[º]

-4,18

-4,18

-4,18

-4,18

Angle[º]

83

83

83

83

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Cambios de ajustes Paño J4

ZONA

1

GED60

Actual

2 Propuesto

TC

Actual

Propuesto

230/0,115kV

TV Temporización

600/5A

1200/5A

600/5A

1200/5A

Instantáneo

Instantáneo

500ms

500ms

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

Phase Reach

3,17

52,83

4,36

36,33

5,51

91,83

6,54

54,50

Phase Quad Right Blinder

3,17

52,83

4,36

36,33

6,08

101,33

6,54

54,50

Phase Quad Left Blinder

3,17

52,83

4,36

36,33

5,51

91,83

6,54

54,50

Ground Reach

3,17

52,83

4,36

36,33

6,08

101,33

6,54

54,50

Ground Quad Right Blinder

7,20

120,00

8,72

72,70

7,20

120,00

13,06

108,80

Ground Quad Left Blinder

7,20

120,00

8,72

72,70

7,20

120,00

13,06

108,80

Z0/Z1 Mag

0,91

0,91

0,91

0,91

Z0/Z1 Angle[º]

-4,18

-4,18

-4,18

-4,18

ZONA

1

REL670

Actual

2 Propuesto

TC

Actual

Propuesto

230/0,115kV

TV Temporización

600/5A

1200/5A

600/5A

1200/5A

Instantáneo

Instantáneo

500ms

500ms

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

X1PP

3,17

52,80

4,36

36,30

6,08

101,30

6,54

54,50

R1PP

0,39

6,50

0,54

4,50

0,75

12,50

0,80

6,70

RFPP

6,33

105,50

8,72

72,70

11,02

183,70

13,08

109,00

RFPE

7,20

120,00

8,72

72,70

7,20

120,00

13,06

108,80

X0PE

11,75

195,80

16,16

134,70

22,56

376,00

24,26

202,20

R0PE

2,09

34,80

2,88

24,00

4,01

66,80

4,30

35,80

Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Actualmente se encuentran implementados escalones de tiempo definido para la esta función. Debido a los cambios topológicos, esta configuración permite poca flexibilidad para lograr una selectividad adecuada con las protecciones de la nueva subestación seccionadora. Por este motivo se propone modificar en ambos relés de cada paño el escalón de tiempo definido de 700mseg a una curva normal inversa con un dial tal que permita la correcta coordinación con las restantes instalaciones

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Se destaca que debido al cambio de la relación del TC de 600/5A a 1200/5A se aumenta el pick-up a 60A.prim, esto considerando que se mantiene el mismo pick-up que el actualmente implementado en estos paños (5%). Cambios de ajustes Paño J3

Módulo REL511 Ibase Characterístic IN> t1 k1

Módulo 7SA612 TC IEC Curve pick-up Time Delay Time Dial

TEF Actual 600A DEF 5% (30A.pri) 0,7 seg -

Propuesto 1200A Normal Inversa 5% (60A.pri) 0,38

50N/51N Actual Propuesto 600/5A 1200/5A tdef Normal Inversa 0,25A.sec (30A.pri) 0,25A.sec (60A.pri) 0,7 seg 0,38

Cambios de ajustes Paño J4

Módulo REL670 Ibase Characterístic IN> t1 IN1Mult

Módulo GED60 TC IEC Curve pick-up Time Delay Time Dial

EF4PTOC Actual Propuesto 600A 1200A IEC Def Time Normal Inversa 5% (30A.pri) 5% (60A.pri) 0,7 seg 0,38

Neutral IOC/TOC Actual Propuesto 600/5A 1200/5A tdef Normal Inversa 0,05pu (30A.pri) 0,05pu (60A.pri) 0,7 seg 0,38

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Consideraciones adicionales Siendo que las líneas Diego de Almagro-Seccionadora PSN/CNJ podrán operar con criterio N1 ajustado a partir de la aplicación de un EDAG, se deberán capturar los disparos de 52J3 y 52J4 y enviarlos vía teleprotección a los extremo opuestos (PSN y CNJ respectivamente) para que el esquema tome las acciones necesarias.

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9.2 S/E Tap off Taltal 9.2.1 PAÑO JL1  SISTEMA: Secc. PSN – TO Taltal – Paposo El circuito 2 de la línea Seccionadora PSN – Tap Off Taltal – Paposo 220 kV, en el extremo de la S/E Tap Off Taltal está protegida por dos relés, un GE D60 y un INGEPAC EF ZT. Debido a ingreso de la S/E Seccionadora PSN, se produce una significativa reducción de la distancia desde el Tap Off en dirección hacia Diego de Almagro. Esto provoca que deban ser reajustadas las zonas de protección de los relés ubicados en el tap off que conforman el sistema de 3 puntas. Módulos de Distancia (21/21N) En este extremo se encuentra habilitado un esquema tipo POTT híbrido con zona 2 de sobrealcance y función 67N. A su vez, se encuentra habilitada la función WEI con la emisión de ECHO dado los efectos de bajo o nulo aporte desde el extremo del PE Taltal. 

Zona 1: Se mantienen los ajustes actuales dado que el mismo corresponde al 80% del tramo Tap Off Taltal – Paposo el cual sigue siendo el de menor longitud del sistema de tres puntas.



Zona 2: o

Se reajusta con un alcance del 125% del tramo más largo de la línea de 3 terminales (Tap off Taltal  Secc PSN), con el objeto de asegurar que la zona 2 cubra la totalidad del sistema de tres puntas. Al igual que en la situación actual, en casos de efecto infeed del extremo Paposo existirá subalcance con lo cual se requiere mantener activa la función WEI + ECHO.

o

Se mantiene el retardo de tiempo de 500mseg.



Zona 3: Se mantienen los ajustes actuales.



Zona 4: Se mantienen los ajustes actuales.

ZONA GED60 TV TC Temporización [seg] Phase Reach [ohm-pri] Phase Quad Right Blinder [ohm-pri] Phase Quad Left Blinder [ohm-pri]

2 Actual

Propuesto 230/0,115kV 300/1A

0,5 [ohm-sec] 12,37 12,37 12,37

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

0,5 [ohm-pri] 82,47 82,47 82,47

[ohm-sec] 3,86 3,86 3,86

[ohm-pri] 25,73 25,73 25,73

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Ground Reach [ohm-pri] Ground Quad Right Blinder [ohm-pri] Ground Quad Left Blinder [ohm-pri]

12,37 55,66 55,66

Z0/Z1 Mag Z0/Z1 Angle[º]

3,86 17,39 17,39

3,74 -3,06

ZONA ZT0 TV TC Temporización [seg] Alcance X delante (Ph) Alcance R delante (Ph) Alcance R (Gnd)

82,47 371,06 371,06

25,73 115,93 115,93 3,74 -3,06

2 Actual

Propuesto 230/0,115kV 300/1A

0,5 [ohm-sec] 12,37 12,37 55,66

Angulo

0,5 [ohm-pri] 82,46 82,46 371,06

[ohm-sec] 3,86 3,86 17,39

83,0

[ohm-pri] 25,73 25,73 115,93 83,0

Módulos de subtensión Se detecta que fallas ajenas al sistema de transmisión entre Diego de Almagro y Paposo son vistas por los módulos de subtensión de los paños JL1 y JL2, TO Taltal y TO Lalackama respectivamente, en 1seg. Este tiempo produce descoordinación de las protecciones de respaldo. Se propone el ajuste de los módulos de subtensión de dichos paños, de 1seg a 2.3seg, de manera que resulte coordinado con las zonas 3 de las protecciones asociadas a los paños J2 de las Secc PSN y CNJ.

TV GED60 Pickup Delay

27 SUBTENSIÓN 230/0,115kV Actual Propuesto 0,765pu (88V.sec) 0,765pu (88V.sec) 1seg 2,3seg

TV ZT0 Arranque Tiempo fijo

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27 SUBTENSIÓN 230/0,115kV Actual Propuesto 88V.sec 88V.sec 1000ms 2300ms

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9.2.2 PAÑO JL1  PE Taltal: TO Taltal – PE Taltal El tramo de línea Tap Off Taltal – PE Taltal 220 kV, en el extremo de la S/E Tap Off Taltal está protegido por dos relés, un GE L90 con protección diferencial como sistema principal, y un INGEPAC EF ZT con función de distancia como protección secundaria. Módulos de Distancia (21/21N) Se detectan casos en que fallas sobre el tramo Secc. PSN-Paposo son vistos por la zona 2 de las protecciones que se encuentran en el Tap Off Taltal hacia el PE Taltal. Esta condición es preexistente al ingreso de las nuevas instalaciones y se presenta debido a la extensión resistiva de las zonas de protección. Esta condición resulta indeseada debido a que puede provocarse la activación del esquema de teleprotección de la línea Tap Off Taltal – PE Taltal. Con el fin de evitar esta condición se propone una reducción del alcance resistivo de la zona 2 de manera que no detecte fallas en dirección reversa. La siguiente figura muestra el caso encontrado con y sin considerar el reajuste propuesto. El mismo muestra una falla monofásica al 5% del Tap Off Taltal hacia Secc. PSN tal como puede observarse el acortamiento resistivo de la zona 2 de protección provoca que la misma salga provoca

Condición Actual

DIgSILENT

que la misma no sea detectado evitando la activación del esquema POTT del sistema de 2 puntas.

100, [pri.Ohm] 75,0

50,0

21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2p Zone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1E -350, Zl A-325, -300, -275, 667,832 pri.Ohm -97,47°-250, -225, -200, -175, Zl B 1182,935 pri.Ohm -129,89° Zl C 699,825 pri.Ohm -168,55° Z A 5,787 pri.Ohm -97,33° Z B 157,07 pri.Ohm 162,82° Z C 179,139 pri.Ohm 10,69° Zone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1 Z A 5,787 pri.Ohm -97,33° Z B 157,07 pri.Ohm 162,82° Z C 179,139 pri.Ohm 10,69° Zone (2): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 2 Z A 5,787 pri.Ohm -97,33° Z B 157,07 pri.Ohm 162,82° Z C 179,139 pri.Ohm 10,69° Zone (3): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 3 Z A 5,787 pri.Ohm -97,33° Z B 157,07 pri.Ohm 162,82° Z C 179,139 pri.Ohm 10,69° Fault Type: ABC (Starting) Tripping Time: 0,28 s

25,0 -150,

-125,

-100,

-75,0

-50,0

-25,0

25,0

50,0

75,0

100,

125,

150,

-25,0

175,

200,

225,

250,

275,

[pri.Ohm]

200,

225,

250,

275,

[pri.Ohm]

Z2

-50,0

-75,0

-100,

-125, Tap PE Taltal\Cub_3\21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2p

100,

Condición Reajuste

[pri.Ohm] 75,0

50,0

n21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2p Zone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1E -350, Zl A -325, -300, -275, -250, -225, -200, -175, 667,832 pri.Ohm -97,47° Zl B 1182,935 pri.Ohm -129,89° Zl C 699,825 pri.Ohm -168,55° Z A 5,787 pri.Ohm -97,33° Z B 157,07 pri.Ohm 162,82° Z C 179,139 pri.Ohm 10,69° Zone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1 Z A 5,787 pri.Ohm -97,33° Z B 157,07 pri.Ohm 162,82° Z C 179,139 pri.Ohm 10,69° Zone (2): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 2 Z A 5,787 pri.Ohm -97,33° Z B 157,07 pri.Ohm 162,82° Z C 179,139 pri.Ohm 10,69° Zone (3): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 3 Z A 5,787 pri.Ohm -97,33° Z B 157,07 pri.Ohm 162,82° Z C 179,139 pri.Ohm 10,69° Fault Type: ABC (Starting) Tripping Time: 0,63 s

25,0 -150,

-125,

-100,

-75,0

-50,0

-25,0

25,0

-25,0

50,0

75,0

100,

125,

150,

175,

Z2

-50,0

-75,0

-100,

-125, Tap PE Taltal\Cub_3\n21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2p

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Por este motivo se propone el siguiente reajuste. ZONA GED60

2

3

Actual

Propuesto

Actual

Propuesto

TV

230/0,115kV

230/0,115kV

TC

300/1A

300/1A

0,25

Temporización [seg]

0,25

0,25

0,25

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

Phase Reach

7,02

46,80

7,02

46,80

9,50

63,33

9,50

63,33

Phase Quad Right Blinder

7,02

46,80

7,02

46,80

9,50

63,33

9,50

63,33

Phase Quad Left Blinder

7,02

46,80

7,02

46,80

9,50

63,33

9,50

63,33

Ground Reach

7,02

46,80

7,02

46,80

9,50

63,33

9,50

63,33

Ground Quad Right Blinder

31,60

210,67

20,25

135,00

42,74

284,93

28,35

189,00

Ground Quad Left Blinder

31,60

210,67

20,25

135,00

42,74

284,93

28,35

189,00

Z0/Z1 Mag

3,74

3,74

3,74

3,74

Z0/Z1 Angle[º]

-3,06

-3,06

-3,06

-3,06

2

ZONA ZT0

3

Actual

Propuesto

Actual

Propuesto

TV

230/0,115kV

230/0,115kV

TC

300/1A

300/1A

0,5

Temporización[seg]

0,5

0,5

0,5

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

[ohm-sec]

[ohm-pri]

Alcance X delante (Ph)

7,02

46,80

7,02

46,80

9,50

63,33

9,50

63,33

Alcance R delante (Ph)

7,02

46,80

7,02

46,80

9,50

63,33

9,50

63,33

Alcance R (Gnd)

31,60

210,67

20,25

135,00

42,74

284,93

28,35

189,00

Angulo

83,0

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83,0

83,0

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9.3 S/E Tap off Lalackama 9.3.1 PAÑO JL2  SISTEMA: Secc. CNJ – TO Lalackama – Paposo El circuito 2 de la línea Seccionadora PSN – Tap Off Taltal – Paposo 220 kV, en el extremo de la S/E Tap Off Lalackama está protegida por dos relés, un GE D60 y un INGEPAC EF ZT. Debido a ingreso de la S/E Seccionadora CNJ, se produce una significativa reducción de la distancia desde el Tap Off en dirección hacia Diego de Almagro. Esto provoca que deban ser reajustadas las zonas de protección de los relés ubicados en el tap off que conforman el sistema de 3 puntas. Módulos de Distancia (21/21N) En este extremo se encuentra habilitado un esquema tipo POTT híbrido con zona 2 de sobrealcance y función 67N. A su vez, se encuentra habilitada la función WEI con la emisión de ECHO dado los efectos de bajo o nulo aporte desde el extremo del PE Taltal. La situación presentada es similar al caso detallado en el punto 9.2.1, por lo que valen las mismas consideraciones. 

Zona 1: Se mantienen los ajustes actuales dado que el mismo corresponde al 80% del tramo Tap Off Taltal – Paposo el cual sigue siendo el de menor longitud del sistema de tres puntas.



Zona 2: o

Se reajusta con un alcance del 125% del tramo más largo de la línea de 3 terminales (Tap off Taltal  Secc CNJ), con el objeto de asegurar que la zona 2 cubra la totalidad del sistema de tres puntas. Al igual que en la situación actual, en casos de efecto infeed del extremo Paposo existirá subalcance con lo cual se requiere mantener activa la función WEI + ECHO.

o

Se mantiene el retardo de tiempo de 500mseg.



Zona 3: Se mantienen los ajustes actuales.



Zona 4: Se mantienen los ajustes actuales.

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ZONA GED60 TV TC Temporización [seg] Phase Reach [ohm-pri] Phase Quad Right Blinder [ohm-pri] Phase Quad Left Blinder [ohm-pri] Ground Reach [ohm-pri] Ground Quad Right Blinder [ohm-pri] Ground Quad Left Blinder [ohm-pri]

2 Actual 230/0,115kV 300/1A 0,5 [ohm-sec] 12,37 12,37 12,37 12,37 55,66 55,66

Z0/Z1 Mag Z0/Z1 Angle[º]

0,5 [ohm-pri] 82,47 82,47 82,47 82,47 371,06 371,06

[ohm-sec] 3,86 3,86 3,86 3,86 17,39 17,39

3,74 -3,06

ZONA ZT0 TV TC Temporización[seg] Alcance X delante (Ph) Alcance R delante (Ph) Alcance R (Gnd)

Propuesto

[ohm-pri] 25,73 25,73 25,73 25,73 115,93 115,93

3,74 -3,06 2

Actual

Propuesto 230/0,115kV 300/1A

0,5 [ohm-sec] 12,37 12,37 55,66

Angulo

0,5 [ohm-pri] 82,46 82,46 371,06 83,0

[ohm-sec] 3,86 3,86 17,39

[ohm-pri] 25,73 25,73 115,93 83,0

Módulos de subtensión Se detecta que fallas ajenas al sistema de transmisión entre Diego de Almagro y Paposo son vistas por los módulos de subtensión de los paños JL1 y JL1, TO Taltal y TO Lalackama respectivamente, en 1seg. Este tiempo produce descoodinación de las protecciones de respaldo. Se propone el ajuste de los módulos de subtensión de dichos paños, de 1seg a 2.3seg, de manera que resulte coordinado con las zonas 3 de las protecciones asociadas a los paños J2 de las Secc PSN y CNJ.

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TV GED60 Pickup Delay

27 SUBTENSIÓN 230/0,115kV Actual Propuesto 0,765pu (88V.sec) 0,765pu (88V.sec) 1seg 2,3seg 27 SUBTENSIÓN 230/0,115kV Actual Propuesto 88V.sec 88V.sec 1000ms 2300ms

TV ZT0 Arranque Tiempo fijo

Módulos de sobrecorriente direccional Se detectan fallas con derivación a tierra en tercer respaldo, con un tiempo de selectividad entre el segundo y el tercero reducidos (<250mseg). Se propone incrementar levemente el ajuste de los módulos de sobrecorriente direccional, sentido sistema, de manera que resulte coordinado y selectivo con las zonas 1 y 2 de las protecciones asociadas a los paños J2 de las S/E Paposo y JL1 del Tap Off Taltal.

TC GED60 Pickup Time Dial Curve

67N SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL 300/1A Actual Propuesto 0.08pu (24A.pri) 0.08pu (24A.pri) 0.20 0.26 IEC Curve A IEC Curve A

TC ZT0 Pickup Time Dial Curve

67N SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL 300/1A Actual Propuesto 0.082pu (24.6A.pri) 0.082pu (24.6A.pri) 0.20 0.26 IEC Standard inverse A IEC Standard inverse A

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9.4 S/E Paposo 9.4.1 PAÑOS J1 y J2 Las protecciones existentes del paño J2 de la S/E Paposo son las encargadas de dar protección al circuito de tres terminales entre las SSEE Secc. PSN, Tap Off Taltal y Paposo 220kV. En este paño se cuenta con relés de distancia REL511, más un relés de sobretensión SPAU130C. En este circuito se considera el esquema POTT activo para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. Este extremo tiene habilitada la función WEI para los casos de bajo aporte desde la S/E Paposo. El principal cambio en estos relés se encuentran dados por la interconexión de las seccionadoras, las cual reducen las distancias hacia la subestación próxima.

Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se reajustan en función de los parámetros del nuevo circuito de línea a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. 

Zona 1: Se propone un cambio en los alcances reactivo y resistivo del módulo 21N de manera que resulte coordinado con los nuevos ajustes propuestos para la zona 2.



Zona 2: Se reajusta considerando un alcance que asegura la cobertura completa del tramo de línea Paposo – Tap Taltal – Secc. PSN. Para ello se tienen en consideración los siguientes puntos: o

Se ajusta con un alcance del 100% del circuito Paposo-Seccionadora PSN/CNJ más un 60% del tramo Seccionadora PSN/CNJ-Diego de Almagro.

o

Este ajuste de un alcance mayor al convencional, se realiza con el fin de cubrir fallas en las seccionadoras ante condiciones de infeed de los parques Taltal y Lalackama.

o

Con este ajuste se verifica que la zona 2 no alcance los lados de MT de los parques instalados sobre los tramos Paposo-Diego de Almagro, en detalle: 

Paño J2: Se alcanza un máximo de 25% de la impedancia del transformador de PSN y un 52% del PE Taltal.



Paño J1: Se alcanza un máximo de 37% de la impedancia del transformador de CNJ y un 40% del PV Lalackama.

o

Se verifica que este alcance no interfiera con la zona 2 de las protecciones de la línea Seccionadora PSN/CNJ-Diego de Almagro extremo Seccionadora. En efecto, ante condiciones de nulo infeed por parte de la generación ERNC el

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alcance máximo resulta de un 60% del tramo Seccionadora-Diego de Almagro guardando un margen de 20% con la zona 2 de protección de esta línea. o

No se modifica el tiempo de actuación de 0.5seg. Esto permite mantener la selectividad con las protecciones situadas en Tap Off Taltal hacia PE Taltal y Seccionadora PSN hacia Elevadora PSN.



Zona 3: Se reajusta considerando un alcance que asegura la cobertura completa del tramo de línea Paposo – Tap Taltal – Diego de Almagro. o

Se ajusta con un alcance del 120% de los tramos Paposo  Tap off Taltal/LLCK, Tap off Taltal/LLCK  Secc PSN/CNJ y Secc PSN/CNJ  Diego de Almagro.

o

El tiempo de actuación de esta zona se reduce a 2 segundos para lograr una correcta coordinación con las protecciones de las seccionadoras en casos de respaldos remotos.



Zona 4: Se reajusta considerando un alcance superior a la zona de teleprotección del extremo Secc. PSN/CNJ. Esta zona se habilita con la finalidad de bloquear la teleprotección ante fallas detrás del circuito de tres terminales protegido. o

Se ajusta con un alcance del 80% de los tramos Paposo  Tap off Lalackama/Taltal, Tap off Lalackama/Taltal  Secc CNJ/PSN.

La siguiente tabla muestra los ajustes propuestos.

ZONA REL511 TV TC Temporización X1PP R1PP RFPP X1PE R1PE X0PE R0PE RFPE

1 Grupo 1 Actual

2 Propuesto

Actual

Propuesto

0.5seg [Ω-sec] [Ω-pri] 7,10 88,75 0,87 10,88 12,45 155,63 9,34 116,75 0,87 10,88 26,35 329,38 4,68 58,50 9,60 120,00

0.5seg [Ω-sec] [Ω-pri] 4,46 55,75 0,55 6,86 7,80 97,50 4,46 55,75 0,55 6,86 16,55 206,92 2,94 36,77 8,92 111,50

230/0,115kV 800/5A 0.25seg [Ω-sec] [Ω-pri] 1,57 19,63 0,32 4,00 2,49 31,13 1,80 22,50 0,32 4,00 6,25 78,13 1,00 12,50 9,60 120,00

0.25seg [Ω-sec] [Ω-pri] 1,57 19,63 0,32 4,00 2,49 31,13 1,57 19,63 0,32 4,00 6,25 78,13 1,00 12,50 5,49 68,63

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ZONA REL511 TV TC Temporización X1PP R1PP RFPP X1PE R1PE X0PE R0PE RFPE

3 Actual

4 Propuesto

Actual

Propuesto

Telep. [Ω-sec] [Ω-pri] 4,73 59,13 0,58 7,25 8,30 103,75 4,73 59,13 0,58 7,25 17,57 219,63 3,12 39,00 9,60 120,00

Telep. [Ω-sec] [Ω-pri] 1,83 22,88 0,22 2,75 3,66 45,75 1,83 22,85 0,22 2,75 6,79 84,88 1,21 15,13 3,66 45,75

230/0,115kV 800/5A 3seg [Ω-sec] 11,98 1,30 13,77 12,12 1,30 40,00 5,31 9,60

3seg [Ω-pri] 149,75 16,25 172,13 151,50 16,25 500,00 66,38 120,00

[Ω-sec] 7,20 0,73 11,83 7,20 0,73 21,96 3,90 11,83

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

[Ω-pri] 90,00 9,13 147,88 90,00 9,13 274,50 48,75 147,88

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9.5 S/E Cardones 9.5.1 Paño J12: Cardones – Diego de Almagro El circuito de línea Cardones-Diego de Almagro cuenta, en el extremo Cardones, con dos réles, un RED670 y un REL670. El alcance de zona 3 de estas protecciones se encuentra actualmente ajustado al 110% del circuito protegido más el tramo Diego de Almagro – Tap Lalackama – Paposo. Debido al ingreso de las nueveas subestaciones, este alcance puede resultar excesivo ya que cubriría hasta 2 subestaciones adyacentes. En función de esto, se propone un reajuste de esta zona considerando los siguientes criterios: 

Zona 3: o

Se reajusta con un alcance igual al 120% del circuito protegido más el tramo Diego de Almagro – Seccionadora PSN. Esto permite dar respaldo remoto a las protecciones de Diego de Almagro sobre los nuevos tramos de línea.

o

La temporización se mantiene sin cambios.

ZONA REL511 TV TC Temporización X1PP R1PP RFPP RFPE X0PE R0PE

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

1 Actual

Propuesto 230/0,115kV 800/1A

1,2seg [Ω-sec] [Ω-pri] 59,90 149,75 9,04 22,6 119,79 299,475 200,28 500,7 200,28 500,7 44,98 112,45

1,2seg [Ω-sec] 51,25 7,73 119,79 200,28 173,68 39,00

[Ω-pri] 128,1 19,3 299,5 500,7 434,2 97,5

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9.6 S/E Carrera Pinto 9.6.1 Paño J2: Carrera Pinto – Diego de Almagro El circuito de línea Carrera Pinto – Diego de Almagro cuenta, en el extremo Carrera Pinto, con dos réles, un SEL421 y un 7SA87. Al igual que lo detallado para la S/E Cardones, el alcance de zona 3 de estas protecciones se encuentra actualmente ajustado a una impedancia equivalente circuito protegido más el tramo Diego de Almagro – Tap Lalackama-Paposo. Debido al ingreso de las nuevas subestaciones, este alcance puede resultar excesivo ya que cubriría hasta 2 subestaciones adyacentes. En función de esto, se propone un reajuste de esta zona considerando los siguientes criterios: 

Zona 3: o

Se reajusta con un alcance igual al 120% de la suma de las reactancias del circuito protegido más el tramo Diego de Almagro – Seccionadora PSN. Esto permite dar respaldo remoto a las protecciones de Diego de Almagro sobre los nuevos tramos de línea.

o

La temporización se mantiene sin cambios.

ZONA SEL421 TV TC Temporización Z4P Zone 4 Reach Z4MG Zone 4 XG4 Zone 4 Reactance RG4 Zone 4 Resistance

4 Actual 230/0,115kV 600/1A 1,0seg [Ω-sec] 33,00 33,00 33,00 33,00

ZONA 7SA87 TV TC Temporización X reach R (ph-g) R (ph-ph)

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

Propuesto

1,0seg [Ω-sec] [Ω-pri] 26,40 88,00 26,40 88,00 26,40 88,00 33,00 110,00

[Ω-pri] 110,00 110,00 110,00 110,00 4 Actual

Propuesto 230/0,115kV 600/1A

1,0seg [Ω-sec] 32,00 33,00 17,02

[Ω-pri] 106,66 110,00 56,74

1,0seg [Ω-sec] [Ω-pri] 26,40 88,0 33,00 110,00 17,02 56,74

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10 VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN 10.1 Análisis del factor de compensación K0 Siendo que la línea Diego de Almagro y Paposo conforma un doble circuito, se realiza un análisis del comportamiento ante fallas monofásicas cercanas al extremo opuesto de la ubicación del relé para distintas condiciones operativas del enlace paralelo. Así se pretende estudiar el impacto de los efectos de acoplamiento mutuo, verificando que las variaciones en las impedancias vistas por el relé se encuentren contempladas adecuadamente por los alcances propuestos. Para este análisis se parte del escenario 3/4 y se estudia el desempeño de los relés DIEGO DE ALMAGRO paños J3 y J4 para los siguientes casos: 

CASO A, un solo circuito en servicio encontrándose el paralelo desenergizado y sin sus puestas a tierra.



CASO B, condición normal de operación dos circuitos en servicio



CASO C circuito paralelo fuera de servicio y aterrizado.

La siguiente figura muestra esquemáticamente lo indicado previamente para el caso particular del paño J3 que alimenta a la seccionadora PSN.

Sobre cada uno de estos casos se calcula una secuencia de cortocirtuitos monofásicos desde el 50% al 100% del enlace de interés y se obtiene el lugar geométrico de la impedancia vista por el relé en cuestión. La Figura 10-1 muestra las impedancias vistas desde el paño J3 mientras que la Figura 10-2 los resultados obtenidos en el paño J4. Tal como puede apreciarse el impacto del acoplamiento mutuo resulta sumamente leve en la región de interés, obteniéndose un adecuado desempeño de las protecciones para los tres casos analizados. Una de las razones de este comportamiento, se

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debe a que la línea en estudio forma parte de una fracción del enlace total acoplado. Al no contemplarse la operación cerrada en las SSEE seccionadoras, el tramo representa un 60% del enlace total (cierre en extremo PAPOSO). Por otra parte, se cuenta con aporte homopolar de los transformadores YnD de la CT TALTAL, PE TALTAL y PVs LK2, PSN y CNJ, lo cual reduce los potenciales efectos de sobrealcance del relé. 12,0

11,0

10,0

Z2

100% línea

9,00

8,00

7,00

Z1

6,00

5,00

50% línea

4,00

3,00

2,00

1,00

-6,00

-5,00

-4,00

-3,00

-2,00

-1,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,0

11,0

12,0

13,0

14,0

15,0

16,0

17,0

18,0

19,0

20,0

-1,00

-2,00

-3,00

-4,00

-5,00

-6,00

-7,00 DdA\52J3\n2121N_7SA6_S2_J3_DDA-SecSN DdA\52J3\n21N_REL511_S1_J3_DDA-SecSN

RXZone

CASO A CASO B CASO C

Zvista - 50% -> 100% - CASO 1 Zvista - 50% -> 100% - CASO 2 Zvista - 50% -> 100% - CASO 3

5.0000 pri.Ohm/Tick 5.0000 Pri Ohm/Tick

Figura 10-1 – Paño J3

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11,0

10,0

Z2

100% línea

9,00

8,00

7,00

6,00

Z1

5,00

50% línea

4,00

3,00

2,00

1,00

-7,00

-6,00

-5,00

-4,00

-3,00

-2,00

-1,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,0

11,0

12,0

13,0

14,0

15,0

16,0

17,0

18,0

19,0

20,0

-1,00

-2,00

-3,00

-4,00

-5,00

-6,00

-7,00

-8,00 DdA\52J4\n2121N_REL670_S2_J4_DDA-SeccCNJ DdA\52J4\n21N_GED60_S1_J4_DDA-SeccCNJ

RXZone

CASO A CASO B CASO C

Zvista - 50% -> 100% - CASO 1 Zvista - 50% -> 100% - CASO 2 Zvista - 50% -> 100% - CASO 3

5.0000 pri.Ohm/Tick 5.0000 Pri Ohm/Tick

Figura 10-2 – Paño J4

10.2 Actuación secuencial: Falla del sistema de Teleprotección Tal como fue descrito en los capítulos anteriores, los circuitos que conforman el sistema de transmisión presente entre las subestaciones Diego de Almagro y Paposo poseen asociados esquemas de comunicación lo cual permite la implementación de lógicas de teleprotección las cuales son las encargadas de lograr tiempos de actuación reducidos en la totalidad de las líneas. A su vez, debido a las características de la generación de la zona, pueden presentarse casos en los cuales haya bajo o incluso nulo aporte desde las centrales térmica, fotovoltaicas y eólica lo cual requiere la activación de esquemas con lógica de extremo débil (WEI). En la siguiente figura se esquematizan los esquemas de comunicación implementados y los nodos considerados como extremos débiles sobre el tramo Diego de Almagro-Paposo.

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WEI

WEI

WEI

POTT 3 Puntas

POTT 2 Puntas

WEI POTT 2 Puntas

POTT 3 Puntas WEI WEI

Figura 10-3 – Esquemas de Teleprotección – Paposo–Diego de Almagro

En condiciones de bajo o nulo aporte las lógicas de WEI permite replicar la señal de ECHO emitida por el extremo fuerte, logrando así la lógica operación de la lógica de teleprotección. Sin embargo, puede producirse el caso en el que los vínculos de comunicación entre las distintas subestaciones se encuentren indisponibles. En estos casos, y sobre todo en condiciones de bajo o nulo aporte desde el extremo débil, se presentarán situaciones de actuación secuencial de las protecciones. Con el fin de representar estas condiciones sobre un escenario de nula generación en la zona de estudio (Caso 09), se analizan dos casos a saber: 

Falla 1: Falla al 5% del tramo Diego de Almagro – Seccionadora PSN (extremo Diego de Almagro). Notar que este caso resulta similar al de considerar el circuito paralelo por lo cual valen las mismas conclusiones.



Falla 2: Falla al 5% del tramo Seccionadora PSN – Paposo (extremo Seccionadora). Notar que este caso resulta similar al de considerar el sistema de 3 puntas del circuito paralelo.

Las cajas de resultados muestran tiempos de despeje.

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9999,999

1,020

J3

1,020

J3

2,4 0,01 -23,8

J4

9999,999

Short-Circuit Loc.. 1,962 1,902 4,448

J1

S/E PAPOSO 220kV

J5 2,021

PE TALTAL

0,27 -28,2

9999,9..59,6

9999,999

PV PSN J1

9999,999

J1

9999,999

JT1

J9

9999,999

J1 9999,999

0,410

JL1

9999,999

J1

47,4 0,22 -35,3

Short-Circuit Loc.. 0,631 0,625 1,486

J3

S/E PAPOSO 220kV

J5 9999,999

PE TALTAL

0,79 -34,0

9999,9..173,2

9999,999

PV PSN J1

9999,999

J1

9999,999

J9

9999,999

CT TALTAL

J1

J3

0,000 0,000

9999,999

JL1

J3

9999,999

PE TALTAL

1,04 -39,3

9999,9..228,5

J2

G ~

S/E PAPOSO 220kV

PV PSN J1

9999,999 9999,999

ARRERA PINTO 220kV

9999,999

J5

9999,999

9999,999

J2

9999,999

244,0 1,11 -41,8

J4

J1

J3

9999,999 Short-Circuit Loc.. 0,016 0,000

J1

9999,999

PV LALACKAMA 9999,999 JL2

0,426

S/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV

241,8 1,10 -41,7

J1

J2

9999,999

Secuencia 2

G ~

J2

J2

237,4 1,08 -41,6

241,8 1,10 -41,7

JT1

9999,999

999,9..

9999,999

9999,9..

9999,999

237,4 1,08 PV CONEJO-41,6

DIgSILENT

47,5 0,22 -35,3

9999,999

J3

9999,999

J2

JT1

9999,9..

9999,999

RRERA PINTO 220kV

9999,999

J2

1,020

J3 0,016

J1

J3

0,421

3,021

1,020

G ~

PV LALACKAMA JL2

J2

J4

DIgSILENT

CT TALTAL

G ~

J2

S/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV

Secuencia 1

J1

9999,999

JT1

J2

108,3 0,49 -35,1

78,2 0,36 -35,2

9999,999

9999,9..

,9..

9999,999

108,3 0,49 PV CONEJO-35,1

2,4 0,01 -23,8

60,000

J3

78,2 0,36 -35,2

J2

2,016

9999,9..

9999,999

0,415

9999,999

S/E CARRERA PINTO 220kV

J2 G ~

JL1

J3

S/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV

9999,999

9999,999

9999,9..

3,9 0,02 -23,7

J1

9999,999

J2

0,016

J1 G ~

PV LALACKAMA JL2

3,9 0,02 -23,7

CT TALTAL

9999,999

9999,999

J2

9999,999

Secuencia 0

J1

9999,999

JT1

J2

5,5 0,02 -23,6

9999,999

9999,999

9999,9..

9999,9..

9999,999

5,5 0,02 PV CONEJO-23,6

DIgSILENT

Falla 1

9999,9..

J3

J1

JT1

J9

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244,2 1,11 -41,8

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La secuencialidad del despeje de falla resulta la siguientes: 

Secuencia 0: Debido al nulo aporte de las centrales de la zona, el extremo Seccionadora PSN no ve la falla. Al estar indisponible el esquema de teleprotección no se encuentra habilitada la lógica WEI por lo cual el extremo Diego de Almagro actuará en primera instancia de forma instantánea.



Secuencia 1: La apertura del interruptor de Diego de Almagro provoca una redistribución de las corrientes vistas provocando ahora que el extremo Seccionadora PSN ahora vea falla en tiempos de zona 2.



Secuencia 3: Se produce la apertura del extremo Seccionadora PSN despejando completamente la falla del sistema.

DIgSILENT

Se evalúa adicionalmente una falla de 25Ohm de resistencia en el mismo punto. Siguiendo la misma metodología que la aplicada en el caso de la falla trifásica, se muestra la antes denominada 0,658 83,553

0,655 83,244

171,065 secuencia 1, es decir, una 171,082 vez producida la apertura del extremo Diego de Almagro. 1,020 ..

J1

CT TALTAL

G ~ 2,010 21/21N S1y2 0,487 67N S1y2

J1

J4

J3

J1

Short-Circuit Loc.. 0,645 0,645 0,000 0,000

G ~

J2 JL1 J3 0,407 51,750 143,690

S/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV

J1

J3 J2

3,030 21N-S1 1,571 67N-S1 1,566 67N-S2

0,559 70,984 157,755

PV LALACKAMA 1,020 27-S1-3p 1,020 27-S2-3p JL2

0,559 70,984 157,755

J2

1,237 67N S1

0,987 67N S1

JT1

1,020 27-S1-3p 1,020 27-S2-3p 1,615 67N-S1-3p 1,615 67N-S2-3p

S/E PAPOSO 220kV

J5

0,842 106,929 201,962

PE TALTAL PV PSN J1 1,690 67N S2 1,690

4,091 67N-S2

J1

JT1

CARRERA PINTO 220kV 0,839 106,592 201,328

J1

J2

J3

J9

J8

JT1

0,418 53,064 143,828

1,020 ..

Tal como puede observarse, el despeje resulta coordinado abriendo el extremo Seccionadora PSN en aproximadamente 480mseg.

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Falla 2 Siguiendo la misma metodología que para el caso Falla 1, se muestran a continuación se muestran los casos ante fallas trifásicas y monofásicas con 25Ohm en el extremo Seccionadora PSN. La siguiente figura muestra el caso de una falla trifásica cercana a la S/E Seccionadora PSN. Tal como puede observarse luego de producirse la apertura del paño J1, el extremo Paposo actúa

9999,999

1,020

37,5 0,17 -33,6

JL1

3,021

1,020

9999,999 Short-Circuit Loc..

138,5 0,63 -33,7

9999,999

J3

J1

0,781 0,772 1,831

S/E PAPOSO 220kV

J5 9999,999

PE TALTAL

0,72 -32,8

9999,9..159,2

9999,999

PV PSN J1

9999,999

J1

9999,999

CARRERA PINTO 220kV

J2 G ~

9999,999

9999,999

J1

J3 J4

G ~

J3 J2

S/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV

J1

0,516

J2

PV LALACKAMA JL2

60,000

2,310

CT TALTAL 37,5 0,17 -33,6

J1

9999,999

JT1

J2

76,1 0,35 -33,6

9999,999

9999,999

9999,9..

9999,999

76,1 0,35 PV CONEJO-33,6

DIgSILENT

en tiempos de zona 2 despejando la falla.

9999,999

JT1

9999,9..

J2

J3

J9

138,6 0,63 -33,7

La siguiente figura muestra el caso de una falla monofásica de 25Ohm cercana a la S/E Seccionadora PSN. Tal como puede observarse luego de producirse la apertura del paño J1, el

J3 0,374 47,494 128,732

0,697 88,565 181,408

J3

0,710

0,884 0,000 0,000

J5 98,622 192,371

9999,9..0,776

PE TALTAL PV PSN J1

1,509 9999,999

J2

S/E PAPOSO 220kV

9999,999

9999,999

9999,999

J2 G ~

JL1

Short-Circuit Loc.. 9999,999 0,884

9999,999

J1

0,516

9999,999

9999,999

J1

J3 9999,999

J1 G ~

1,020

60,000

PV LALACKAMA JL2

0,374 47,494 128,732

CT TALTAL

J2

J4

DIgSILENT

4,819

J1

0,855

2,346

J2

J2

0,470 59,748 147,859

9999,999

E DIEGO DE ALMAGRO 220kV

ERA PINTO 220kV

JT1

9999,999

9999,9..

9999,999

0,481 61,100 147,897 PV CONEJO

9999,999

extremo Paposo actúa en tiempos de zona 2 despejando la falla.

9999,9..

J3

J1

JT1

J9

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0,699 88,799 181,561

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10.3 Operación con Tramos F/S En el presente apartado se considera la operación del sistema con un tramo de línea fuera de servicio. Se evaluarán las condiciones de actuación de protecciones ante esta condición. Se destaca que para evaluar las condiciones más críticas para el sistema se considera que los vínculos de telecomunicación del circuito en falla se encuentran indisponibles, por lo cual la actuación de protecciones será secuencial. Se consideran los siguientes casos para la evaluación, los cuales buscan ser casos extremos para evaluar el comportamiento de los sistemas de protecciones. Debido a la cuasi-simetría entre ambos circuitos entre Paposo-Diego de Almagro, se considerarán casos de indisponibilidad de tramos de uno de los circuitos. 

Caso 1: Considera el tramo Diego de Almagro – Seccionadora Conejo fuera de servicio. A su vez considera el despacho de los ERNC y CT Taltal hasta alcanzar el límite térmico del circuito que permanece en servicio.



Caso 2: Considera el tramo Diego de Almagro – Seccionadora Conejo fuera de servicio. Se representa un escenario de mínima generación en la zona dado por el despacho del PV Conejo el cual resulta el parque más lejano a la conexión al sistema.



Caso 3: Considera el tramo Seccionadora Conejo – Paposo fuera de servicio. A su vez considera el despacho de los ERNC y CT Taltal de manera de provocar efecto infeed sobre las líneas.

A su vez, se analizarán las siguientes fallas para cada caso considerando las condiciones más críticas para el despeje secuencial. 

Caso 1 y 2: Se considerarán fallas trifásicas, monofásica y monofásicas con 25ohm de resistencia al 95% del tramo TO LLCK – Secc. Conejo y 5% del Tramo Paposo-TO Taltal.



Caso 3: Se considerarán fallas trifásicas, monofásica y monofásicas con 25ohm de resistencia al 5% del Tramo Paposo-TO Taltal.

Es de notar que las restantes fallas causarían la desvinculación de parte o todo el tramo Paposo-Diego de Almagro en tiempos mínimos. En caso que los parques se desvinculen completamente del sistema (por ejemplo ante apertura del interruptor de DDA), los mismos cuentan con protecciones de subtensión y protecciones propias que actuarán desvinculándolos del sistema.

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Las tablas mostradas a continuación muestran los tiempos de actuación de los puntos de apertura desde la implantación de la falla hasta el despeje definitivo. Los extremos que no producen actuación no se muestran en las tablas. 10.3.1 Caso 1 Fallas 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo

Caso 1 Falla Trifásica 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Tap Lalackama - Secc CNJ - Secc Conejo Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV Paposo - Tap Lalackama Paposo Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama

0,010 0,415 0,516 1,020 1,020

0,516 1,020 1,020

Caso 1 Falla Monofásica 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Tap Lalackama - Secc CNJ - Secc Conejo Paposo - Tap Lalackama Paposo Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal

0,015 0,516 0,635 0,898 1,020 1,254 1,360 2,174 2,340 3,245

0,516 0,505 0,901 0,768 1,053 1,344 1,116 1,984

Caso 1 Falla Monofásica 25 Ohm 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Tap Lalackama - Secc CNJ - Secc Conejo Paposo - Tap Lalackama Paposo Conejo - Secc Conejo 1x220kV Secc Conejo Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

0,015 0,516 0,630 0,673 0,939 1,020 1,430 1,451

0,516 0,522 0,956 0,813 1,091

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PSN - Secc PSN 1x220kV Secc PSN- Diego de Almagro Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV

PSN 220kV Diego de Almagro PE Taltal

2,471 2,977 3,815

1,422 1,206 2,125

Fallas 5% Paposo - TO Taltal

Caso 1 Falla Trifásica 5% Paposo - TO Taltal Linea

Extremo

Paposo - Tap Taltal Tap PE Taltal - Secc PSN Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Conejo - Secc Conejo 1x220kV Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap Lalackama - Secc CNJ Secc PSN- Diego de Almagro Paposo - Tap Lalackama

Paposo Secc PSN Tap Off Lalackama Conejo 220kV Tap PE Taltal Lalackama 220kV PE Taltal Secc Conejo Diego de Almagro Paposo

Top Falla Top Sec 1 (seg) (seg) 0,266 0,510 0,530 1,015 1,020 1,021 1,030 2,310 3,010 3,016

0,510 1,020 1,030 3,010 -

Caso 1 Falla Monofásica 5% Paposo - TO Taltal Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Paposo - Tap Taltal Paposo Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal Tap Lalackama - Secc CNJ Secc Conejo Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

0,266 0,530 0,530 1,021 1,030 1,438 1,888 2,701 3,234 -

0,432 0,872 0,510 1,374 2,891

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Caso 1 Falla Monofásica 25 Ohm 5% Paposo - TO Taltal Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Paposo - Tap Taltal Paposo Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV Tap Lalackama - Secc CNJ Secc Conejo Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro

0,266 0,530 0,598 1,030 1,271 2,287 3,768 5,316 -

0,441 0,892 1,432 0,510 3,010

10.3.2 Caso 2 Fallas 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo

Caso 2 Falla Trifásica 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Tap Lalackama - Secc CNJ Secc Conejo Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV Paposo - Tap Lalackama Paposo Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro

0,010 0,415 0,516 1,020 1,020 2,310 3,010

0,516 1,020 1,020 2,310 3,010

Caso 2 Falla Monofásica 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Tap Lalackama - Secc CNJ Secc Conejo Paposo - Tap Lalackama Paposo Conejo - Secc Conejo 1x220kV Secc Conejo Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

0,015 0,516 0,630 0,942 1,015 1,020 2,144 2,310 7,252 -

0,516 0,660 1,020 1,420 1,283 2,225 2,430

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Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV

PE Taltal

-

3,848

Caso 2 Falla Monofásica 25 Ohm 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Tap Lalackama - Secc CNJ Secc Conejo Paposo - Tap Lalackama Paposo Conejo - Secc Conejo 1x220kV Secc Conejo Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal

0,015 0,516 0,630 0,980 1,015 1,020 2,249 2,310 8,936 -

0,516 0,677 1,020 1,462 1,358 2,352 2,694 4,173

Fallas 5% Paposo - TO Taltal

Caso 2 Falla Trifásica 5% Paposo - TO Taltal Linea

Extremo

Paposo - Tap Taltal Paposo Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Tap Lalackama - Secc CNJ Secc Conejo Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro Paposo - Tap Lalackama Paposo

Top Falla Top Sec 1 (seg) (seg) 0,266 0,510 0,510 1,015 1,020 1,020 3,010 3,016

0,510 1,020 3,010 -

Caso 2 Falla Monofásica 5% Paposo - TO Taltal Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Paposo - Tap Taltal Paposo Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

0,266 0,510 0,530 0,906 1,030

0,510 0,447 -

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Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro

2,023 2,048 -

0,905 1,474 3,010

Caso 2 Falla Monofásica 25 Ohm 5% Paposo - TO Taltal Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Paposo - Tap Taltal Paposo Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro

0,516 0,530 0,959 1,030 1,030 2,190 -

0,510 1,088 1,520

10.3.3 Caso 3 Fallas 5% Paposo - TO Taltal

Caso 3 Falla Trifásica 5% Paposo - Seccionadora PSN Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Paposo - Tap Taltal Paposo Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal

0,266 0,510 1,020 1,030

0,510 1,020 1,030

Secc PSN- Diego de Almagro

3,010

3,010

Diego de Almagro

Caso 3 Falla Monofásica 5% Paposo - Seccionadora PSN Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Paposo - Tap Taltal P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

Paposo

0,266

-

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Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV

0,508 0,510 1,030 1,560 2,165

0,431 0,510 0,869 0,992 1,462

Caso 3 Falla Monofásica 25 Ohm 5% Paposo - Seccionadora PSN Top Falla Top Sec 1 Linea Extremo (seg) (seg) Paposo - Tap Taltal Paposo Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

0,266 0,530 1,030 1,481 2,227 2,887

0,440 0,888 0,510 1,042 1,527

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10.4 Red Interna – PV Pampa Solar Norte En el presente apartado se evalúa la coordinación de protecciones asociada a la red interna del PV Pampa Solar Norte debido a los aportes del sistema, a partir de los ajustes especificados en el apartado 8. La siguiente figura muestra esquemáticamente los puntos de falla analizados, con el objeto de verificar la correcta actuación de las protecciones de media tensión de la S/E Pampa Solar Norte. Sólo se muestran fallas en los colectores A y B, siendo los colectores C, D y E de similar características.

PSN 220kV S/E Seccionadora Pampa Solar Norte

S/E Elevadora Pampa Solar Norte TRF PSN 33kV

Pampa Solar Norte 33kV

E

Aux ZN

TRF SSAA B4

REACTOR NEUTRO

D

B1

Aux SSAA

A1

C

B

PSN 33kV

A5 Figura 10.4 – Puntos de aplicación de los cortocircuitos.

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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10.4.1 Fallas entre fase -

Fallas internas en el transformador de salida del parque son despejadas por la función diferencial «7UT8» sin retardo de tiempo intencional, produciendo la apertura de los interruptores de ambos lados del transformador. Como respaldo de la protección principal se cuenta con módulos de sobrecorriente de fase y de tierra, conjuntamente con módulos de sub y sobretensión, de los relés 7SJ8 y 7UT8. Como respaldo, por las protecciones de sobrecorriente del lado 220kV, en 100mseg y 700mseg. Como respaldo remoto, los relés de distancia del extremo de la seccionadora logran detectar esta falla en zona 2 en 200mseg; el ajuste de esta zona tiene como objeto lograr un adecuado tiempo de selectividad con las protecciones del sistema, las cuales se encuentran ajustadas en 500mseg. Cabe destacar que la apertura de cualquiera de los interruptores 52JT1 o 52J3 (ver Figura 3-3) producirá el despeje de las fallas internas del transformador.

-

Fallas en barras de media tensión de 33kV del parque son despejadas por las protecciones de sobrecorriente de ambos lados del transformador en 400mseg desde el lado de 33kV y en 700mseg desde 220kV actuando este último como respaldo local. A su vez, tanto para fallas trifásicas francas como bifásicas con hasta 5Ω de resistencia de falla, el módulo de subtensión en el relé 7SJ8 logra detectar niveles de tensión inferiores a 20.8kV (de fase) habilitando el disparo en 1seg (el ajuste de pickup de U< es de 26.4kV).

-

Fallas a lo largo de los colectores son protegidos por los relés de sobrecorriente ubicados en sus extremos, sin retardo de tiempo intencional. Se calcularon las corrientes de cortocircuito en toda su extensión, observándose que los niveles de Icc en todos los escenarios bajo estudio resultan ser superiores a 2.4kA (ajuste de pickup módulo 50).

-

Fallas en bornes del transformador de servicios auxiliares o en bornes del reactor de neutro son despejadas sin retardo de tiempo por las protecciones de sus propios paños, respaldadas por las protecciones del transformador principal. La Figura 10.5 presenta las curvas corriente vs. tiempo de las protecciones del sistema de media tensión. Las mismas se corresponden con las protecciones ubicadas tanto en el lado de 220kV del transformador como en el lado de 33kV y sus respectivos paños; colectores, transformador de SSAA y reactor de neutro. La Figura 10.6 muestra los niveles de corrientes de cortocircuito máximos y mínimos registrados «trifásicas en CASO 10 y bifásicas con 5Ω en CASO 09». Nótese que en ambos casos la actuación se produce en 100mseg por los módulos de sobrecorriente del lado de 220kV. La Figura 10.7 presentan la carta de coordinación en 33kV, con los aportes de corriente de cortocircuito extremos; máximo F3F en CASO 10 en bornes de 33kV y mínimo F2F con 5Ω en P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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CASO 09. Nótese la actuación de los módulos de sobrecorriente de los colectores, sin retardo de tiempo intencional, respaldados por las protecciones a ambos lados del transformador

DIgSILENT

principal.

10000

90 MVA 220/23 kV (Pampa Solar Norte) strn: 70,00 MVA uktr: 13,00 % Ipeak: 25,00/0,01 s 50/51_7SJ63_F1_PSN33 IEC 255-3 extremely inverse Ipset: 0,89 sec.A Tpset: 0,40

[s]

Overcurrent IEC Very Inverse Ipset: 1,39 sec.A Tpset: 0,15

50/51_7SJ63_F2_PSN33 IEC 255-3 extremely inverse Ipset: 0,65 sec.A Tpset: 0,40

Overcurrent IEC Very Inverse Ipset: 0,65 sec.A Tpset: 0,22

100

50/51_7SJ63_FZ_PSN33 IEC 255-3 inverse Ipset: 0,20 sec.A Tpset: 0,40

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220 Ipset: 1,15 sec.A Tset: 0,70 s

Colectores

Overcurrent Ipset: 2,20 sec.A Tset: 0,40 s

Trf Ppal Reactor Trf SSAA 1

50/51_7SJ63_F2_PSN33 Ipset: 6,00 sec.A Tset: 0,00 s 50/51_7SJ63_FZ_PSN33 Ipset: 4,80 sec.A Tset: 0,00 s

50/51_7SJ63_FSA_PSN33 IEC 255-3 extremely inverse Ipset: 0,10 sec.A Tpset: 0,15

0,01 220,00 kV 1 33,00 kV

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220 Ipset: 2,75 sec.A Tset: 0,10 s

10 10

100 100

PSN 220kV\Cub_1\50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220 PSN 33kV\Cub_1\50/51_7SJ63_FT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_W0\50/51_7SJ63_F1_PSN33 PSN 33kV\Cub_2\50/51_7SJ63_FSA_PSN33 Trf PSN 220/33kV

1000 1000

[pri.A]

10000

10000 PSN 220kV\Cub_1\50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220 PSN 33kV\Cub_1\50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_W1\50/51_7SJ63_F2_PSN33 PSN 33kV\Cub_3\50/51_7SJ63_FZ_PSN33

Figura 10.5 – Carta de coordinación. Protecciones de sobrecorriente. MÓDULO DE FASE

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[s]

IccF3F max 220kV = 2602A

IccF2F 5ohm 220kV = 1082A

10000

DIgSILENT

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100

1

0,01 220,00 kV 10 33,00 kV

100 100 PSN 220kV\Cub_1\50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220 PSN 33kV\Cub_1\50/51_7SJ63_FT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_W0\50/51_7SJ63_F1_PSN33 Trf PSN 220/33kV

1000 1000

[pri.A]

10000

10000 PSN 220kV\Cub_1\50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220 PSN 33kV\Cub_1\50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_W1\50/51_7SJ63_F2_PSN33

[s]

IccF3F max 33kV = 922A

IccF2F 5ohm 33kV = 523A

10000

DIgSILENT

Figura 10.6 – Fallas entre fase en el bushing del lado de 220kV del transformador principal

100

1

0,01 220,00 kV 10 33,00 kV

100 100 PSN 220kV\Cub_1\50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220 PSN 33kV\Cub_1\50/51_7SJ63_FT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_W0\50/51_7SJ63_F1_PSN33 Trf PSN 220/33kV

1000 1000

[pri.A]

10000

10000 PSN 220kV\Cub_1\50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220 PSN 33kV\Cub_1\50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_W1\50/51_7SJ63_F2_PSN33

Figura 10.7 – Fallas en 33kV. P/Máx F3F en barras de 33kV. P/Min F2F c/5Ω en punta del colector A

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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10.4.2 Fallas a tierra La red de media tensión en 33kV se encuentra aislada en secuencia homopolar del sistema debido al conexionado del transformador principal YNd. La referencia a tierra viene dada por el reactor de neutro quien limita la corriente de cortocircuito homopolar a 50A. Este valor prácticamente no varía para fallas en distintos puntos de la red interna y con distintas impedancias de falla. Para fallas en los colectores o en bushing del transformador de SSAA, la operación será sin retardo intencional por las protecciones 50G y 67N. Como respaldo a estas protecciones se disponen de módulos 50G en el incoming y en el reactor de neutro, ambos midiendo corriente del TC toroidal dispuesto en este último 50/1A. Los tiempos de actuación son 300mseg para la protección ubicada en el incoming y 600mseg para la protección del reactor como protección del mismo. A su vez, se dispone de un módulo de sobretensión de neutro 59N que permite dar un respaldo adicional ante la potencial condición de falla monofásica, estando indisponible el reactor de neutro, con una etapa de tiempo definido en 1.5seg, y umbral de tensión de secuencia cero en 35%. La Figura 10.8 muestra la carta de coordinación con los módulos de sobrecorriente de tierra,

DIgSILENT

para ambos lados del transformador principal (no coordinables entre sí). 100

Overcurrent IEC Normal Inverse Ipset: 0,20 sec.A Tpset: 0,32

[s]

Trf Ppal 10

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN IEC Normal Inverse Ipset: 0,25 sec.A Tpset: 0,40

50G_7SJ63_FZ_PSN33 Ipset: 0,70 sec.A Tset: 0,60 s 50G_7SJ63_FT1_PSN33 Ipset: 0,70 sec.A Tset: 0,30 s

1

Linea ext Secc

Reactor Trf Ppal 67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33 Ipset: 0,25 sec.A Tset: 0,00 s

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33 Ipset: 0,65 sec.A Tset: 0,00 s

0,1

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33 Ipset: 0,30 sec.A Tset: 0,00 s

Trf SSAA

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33 Ipset: 0,70 sec.A Tset: 0,00 s

Colectores 0,01 33,00 kV 10 220,00 kV

100 10 PSN 33kV\Cub_1\50G_7SJ63_FT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_W1\67N-50G_7SJ63_F2_PSN33 PSN 33kV\Cub_3\50G_7SJ63_FZ_PSN33 Secc PSN\Cub_2\67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

1000 100

10000

[pri.A]

1000 PSN 33kV\Cub_W0\67N-50G_7SJ63_F1_PSN33 PSN 33kV\Cub_2\67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33 PSN 220kV\Cub_1\51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

100000 10000

Figura 10.8 – Carta de coordinación. Protecciones de sobrecorriente. MÓDULO DE TIERRA

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-

Fallas internas en el transformador de salida del parque con derivación a tierra dentro de la zona de protección son despejadas en primer instancia por la protección diferencial y como respaldo local, por los módulos de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso 51N del lado de 220kV. Las fallas también son detectadas por los módulos de sobrecorriente de fase, debido a los elevados niveles de corriente por la fase en falla, provenientes del sistema. Fallas a tierra en el bushing del lado de alta tensión son despejadas sin retardo de tiempo por la protección diferencial y, como respaldo, por las protecciones de sobrecorriente de fase del lado 220kV, en 100mseg. Los módulos de sobrecorriente de tierra 51N del lado de 220kV del transformador logran detectar falla de manera coordinada con los módulos 67N del extremo de la seccionadora PSN. A su vez, como respaldo remoto se cuenta con los relés de distancia del extremo de la seccionadora logran detectar fallas de estas características en zona 2 en 200mseg, con resistencia de falla de al menos 150Ω en CASO 09.

-

Fallas en barras de media tensión de 33kV del parque son despejadas por las protecciones de sobrecorriente de tierra que miden en el reactor de neutro, en 300mseg, dando orden de apertura a todos los colectores conjuntamente con el interruptor del incoming.

-

Fallas a lo largo de los colectores son protegidos por los relés de sobrecorriente ubicados en sus extremos, sin retardo de tiempo intencional.

-

Fallas en bornes del transformador de servicios auxiliares o en bornes del reactor de neutro son despejadas sin retardo de tiempo por las protecciones de sus propios paños, respaldadas por las protecciones de sobrecorriente del reactor de neutro y por el módulo de sobretensión 59N en 1.5seg.

La Figura 10.9 muestra los niveles de corrientes de cortocircuito máximos y mínimos registrados para fallas en el bushing del transformador principal, en 220kV; en ambos casos la actuación se produce en primera instancia en 100mseg por los módulos de sobrecorriente del lado de 220kV, respaldado por los módulos de distancia del extremo de la seccionadora. La Figura 10.10 muestra la actuación de los módulos de sobrecorriente de tierra internos de la red de media tensión en 33kV del parque. Dado que los valores de corriente de cortocircuito no cambian debido al reactor de neutro, se presenta la corriente de cortocircuito vista desde un colector. Se destaca que en los colectores se encuentran activos módulos 67N con pickup levemente menores a las 50N y con el mismo tiempo de actuación.

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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[s]

10

Icc F2FT max = 1760A

Icc F1F 10ohm 220kV = 1167A

100

DIgSILENT

Ir al índice

1

100 PSN 220kV\Cub_1\51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

1000

100 PSN 220kV\Cub_1\50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

1000

IccF1F 10ohm 220kV = 1783A

100

10000 Secc PSN\Cub_2\67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

[s]

10

[pri.A]

100000

[pri.A]

100000

IccF2FT max 220kV = 2400A

0,1 220,00 kV 10

1

0,1 220,00 kV 10

10000 PSN 220kV\Cub_1\50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

Icc F1F = 80A

1

DIgSILENT

Figura 10.9 – Fallas a tierra en el bushing del lado de 220kV del transformador principal

[s]

0,1

0.020 s

0,01 33,00 kV 10

100

[pri.A] PSN 33kV\Cub_2\67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

1000

100

[pri.A] PSN 33kV\Cub_3\50G_7SJ63_FZ_PSN33

1000

PSN 33kV\Cub_W0\67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

Icc F1F = 52A

10

[s]

1

0.620 s

0.320 s

0,1 33,00 kV 10 PSN 33kV\Cub_1\50G_7SJ63_FT1_PSN33

Figura 10.10 – Fallas a tierra en 33kV

.

(*)

* La magnitud de la corriente de CC monofásica no varían, con la ubicación del punto de falla ni con los valores de resistencia de falla esperados. P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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10.4.3 Tiempos de actuación A continuación se presentan los tiempos de actuación de las protecciones de la red de media tensión. En las siguientes tablas se muestra la actuación de protecciones para los escenarios CASO 10 y CASO 09 los cuales representan los extremos de corrientes de cortocircuito (máximo y mínimo respectivamente), siendo los más relevantes para la evaluar la coordinación de la red de media

Punto de falla [%]

Aux ZN

Aux SSAA

PSN_B4

PSN_B1

PSN_A5

PSN_A1

Resistencia de Falla: 0 Ohm

PSN 33kV

Tipo de CC: 3psc

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 09

TRF PSN 33kV

tensión.

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,11

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,11

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

N/A

N/A

0,41

0,41

0,41

0,41

0,41

0,41

0,41

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,05

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

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Punto de falla [%]

Aux ZN

Aux SSAA

PSN_B4

PSN_B1

PSN_A5

PSN_A1

Resistencia de Falla: 0 Ohm

PSN 33kV

Tipo de CC: 2psc

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 09

TRF PSN 33kV

Ir al índice

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,41

0,41

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,02

1,02

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,05

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

Tipo de CC: spgf Resistencia de Falla: 0 Ohm Punto de falla [%]

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 09

Aux ZN

0,41

1,02

Aux SSAA

0,41

1,02

PSN_B4

0,41

1,02

PSN_B1

0,41

1,02

PSN_A5

0,41

PSN_A1

N/A 1,02

PSN 33kV

N/A 1,02

TRF PSN 33kV

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

1,31

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,94

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,16

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

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Punto de falla [%]

Aux ZN

Aux SSAA

PSN_B4

PSN_B1

PSN_A5

PSN_A1

Resistencia de Falla: 0 Ohm

PSN 33kV

Tipo de CC: 2pgf

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 09

TRF PSN 33kV

Ir al índice

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

1,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,11

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,11

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,81

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,41

0,41

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,02

1,02

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,32

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,05

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,62

Tipo de CC: spgf Resistencia de Falla: 25 Ohm Punto de falla [%]

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 09

Aux ZN

0,41

1,02

Aux SSAA

0,41

1,02

PSN_B4

0,41

1,02

PSN_B1

0,41

1,02

PSN_A5

0,41

PSN_A1

N/A 1,02

PSN 33kV

N/A 1,02

TRF PSN 33kV

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

1,39

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

1,00

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,18

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Punto de falla [%]

Aux ZN

Aux SSAA

PSN_B4

PSN_B1

PSN_A5

PSN_A1

Resistencia de Falla: 0 Ohm

PSN 33kV

Tipo de CC: 3psc

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 10

TRF PSN 33kV

Ir al índice

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,11

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,11

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,41

0,41

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,02

1,02

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,05

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

Tipo de CC: 2psc Resistencia de Falla: 0 Ohm Punto de falla [%]

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 10

Aux ZN

0,41

1,02

Aux SSAA

0,41

1,02

PSN_B4

0,41

1,02

PSN_B1

0,41

1,02

PSN_A5

0,41

PSN_A1

N/A 1,02

PSN 33kV

N/A 1,02

TRF PSN 33kV

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,11

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,11

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

N/A

N/A

0,41

0,41

0,41

0,41

0,41

0,41

0,41

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,05

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Punto de falla [%]

Aux ZN

Aux SSAA

PSN_B4

PSN_B1

PSN_A5

PSN_A1

Resistencia de Falla: 0 Ohm

PSN 33kV

Tipo de CC: 2pgf

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 10

TRF PSN 33kV

Ir al índice

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

0,95

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,11

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,11

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,73

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,41

0,41

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,02

1,02

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,32

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,05

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,62

Tipo de CC: spgf Resistencia de Falla: 0 Ohm Punto de falla [%]

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 10

Aux ZN

0,41

1,02

Aux SSAA

0,41

1,02

PSN_B4

0,41

1,02

PSN_B1

0,41

1,02

PSN_A5

0,41

PSN_A1

N/A 1,02

PSN 33kV

N/A 1,02

TRF PSN 33kV

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

1,03

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,76

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,17

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Punto de falla [%]

Aux ZN

Aux SSAA

PSN_B4

PSN_B1

PSN_A5

PSN_A1

Resistencia de Falla: 25 Ohm

PSN 33kV

Tipo de CC: spgf

PSN 220kV

Esc de Estudio: Caso 10

TRF PSN 33kV

Ir al índice

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2121N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_7SA8_J3_S2_SecSN-PSN

1,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220

0,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,11

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

0,81

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

27-59-59N_7SJ63_FT1_PSN33

1,02

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

50G_7SJ63_FT1_PSN33

N/A

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

0,32

50/51_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

0,02

N/A

N/A

50/51_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,19

N/A

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,02

N/A

50/51_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50G_7SJ63_FZ_PSN33

N/A

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

0,62

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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10.5 Red Interna – PV Conejo Del mismo modo realizado con el PV Pampa Solar Norte, a continuación se evalúa la coordinación de protecciones asociada a la red interna del PV Conejo dados los aportes del sistema. La siguiente figura muestra esquemáticamente los puntos de falla analizados, con el objeto de verificar la correcta actuación de las protecciones de media tensión de la S/E Conejo. Sólo se muestran fallas en los colectores 1 y 4, siendo los colectores 2, 3, 5 y 6 de similar características a los anteriores.

S/E Seccionadora Conejo

Trf Bushing 220kV

S/E Elevadora Conejo

Trf Bushing 33kV Trf 33kV

Conejo 33kV

CNJ A5

Colector 6

Colector 5

CNJ D1

Aux CCEE CNJ

CNJ A1

Colector 4

Colector 3

Colector 2

Colector 1

Conejo 33kV

CNJ D8

Figura 10.11 – Puntos de aplicación de los cortocircuitos.

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10.5.1 Fallas entre fase -

Fallas internas en el transformador de salida del parque tienen como protección principal al módulo diferencial del relé «SEL787» sin retardo de tiempo intencional, produciendo la apertura de los interruptores de ambos extremos del transformador. Como respaldo de la protección principal se cuenta con módulos de sobrecorriente de fase y de tierra, conjuntamente con módulos de sub y sobretensión, del relé «SEL451». Como respaldo se tienen las protecciones de sobrecorriente del lado 220kV, en 100mseg y 700mseg respectivamente. Como respaldo remoto, los relés de distancia del extremo de la seccionadora Conejo logran detectar esta falla en zona 2 en 200mseg; el ajuste de esta zona tiene como objeto lograr un adecuado tiempo de selectividad con las protecciones del sistema, las cuales se encuentran ajustadas en 500mseg. Cabe destacar que la apertura de cualquiera de los interruptores 52L1 o 52T1 (ver

Figura

3-3)

producirá

el

despeje

de

las

fallas

internas

del

transformador. -

Fallas en barras de media tensión de 33kV del parque son despejadas por las protecciones de sobrecorriente de ambos extremos del transformador en 400mseg desde el lado de 33kV y en 700mseg desde el lado de 220kV, actuando este último como respaldo local. A su vez, tanto para fallas trifásicas francas como bifásicas con al menos 5Ω de resistencia de falla, el módulo de subtensión habilitado en el relé SEL451 y ajustado al 87,3% de la tensión nominal logra detectar niveles de tensión inferiores a 24.3kV (de fase) habilitando el disparo en 1seg (el ajuste de pickup de U< es de 28.8kV).

-

Fallas a lo largo de los colectores son protegidos por los relés de sobrecorriente ubicados en sus extremos sin retardo de tiempo intencional. Se calcularon las corrientes de cortocircuito en toda su extensión, observándose que éstas resultan ser superiores a 2.4kA en todos los escenarios analizados; mayores al ajuste de pickup módulo 50.

-

Fallas en bornes del transformador de servicios auxiliares produce niveles de corriente de cortocircuito tales que logran la fusión del fusible. Incluso ante cortocircuitos trifásicos o bifásicos en el lado de baja tensión del transformador, logrando despejar la falla en 600mseg, tiempo suficiente de coordinación con protecciones aguas abajo del transformador de SSAA. Para corrientes de sobrecarga este transformador deberá ser protegido desde el lado de BT.

-

Fallas en bornes del reactor de neutro o en bornes del banco de condensadores serán despejadas sin retardo de tiempo intencional por las protecciones de sus propios paños, respaldadas por las protecciones del transformador principal.

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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La Figura 10.12 presenta las curvas corriente vs. tiempo de las protecciones del sistema de media tensión. Las mismas se corresponden con las protecciones ubicadas tanto en el lado de 220kV del transformador como en el lado de 33kV y sus respectivos paños; colectores,

DIgSILENT

transformador de SSAA, reactor de neutro y banco de condensadores. 10000

117 MVA 220/33 kV (Conejo) strn: 117,00 MVA uktr: 13,37 % Ipeak: 25,00/0,01 s

50/51_SEL451_C1_CNJ33 C3 - IEC Class C (Extremely Inverse) Ipset: 3,55 sec.A Tpset: 0,40 [s]

Wd-1 OC C3 - IEC Class C (Extremely Inverse) Ipset: 4,25 sec.A Tpset: 0,22

50/51_SEL451_C4_CNJ33 C3 - IEC Class C (Extremely Inverse) Ipset: 2,75 sec.A Tpset: 0,40 50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33 C3 - IEC Class C (Extremely Inverse) Ipset: 3,15 sec.A Tpset: 0,40

100

Trf SSA Conejo strn: 0,10 MVA uktr: 6,00 % Ipeak: 25,00/0,01 s

50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33 C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 1,00 sec.A Tpset: 0,20

50/51_SEL451_MT1_CNJ33 C3 - IEC Class C (Extremely Inverse) Ipset: 3,75 sec.A Tpset: 0,15

Colectores

Wd-1 OC Ipset: 2,90 sec.A Tset: 0,70 s

CCEE Trf Ppal 1

Reactor

Fuse_6.3A_trfSSAA 7QR Positrol-166-62

50/51_SEL451_C4_CNJ33 Ipset: 20,00 sec.A Tset: 0,04 s

Trf SSAA

50/51_SEL451_MT1_CNJ33 Ipset: 6,80 sec.A Tset: 0,40 s Wd-1 OC Ipset: 16,30 sec.A Tset: 0,10 s

50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33 Ipset: 31,50 sec.A Tset: 0,10 s 50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33 Ipset: 30,00 sec.A Tset: 0,03 s 0,01 33,00 kV 1

10 Trf33kV\Cub_2\50/51_SEL451_MT1_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_W3\50/51_SEL451_C4_CNJ33 Trf33kV\Cub_3\50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL451_T1_CNJ220 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S1_T1_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S2_T1_CNJ33 Trf SSAA CNJ

100

1000 10000 Conejo 33kV\Cub_W0\50/51_SEL451_C1_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_3\50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33 Trf Conejo 220/33kV Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220 Conejo 33kV\Cub_2\Fuse_6.3A_trfSSAA

[pri.A]

100000

Figura 10.12 – Carta de coordinación. Protecciones de sobrecorriente. MÓDULO DE FASE

La Figura 10.13 muestra los niveles de corrientes de cortocircuito máximos y mínimos «trifásicas en CASO 10 y bifásicas con 10Ω en CASO 09». Se destaca sobre esta carta de coordinación la corriente máxima registrada ante un cortocircuito trifásico en 33kV, en donde se aprecia que ésta es mayor a la mínima corriente de cortocircuito en barras de 220kV. Por lo tanto, no es factible reducir el pickup del primer escalón de la función 50. En ambos casos el despeje primario será por las protecciones diferenciales del transformador, y como respaldo por las funciones de sobrecorriente. Para las condiciones de mínimo aporte, el respaldo vendrá dado por la función de distancia en el extremo de la seccionadora en 200mseg. Esto no produce descoordinación en la actuación de las protecciones por tratarse de un sistema radial. La Figura 10.14 presenta la carta de coordinación en 33kV, con los aportes de corriente de cortocircuito extremos; máxima corriente de cortocircuito trifásica en CASO 10 en barras de 33kV y mínima corriente de cortocircuito bifásico con 5Ω en CASO 09 en la punta del colector 1 (los niveles de corrientes para los otros colectores es similar). Nótese la actuación de los módulos de sobrecorriente del colector, sin retardo de tiempo intencional, respaldados por las protecciones a P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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ambos lados del transformador principal. Como respaldo local, se presenta la actuación de la

Icc max F3F = 16.5kA

Icc min F2F 10ohm = 7kA

[s]

Icc max F3F en MT = 8kA

10000

DIgSILENT

función 27 en 1 seg del lado de 33kV.

100

7989.874 pri.A 0.700 s 1

7009.029 pri.A 0.700 s

16509.799 pri.A 0.120 s

0,01 33,00 kV 1000

10000 Trf Conejo 220/33kV Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220

[pri.A] Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL451_T1_CNJ220 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220

100000

[s]

Icc max F3F en 33kV = 8kA

Icc min F2F 5ohm C4 = 3,3kA Icc min F2F 5ohm C4 = 3,8kA

10000

DIgSILENT

Figura 10.13 – Fallas entre fase en el bushing del lado de 220kV del transformador principal

100

3860.260 pri.A 9.262 s

8077.637 pri.A 0.720 s

1

8013.016 pri.A 0.040 s 3285.461 pri.A 0.040 s 0,01 33,00 kV 100 220,00 kV

1000 100 Trf33kV\Cub_2\50/51_SEL451_MT1_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_W3\50/51_SEL451_C4_CNJ33 Trf Conejo 220/33kV Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

10000 1000 Conejo 33kV\Cub_W0\50/51_SEL451_C1_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_3\50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL451_T1_CNJ220 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S1_T1_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S2_T1_CNJ33

[pri.A]

100000 10000

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Figura 10.14 – Fallas en 33kV. P/Máx F3F en barras de 33kV. P/Min F2F c/5Ω en punta del colector 3

10.5.2 Fallas a tierra La red de media tensión en 33kV se encuentra aislada en secuencia homopolar del sistema debido al conexionado del transformador principal YNd. La referencia a tierra viene dada por el reactor de neutro quien limita la corriente de cortocircuito homopolar a 600A. Este valor prácticamente no varía para fallas en distintos puntos de la red interna y con distintas impedancias de falla. Para fallas en los colectores o bornes del banco de condensadores, la operación será con un retardo de 300mseg por las funciones 50N propias y, como respaldo a estas protecciones, se dispone de la función 50N en el reactor de neutro que mide corriente del TC dispuesto en éste, con tiempo de actuación de 600mseg. A su vez, se dispone de un módulo de sobretensión de neutro 59N que permite dar un respaldo adicional ante la pérdida de medición de corriente en 33kV, con una etapa de tiempo definido en 1.5seg, y umbral de tensión de secuencia cero en 35%. La Figura 10.15 muestra la carta de coordinación con los módulos de sobrecorriente de tierra,

DIgSILENT

para ambos lados del transformador principal. 10

Trafo ppal lado 220kV

51N_SEL451_T1_CNJ220 C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0,50 sec.A Tpset: 0,41

[s]

67N ext seccionadora Conejo 220kV

Wd-1 OC C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0,50 sec.A Tpset: 0,41

1

Wd-1 OC C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 1,50 sec.A Tpset: 0,41

67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0,25 sec.A Tpset: 0,40 0,1 220,00 kV 100 33,00 kV

1000 1000 Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL451_T1_CNJ220 Secc Conejo\Cub_2\67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S2_T1_CNJ220

[pri.A]

10000

10000 Secc Conejo\Cub_2\67N_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S1_T1_CNJ220

10

Wd-2 OC Ipset: 0,65 sec.A Tset: 0,40 s

50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 Ipset: 2,00 sec.A Tset: 0,70 s

[s]

Wd-2 OC Ipset: 1,00 sec.A Tset: 0,40 s

1

Reactor Trafo ppal lado 33kV 50N_SEL451_C1_CNJ33 Ipset: 1,00 sec.A Tset: 0,10 s

Colectores 0,1 33,00 kV 100

1000

220,00 kV

[pri.A]

100 Conejo 33kV\Cub_W0\50N_SEL451_C1_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_W3\50N_SEL451_C4_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S2_T1_CNJ33

10000 1000

Trf33kV\Cub_3\50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S1_T1_CNJ33

Figura 10.15 – Carta de coordinación. Protecciones de sobrecorriente. MÓDULO DE TIERRA P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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-

Fallas internas en el transformador de salida del parque con derivación a tierra dentro de la zona de protección son despejadas en primer instancia por la protección diferencial y como respaldo local, por los módulos de sobrecorriente de tierra de tiempo inverso 51N del lado de 220kV. Las fallas también son detectadas por los módulos de sobrecorriente de fase, debido a los elevados niveles de corriente por la fase en falla, provenientes del sistema. Fallas a tierra en el bushing del lado de 220kV son despejadas sin retardo de tiempo por la protección diferencial y, como respaldo, por las protecciones de sobrecorriente de fase del lado 220kV, en 100mseg. Los módulos de sobrecorriente de tierra 51N del lado de 220kV del transformador logran detectar falla de manera coordinada con los módulos 67N del extremo de la seccionadora Conejo. A su vez, como respaldo remoto se cuenta con los relés de distancia del extremo de la seccionadora logran detectar fallas de estas características en zona 2 en 200mseg, con resistencia de falla de al menos 100Ω en todos los casos de estudio. Fallas a tierra en el bushing del lado de 33kV son despejadas por la diferencial en tiempos 0 y respaldadas por la función 51N de este extremo en 400mseg, con respaldos en 600mseg por la protección del reactor de neutro y en 1.5seg por la protección de sobretensión de tierra.

-

Fallas en barras de media tensión de 33kV del parque son despejadas por las protecciones de sobrecorriente de tierra que miden en el reactor de neutro, en 600mseg, dando orden de apertura a todos los colectores conjuntamente con el interruptor del incoming.

-

Fallas a lo largo de los colectores son protegidos por los relés de sobrecorriente ubicados en sus extremos, con 300mseg de retardo de tiempo.

-

Fallas en bornes del transformador de servicios auxiliares actuará sin retardo de tiempo el fusible de 6.3A.

-

Fallas en bornes del reactor de neutro son despejadas en 300mseg por las protecciones 50N con medición en la puesta a tierra del mismo, respaldadas por el módulo de sobretensión 59N en 1.5seg. La Figura 10.16 muestra los niveles de corrientes de cortocircuito máximos y mínimos registrados para fallas en el bushing del transformador principal, en 220kV; en ambos casos el despeje viene dado por la protección diferencial, respaldado por la actuación en primera instancia en 100mseg por los módulos de sobrecorriente de fase del lado de 220kV, y por los módulos de distancia del extremo de la seccionadora en 200mseg. Se destaca que en condiciones de mínimo aporte, el respaldo de los módulos de sobrecorriente viene dado en P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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700mseg, actuando no selectivo con las protecciones del extremo de la seccionadora en 200mseg. La Figura 10.17 muestra la actuación de los módulos de sobrecorriente ante fallas internas en la red de media tensión de 33kV. Se destaca que los valores de corriente de cortocircuito no

[s]

574.169 pri.A 1.805 s

DIgSILENT

Icc min F1F 5ohm = 574A

10

Icc max F1F = 1kA

cambian entre máximos y mínimos aportes, debido al reactor de neutro.

51N_SEL451_T1_CNJ220 C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0,50 sec.A Tpset: 0,41 Wd-1 OC C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0,50 sec.A Tpset: 0,41

1037.359 pri.A 1.302 s

1

576.442 pri.A 1.571 s

Wd-1 OC C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 1,50 sec.A Tpset: 0,41

1030.876 pri.A 1.172 s

67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0,25 sec.A Tpset: 0,40 0,1 220,00 kV 100

1000 1000 Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL451_T1_CNJ220 Secc Conejo\Cub_2\67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S2_T1_CNJ220

Icc min F1F 5ohm = 1,2kA

100

[s]

10

1

0,1

2148.536 pri.A 0.120 s

1000 1000 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL451_T1_CNJ220 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220

10000

1247.867 pri.A 0.700 s

50/51_SEL451_T1_CNJ220 Ipset: 5,45 sec.A Tset: 0,10 s

50/51_SEL451_T1_CNJ220 Ipset: 2,90 sec.A Tset: 0,70 s

0,01 220,00 kV 100 33,00 kV

[pri.A] 10000 Secc Conejo\Cub_2\67N_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S1_T1_CNJ220

Icc max F1F = 2,1kA

33,00 kV

10000 10000

[pri.A]

100000

100000 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220

Figura 10.16 – Fallas a tierra en el bushing del lado de 220kV del transformador principal

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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DIgSILENT

Icc max bushing = 615A

Icc min F1F 5ohm = 535A

10

Icc min F1F 5ohm = 600A

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[s]

Wd-2 OC Ipset: 0,65 sec.A Tset: 0,40 s

50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 Ipset: 2,00 sec.A Tset: 0,70 s

592.556 pri.A 0.700 s

1

Wd-2 OC Ipset: 1,00 sec.A Tset: 0,40 s

614.414 pri.A 0.700 s

Reactor 618.135 pri.A 0.420 s

Trafo ppal lado 33kV 544.531 pri.A 0.420 s

Icc max F1F = 542A

50N_SEL451_C1_CNJ33 Ipset: 1,00 sec.A Tset: 0,10 s

Colectores 0,1 33,00 kV 100

541.253 pri.A 0.120 s

1000

220,00 kV

[pri.A]

100 Conejo 33kV\Cub_W0\50N_SEL451_C1_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_W3\50N_SEL451_C4_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S2_T1_CNJ33

10000 1000

Trf33kV\Cub_3\50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S1_T1_CNJ33

Figura 10.17 – Fallas a tierra en 33kV

.

(*)

* La magnitud de la corriente de CC monofásica, vistas por el reactor de neutro y por los colectores, no varían con la ubicación del punto de falla ni con los valores de resistencia de falla esperados.

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10.5.3 Tiempos de actuación A continuación se presentan los tiempos de actuación de las protecciones de la red de media tensión. En las siguientes tablas se muestra la actuación de protecciones para los escenarios CASO 10 y CASO 09 los cuales representan los extremos de corrientes de cortocircuito (máximo y mínimo respectivamente), siendo los más relevantes para la evaluar la coordinación de la red de media

Punto de falla [%]

Aux CCEE CNJ

CNJ_D8

CNJ_D1

CNJ_A5

CNJ_A1

Conejo 33kV

Resistencia de Falla: 0 Ohm

Trf33kV

Tipo de CC: 3psc

Trf Bushing 33kV

Esc de Estudio: Caso 09

Trf Bushing 220kV

tensión.

-

-

-

-

-

-

-

-

-

21_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ

0,23

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

21_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ

0,22

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

21N_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

21N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL451_T1_CNJ220

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

0,72

51N_SEL451_T1_CNJ220

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_SEL787_S1_T1_CNJ220

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_SEL787_S2_T1_CNJ220

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL787_S1_T1_CNJ33

N/A

N/A

0,42

0,42

0,42

0,42

0,42

0,42

0,42

50/51_SEL787_S2_T1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

0,42

0,42

0,42

0,42

0,42

0,42

51N_SEL787_S2_T1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_SEL787_S1_T1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL451_MT1_CNJ33

N/A

N/A

0,40

0,40

0,40

0,40

0,40

0,40

0,40

50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50N_SEL351_MTZ1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL451_C1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

0,04

0,04

N/A

N/A

N/A

50N_SEL451_C1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

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1,02

1,02

1,02

1,02

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Punto de falla [%]

Punto de falla [%]

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Aux CCEE CNJ

CNJ_D8

CNJ_D1

CNJ_A5

CNJ_A1

Conejo 33kV

Resistencia de Falla: 0 Ohm

Trf33kV

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Esc de Estudio: Caso 09

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Ir al índice

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

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0,04

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0,04

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50/51_SEL451_C4_CNJ33

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1,02

1,02

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1,02

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Punto de falla [%]

Punto de falla [%]

Aux CCEE CNJ

CNJ_D8

CNJ_D1

CNJ_A5

CNJ_A1

Conejo 33kV

Resistencia de Falla: 25 Ohm

Trf33kV

Tipo de CC: spgf

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Aux CCEE CNJ

CNJ_D8

CNJ_D1

CNJ_A5

CNJ_A1

Conejo 33kV

Resistencia de Falla: 0 Ohm

Trf33kV

Tipo de CC: 2pgf

Trf Bushing 33kV

Esc de Estudio: Caso 09

Trf Bushing 220kV

Ir al índice

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

21_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ

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50/51_SEL787_S2_T1_CNJ33

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0,42

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0,42

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51N_SEL787_S1_T1_CNJ33

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2,38

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N/A

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50/51_SEL451_C4_CNJ33

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N/A

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50N_SEL451_C4_CNJ33

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0,12

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50N_SEL451_C4_CNJ33

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Punto de falla [%]

Punto de falla [%]

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1,02

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P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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0,12

0,12

N/A

50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

8,53

50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,04

14,51 14,76

Punto de falla [%]

Conejo 33kV

Resistencia de Falla: 0 Ohm

Trf33kV

Tipo de CC: 2pgf

Trf Bushing 33kV

Esc de Estudio: Caso 10

Trf Bushing 220kV

Aux CCEE CNJ

CNJ_D8

CNJ_D1

CNJ_A5

CNJ_A1

Conejo 33kV

Resistencia de Falla: 0 Ohm

Trf33kV

Tipo de CC: spgf

Trf Bushing 33kV

Esc de Estudio: Caso 10

Trf Bushing 220kV

Ir al índice

50N_SEL487V_CCEE_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,12

50N_SEL487V_CCEE_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,12

27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33

1,02

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

1,02

P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1

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Aux CCEE CNJ

CNJ_D8

CNJ_D1

CNJ_A5

CNJ_A1

Resistencia de Falla: 25 Ohm

Conejo 33kV

Tipo de CC: spgf

Trf33kV

Esc de Estudio: Caso 10

Trf Bushing 33kV

Trf Bushing 220kV

Ir al índice

-

-

-

-

-

-

-

-

-

21_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ

0,18

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

21_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ

0,22

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

21N_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ

0,23

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

21N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ

0,22

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ

1,29

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ

1,28

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL451_T1_CNJ220

0,12

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220

0,12

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220

0,12

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_SEL451_T1_CNJ220

1,43

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_SEL787_S1_T1_CNJ220

1,43

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_SEL787_S2_T1_CNJ220

1,43

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL787_S1_T1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL787_S2_T1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

51N_SEL787_S2_T1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

0,42

0,42

0,42

0,42

0,42

0,42

51N_SEL787_S1_T1_CNJ33

N/A

0,42

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL451_MT1_CNJ33

N/A

0,42

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33

N/A

1,37

1,37

1,37

1,37

1,37

1,37

1,38

1,37

50N_SEL351_MTZ1_CNJ33

N/A

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

0,70

50/51_SEL451_C1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50N_SEL451_C1_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

0,12

0,12

N/A

N/A

N/A

50/51_SEL451_C4_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

50N_SEL451_C4_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,12

0,12

N/A

50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

14,06

Punto de falla [%]

50N_SEL487V_CCEE_CNJ33

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

0,12

27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33

1,02

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

1,52

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10.6 Sistema 220kV En el Anexo 1 se presentan las tablas de actuación de protecciones para todos los escenarios de estudio presentados en el capítulo 5. En el mismo se analizan todas las fallas solicitadas por el CDEC-SIC en sus cartas DO DO Nº0714/2015 y Nº0715/2015. Las mismas se detallas a continuación: a) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, en la barra de MT de la S/E Elevadora PSN. b) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, en la barra de MT de la S/E Elevadora Conejo. c) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, en la barra de 220kV de la S/E Elevadora PSN. d) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, en la barra de 220kV de la S/E Elevadora Conejo. e) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, en la cabecera de uno de los alimentadores de la central PSN. f)

Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, en la cabecera de uno de los alimentadores de la central Conejo.

g) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Seccionadora PSN-Elevadora PSN, medido desde la Seccionadora PSN. h) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Seccionadora ConejoElevadora Conejo, medido desde la Seccionadora Conejo. i)

Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Diego de AlmagroSeccionadora PSN medido desde la S/E Diego de Almagro.

j)

Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Diego de AlmagroSeccionadora Conejo medido desde la S/E Diego de Almagro.

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k) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Seccionadora PSN – Tap Off Taltal – Paposo, medido desde la S/E Seccionadora PSN. l)

Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Tap Taltal – PE Taltal, medido desde S/E PE Taltal.

m) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Seccionadora Conejo – Tap Off Lalackama – Paposo, medido desde la S/E Seccionadora Conejo. n) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Tap Off Lalackama – PV Lalackamal, medido desde S/E PV Lalackama. o) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Diego de Almagro- Carrera Pinto medido desde la S/E Diego de Almagro. p) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, al 5% y 95% de la línea de 220kV Diego de Almagro- Cardones medido desde la S/E Diego de Almagro. q) Fallas trifásicas sin resistencia de falla y monofásicas con resistencia de falla a tierra (RFT) nula y RFT=25Ω, en la barra de 110kV de S/E Diego de Almagro.

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11 ANEXOS 

Anexo 1: Se adjunta al presente documento Anexo 1: Tiempos de Operación de Protecciones el cual contiene los tiempos de actuación de las protecciones para todos los escenarios y fallas analizadas.



Anexo 2: Se adjunta al presente documento la Base de Datos a utilizada en el estudio la cual cuenta con la siguiente información: o

Modelado detallado del Parque Fotovoltaico Conejo

o

Modelado de las SS/EE Elevadora y Seccionadora Conejo

o

Modelado detallado del Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte

o

Modelado de las SS/EE Elevadora y Seccionadora Pampa Solar Norte

o

Modelado de todos los relés de la zona de influencia de los nuevos proyectos.

o

Implementación de los ajustes actuales de los relés presentes en la zona de influencia.



Anexo 3: Panilla de ajustes de nuevos relés de S/E Pampa Solar Norte



Anexo 4: Panilla de ajustes de nuevos relés de S/E Francisco y Conejo



Anexo 5: Respuesta a observaciones de Transelec



Anexo 6: Respuesta a observaciones de CDEC

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12 ANTECEDENTES 12.1 Estudios 

Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico Lalackama y Proyecto Eólico Taltal – Estudio de Coordinación de Protecciones V7.



ST1-CDA-S1-P-ES-002.Rev1 Estudio de Coordinación de Protecciones LT 220kV Nueva Línea Cardones-Diego de Almagro.



ELE-1701-DOC-EST-4.04. Estudios de impacto eléctrico de la central fotovoltaica Luz del Norte.

12.2 Documentos 

1CNS2UNX0-001_R0 - Diagrama unilineal seccionadora (CNJ)



15061-12UNX0-RE - Diagrama unilineal elevadora (CNJ)



c. 1CSN2CIX8-L002-LAM1 – Proyecto Telecomunicaciones



c. T2015-E-DI-002 – Diagrama general del sistema de telecomunicaciones



Equipos SE Conejo Rev.3 - Definición de números de parte de equipos protección, control, medida y comunicaciones proyecto s/e elevadora conejo



Relés de Protecciones – Definición de equipos de protección



DO-Nº 0714_2015 Carta CDEC Conejo



EN1895-DR-EM-0404-Ed0D 02 - Diagrama unilineal red de MT



Valores reactor 24627 – Reactor de Neutro



a.15004-04-EE-CD-002_RB – Memoria de Cálculo LAT



b.15004-04-EE-LE-001_R0 – Memoria de Cálculo LAT



ABB PVS800 inverters - brochure – Inversores



PVS800 P_Q 1000kW curves sw7380 42C - 1400m - Curva PQ Inversores



ABB PVS v1_6 encrypted - Modelo Inversores



Transformador_220-33kV – Hoja de Datos



parámetros cables PV Conejo – Hoja de Datos



Transformadores MV-LV – Hoja de Datos



[Data Sheet MV Capacitor Bank – Hoja de Datos



Status información para EE 31-07-2015 – Planilla Información



DO N° 0715-2015 Carta Pampa Solar Norte

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

D.27.CL.P.80159.03.072.00_Unilineal-red-interna



D.27.CL.P.80159.03.072.00/D.24.CL.P.80159.16.204-0_Diagrama Unilineal General SE Elevadora



D.24.CL.P.80159.16.304-0_Diagrama Unilineal General SE Seccionadora



SUNWAY_TG_760_1000V_TE_PampaNorte_REV02 - Inversores



[TECHDOC #7520] P-Q Diagram Sunway TG760 EGP Pampa Norte Rev01 - Inversores



SUNWAY_TG_760_1000V_TE_PampaNorte_REV02 - Inversores



ING- 00002567 -MV Transformer 1700kVA 33kV - Rev02 – Hoja de Datos



D.27.CL.P.80159.16.706.00_Placa-trafo_AT-MT



S.24.CL.P.80159.16.303-B Especificacion Interruptor 245kV-comentado



C.24.CL.P.80159.15.715.00 Definición de conductor



D.24.CL.P.80159.16.905-0_Diagrama Unilineal SE Seccionadora



D.24.CL.P.80159.16.906-0_Plano Unilineal SE Elevadora

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