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Rev. Noviembre 2014

CENTRAL CMPC CORDILLERA ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS

Informe

II

INDICE

1. INTRODUCCION ............................................................................................................................... 1

2. CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA .................................................................................................... 1

3. ANTECEDENTES TÉCNICOS .......................................................................................................... 3

3.1. Características de Líneas de Transmisión ........................................................................................... 3

3.1.1. Línea de 110 kV Maipo – Cordillera ..................................................................................................... 3

3.2. Características de Transformadores ................................................................................................... 3

3.2.1. Transformador N°3 110/11.5 kV de la central ...................................................................................... 3

3.2.2. Transformador N°1 110/6.3 kV a sector Oriente .................................................................................. 4

3.2.3. Transformador N°2 110/6.3 kV a sector Poniente ............................................................................... 4

3.2.4. Transformador 44/6.3 kV El Raco ....................................................................................................... 4

3.2.5. Transformador 44/6.3 kV Carena ........................................................................................................ 4

3.3. Turbogas de CMPC ............................................................................................................................ 5

3.4. Características de los Interruptores ..................................................................................................... 6

4. CORTOCIRCUITOS TOTALES EN BARRAS ................................................................................... 6

4.1. Cortocircuitos en la situación actual ..................................................................................................... 8

4.1.1. Cortocircuitos trifásicos ........................................................................................................................ 8

4.1.2. Cortocircuitos monofásicos a tierra ...................................................................................................... 8

4.1.3. Cortocircuitos bifásicos a tierra ............................................................................................................ 9

4.2. Cortocircuitos con el turbogas de CMPC ............................................................................................. 9

4.2.1. Cortocircuitos trifásicos ........................................................................................................................ 9

4.2.2. Cortocircuitos monofásicos a tierra .................................................................................................... 10

4.2.3. Cortocircuitos bifásicos a tierra .......................................................................................................... 10

4.3. Cortocircuitos máximos y aumento por conexión de la ampliación .................................................... 11

5. VERIFICACIÓN DE CAPACIDAD DE RUPTURA ........................................................................... 12

5.1.1. Situación antes de la conexión de la Central ..................................................................................... 12

5.1.2. Situación después de la conexión de la Central ................................................................................ 13

5.1.3. Conclusiones .................................................................................................................................... 13

1

CENTRAL CMPC CORDILLERA

ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS

INFORME

1. INTRODUCCION

CMPC PAPELES CORDILLERA S.A. está desarrollando el proyecto de instalación de una central con una turbina a gas de 50 MW en su planta de Puente Alto. Esta central está conectada a la subestación Cordillera de su propiedad en Puente Alto, la que a su vez se conecta a la subestación Maipo de Colbún mediante una línea de 110 kV de aproximadamente 20.2 km. de longitud y que a 6 km de la subestación Puente Alto, se conecta la subestación Pirque de propiedad de Transnet, con una potencia instalada de 10.2 MVA.

Por este motivo CMPC PAPELES CORDILLERA S.A.ha solicitado a ElectroNet la realización de un estudio que comprende los siguientes puntos:

Cortocircuitos totales en barras: Se trata del cálculo de niveles de cortocircuito trifásico, monofásico a tierra y bifásico a tierra en las barras del sistema de estudio, para los casos antes y después de la puesta en servicio del turbogas de la Central.

Capacidad de Ruptura: En este caso se calculan los niveles de cortocircuito máximo al que estarán expuestos los interruptores del sistema en condiciones normales de operación.

En el presente informe se entregan los resultados obtenidos para los puntos anteriores. Para el desarrollo de este estudio se consideró como caso de análisis un escenario de generación correspondiente a mediados de 2015.

Para modelación del sistema y las simulaciones de cortocircuito se utilizó el programa DIgSILENT PowerFactory v.15.1.4.

2. CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA

El turbogas de la central de CMPC está conectada a la barra de 110 kV de la subestación Cordillera a través de un transformador de 110/11.5 kV de 60 MVA y conexión Ynd11. Esta subestación, a su vez, está conectada al sistema mediante una línea de 110 kV, de aproximadamente 20.2 km, en la subestación Maipo de Colbún. En la figura siguiente se muestra un diagrama con la configuración del sistema en estudio.

2

Barra TG, 11.5kV

Carena, 6.3kV

Carena, 44kV

El Raco 44 kV

Subestación Cordillera 110 kV

Maipo 110 kV

Maipo 220 kV

Alto Jahuel 220 kV

Barra 6.3 kV, CordilleraBarra 6.3 kV, Tissue

Sector Poniente, barra 2 de 6.3 kV

Sector Oriente, barra 1 de 6.3 kV, Maq. Pap. 20

CMPC

ElectroNet

PowerFactory 15.1.4

PROYECTO TURBOGAS

UNILINEAL

Project:

Graphic: CMPC-Pap

Date: 26/08/2014

Annex:

SG~

SG ~

SG ~

DIg

SIL

EN

T

3

3. ANTECEDENTES TÉCNICOS

A continuación se entregan los valores de los parámetros eléctricos de las instalaciones de la central considerados en el estudio, suministrados por CMPC PAPELES CORDILLERA S.A.

Los antecedentes técnicos del resto de las instalaciones del SIC corresponden a la base de datos oficial del CDEC-SIC y a informaciones técnicas entregadas por CMPC PAPELES CORDILLERA S.A.

3.1. Características de Líneas de Transmisión

Los parámetros eléctricos de la línea de la zona en estudio son los siguientes:

Los factores de compensación de secuencia cero (k0) y su ángulo, que aparecen en las tablas posteriores, se calculan de acuerdo a la ecuación:

1

3

10

1

0

Z

Zk

3.1.1. Línea de 110 kV Maipo – Cordillera

Nombre Long

[km]

R1

[Ω-pri]

X1

[Ω-pri]

Ro

[Ω-pri]

Xo

[Ω-pri]

Ang

[°] k0

k0Ang

[°]

Maipo – Pirque 14.2 4.99 6.23 5.73 23.30 51.28 0.714 36.25

Pirque – Puente Alto 6.0 2.11 2.63 2.42 9.86 51.28 0.714 36.25

El Raco – Carena 45.0 14.85 15.75 21.51 72.00 46.68 .872 36.56

3.2. Características de Transformadores

Los transformadores considerados dentro del estudio poseen las siguientes características.

3.2.1. Transformador N°3 110/11.5 kV de la central

S Nom AT-MT 60 MVA

V Nom AT

MT

110

11.5

kV

kV

Cambiador de taps AT 2 x ±2.5%

Conexión Yn d11

Z1 AT-MT 10.0 %

Z0 AT-MT 10.0 %

4

3.2.2. Transformador N°1 110/6.3 kV a sector Oriente

S Nom 28.0 MVA

V Nom AT

BT

110.0

6.3

kV

kV

Cambiador de taps BT 8 x ±1.25%

Conexión Dyn1

Z1 9.55 %

Z0 9.55 %

3.2.3. Transformador N°2 110/6.3 kV a sector Poniente

S Nom 28.0 MVA

V Nom AT

BT

110.0

6.3

kV

kV


Conexión Dyn1

Z1 8.28 %

Z0 8.28 %

3.2.4. Transformador 44/6.3 kV El Raco

S Nom 10.0 MVA

V Nom AT

BT

44.0

6.3

kV

kV


Conexión Ynd1

Z1 8.90 %

Z0 8.90 %

3.2.5. Transformador 44/6.3 kV Carena

S Nom 12.0 MVA

V Nom AT

BT

44.0

6.3

kV

kV


Conexión Ynd1

Z1 7.38 %

Z0 7.38 %

5

3.3. Turbogas de CMPC

Los parámetros eléctricos de la unidad generadora, que fueron considerados para el presente estudio, corresponden a los siguientes:

S Nom 62.35 MVA

Factor de potencia 0.85

V Nominal 11.5 kV

Conexión Yn

Resistencia de puesta a tierra 607.0*

xd 1.940 0/1

xd’ 0.224 0/1

Xd” 0.158 0/1

Xd” saturada 0.128 0/1

xq 1.850 0/1

xq’ 0.383 0/1

xq’’ 0.173 0/1

x0 0.087 0/1

x2 0.126 0/1

Td0’ 6.707 0/1

Td0” 0.042 0/1

Tq0’ 2.500 0/1

Tq0” 0.150 0/1

T constante de inercia (ref. a P=53 MW) 1.190 S.

Generador puesto a tierra a través de transformador de distribución de

razón 13.2:√3/0.240 con una resistencia de 0.602 ohms en el secundario,

que equivale a una resistencia de 607 ohms primarios

6

3.4. Características de los Interruptores

Subestación Paño Interruptor Tensión Simétrica Asimétrica

kV

Maipo Salida Línea 52H1 110 25 33,8

AT de transformador 52HT 110 40 64

BT de transformador 52CT1 13,2 12,5 20

BT de transformador 52CT → ¿52CT2? 13,2 6 9,6

Alimentadores 52C1 a 52C3 13,2 12,5 20

Llegada línea 52H1 110 40 64

AT transf. Gen. 52HT3 110 40 64

SS/AA de Gen. 52CT1 6,3 41 69

SS/AA de Gen. 52CT2 6,3 41 69

Barra 6,3 kV Oriente 52S1 a 52S22 6,3 40 64

Barra 6,3 kV Poniente 52C1 a 52C6 6,3 40 64

Planta Tissue 52C1 a 52C8 6,3 40 64

Planta Cordillera 52C1 a 52C13 6,3 40 64

Genenerador 52G1 11,5 50 80

SS/AA Central 52C1 y 52 C2 11,5 50 80

El Raco Línea a Carena 52F 44 40

Carena Línea a EL Raco 52FT 44 31,5 45,2

Lado 6.3 kV trafo 52DT 6,3 31,5 43,2

Generador 2 52G2 6,3 31,5 44,8

Generadores 1,3 y 4 52G1, 52G3 y 52G4 6,3 24 34,2

Pirque

Central Carena

Capacidad Ruptura

CMPC Pte Alto

4. CORTOCIRCUITOS TOTALES EN BARRAS

A continuación se indican los niveles de cortocircuito en las barras del sistema comprendido entre Maipo 110 kV y las barras de 6.3 kV de las instalaciones de CMPC PAPELES CORDILLERA, incluyendo las instalaciones de la central Carena, en la situación previa e inmediatamente posterior a la puesta en servicio del turbogas.

El estudio se realizó de acuerdo al procedimiento de la DO elaborado para el cálculo de cortocircuitos. De acuerdo a los términos indicados en dicho procedimiento se realizaron fallas trifásicas, monofásicas a tierra y bifásicas a tierra en las barras del sistema. No se incluyó el cálculo de las fallas bifásicas aisladas de tierra debido a que su nivel máximo corresponde a √3/2 x Icc3f y por lo tanto no influye en la determinación de la capacidad de ruptura. Para cada una de estas fallas se calcularon las siguientes componentes de corriente de cortocircuito.

7

"kI : Corriente de cortocircuito simétrica inicial (r.m.s)

pI : Corriente de cortocircuito máxima instantánea (peak)

simbI : Corriente de cortocircuito simétrica de interrupción con apertura en 40ms (r.m.s.)

asimbI : Corriente de cortocircuito asimétrica de interrupción con apertura en 40ms (r.m.s.)

kI : Corriente de cortocircuito en régimen permanente (r.m.s).

0I3 : Componente residual de la corriente de cortocircuito

X/R : Razón reactancia-resistencia en el punto de falla, para calcular la componte continua

En las tablas de las páginas siguientes, se indican los valores de cortocircuitos en cada barra, antes y después de la conexión del turbogas a la barra de 110 kV de la subestación Cordillera de CMPC, agrupados por tipo de cortocircuito.

8

4.1. Cortocircuitos en la situación actual

4.1.1. Cortocircuitos trifásicos

Ik" ip Ib Ib_asy Ik X/R_b

S/E kV kA kA kA kA kA

Maipo 110 2,708 7,261 2,708 2,889 2,700 25,519

Pirque 110 2,198 4,966 2,197 2,197 2,191 5,650

Pirque 13,2 3,710 9,202 3,710 3,713 3,710 10,370

Pte Alto 110 2,030 4,385 2,029 2,029 2,024 4,545

Barra Gen 11,5 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

ssaa 11,5 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

Barra Princ Oriente 6,3 16,305 40,046 16,305 16,313 16,305 9,566

Barra Princ Poniente 6,3 19,342 46,210 19,320 19,321 19,292 7,762

Tissue 6,3 19,342 46,210 19,320 19,321 19,292 7,762

Cordillera 6,3 19,342 46,210 19,320 19,321 19,292 7,762

Al.Carena 44 1,405 3,460 1,387 1,387 1,402 8,621

Carena 44 1,182 2,698 1,104 1,104 1,180 4,936

Central Carena 6,3 8,952 21,216 7,543 7,543 8,942 6,715

4.1.2. Cortocircuitos monofásicos a tierra

Ik" ip Ib Ib_asy Ik 3*I0 X/R_b

S/E kV kA kA kA kA kA kA

Maipo 110 2,792 7,487 2,792 3,962 2,792 2,792 36,972

Pirque 110 1,894 4,280 1,894 1,934 1,894 1,894 6,514

Pirque 13,2 3,981 9,876 3,981 4,636 3,981 3,981 14,556

Pte Alto 110 1,664 3,596 1,664 1,680 1,664 1,664 5,406

Barra Gen 11,5 - - - - - - -

ssaa 11,5 - - - - - - -

Barra Princ Oriente 6,3 0,333 0,818 0,333 0,333 0,333 0,333 0,017

Barra Princ Poniente 6,3 0,333 0,795 0,333 0,333 0,333 0,333 0,015

Tissue 6,3 0,333 0,795 0,333 0,333 0,333 0,333 0,015

Cordillera 6,3 0,333 0,795 0,333 0,333 0,333 0,333 0,015

Al.Carena 44 1,558 3,839 1,558 1,683 1,558 1,558 10,110

Carena 44 1,466 3,346 1,466 1,491 1,466 1,466 6,199

Central Carena 6,3 13,018 30,851 13,018 13,676 13,018 13,018 8,490

9

4.1.3. Cortocircuitos bifásicos a tierra



Maipo 110 2,781 7,456 2,781 4,271 2,781 2,877 64,989

Pirque 110 2,107 4,760 2,107 2,172 2,107 1,661 7,282

Pirque 13,2 3,967 9,841 3,967 5,302 3,967 4,290 26,925

Pte Alto 110 1,930 4,170 1,930 1,962 1,930 1,407 6,152

Barra Gen 11,5 - - - - - - -

ssaa 11,5 - - - - - - -



Tissue 6,3 16,874 40,314 16,874 16,874 16,874 0,166 0,005

Cordillera 6,3 16,874 40,314 16,874 16,874 16,874 0,166 0,005

Al.Carena 44 1,514 3,730 1,514 1,684 1,514 1,718 11,769

Carena 44 1,428 3,259 1,428 1,472 1,428 1,865 7,258

Central Carena 6,3 13,578 32,179 13,578 14,138 13,578 21,959 7,933

4.2. Cortocircuitos con el turbogas de CMPC

4.2.1. Cortocircuitos trifásicos

Ik" ip Ib Ib_asy Ik X/R_b

S/E kV kA kA kA kA kA

Maipo 110 3,952 9,988 3,854 3,861 3,945 11,227

Pirque 110 3,668 8,576 3,502 3,502 3,662 6,747

Pirque 13,2 4,035 10,149 4,035 4,044 4,035 11,672

Pte Alto 110 3,602 8,479 3,397 3,397 3,596 6,741

Barra Gen 11,5 38,296 95,155 29,499 29,543 38,261 10,313

ssaa 11,5 38,296 95,155 29,499 29,543 38,261 10,313

Barra Princ Oriente 6,3 20,309 53,383 20,309 20,769 20,309 18,583

Barra Princ Poniente 6,3 24,313 62,360 24,292 24,406 24,278 13,376

Tissue 6,3 24,313 62,360 24,292 24,406 24,278 13,376

Cordillera 6,3 24,313 62,360 24,292 24,406 24,278 13,376

Al.Carena 44 1,500 3,814 1,482 1,484 1,498 10,815

Carena 44 1,217 2,764 1,140 1,140 1,216 4,793

Central Carena 6,3 9,112 21,551 7,702 7,703 9,106 6,629

10

4.2.2. Cortocircuitos monofásicos a tierra



Maipo 110 4,004 10,120 4,004 4,649 4,004 4,004 14,371

Pirque 110 3,654 8,542 3,654 3,802 3,654 3,654 7,886

Pirque 13,2 4,213 10,596 4,213 5,077 4,213 4,213 16,901

Pte Alto 110 3,831 9,017 3,831 4,045 3,831 3,831 8,801

Barra Gen 11,5 0,012 0,030 0,012 0,012 0,012 0,012 0,000

ssaa 11,5 0,012 0,030 0,012 0,012 0,012 0,012 0,000



Tissue 6,3 0,333 0,855 0,333 0,333 0,333 0,333 0,012

Cordillera 6,3 0,333 0,855 0,333 0,333 0,333 0,333 0,012

Al.Carena 44 1,630 4,145 1,630 1,827 1,630 1,630 12,247

Carena 44 1,500 3,405 1,500 1,523 1,500 1,500 6,049

Central Carena 6,3 13,224 31,278 13,224 13,865 13,224 13,224 8,370

4.2.3. Cortocircuitos bifásicos a tierra

Ik" ip Ib Iasy Ik 0 X/R


Maipo 110 4,010 10,133 4,010 4,673 4,010 4,203 14,616

Pirque 110 3,702 8,654 3,702 3,879 3,702 3,843 8,322

Pirque 13,2 4,231 10,641 4,231 5,830 4,231 4,438 31,426

Pte Alto 110 3,866 9,099 3,866 4,297 3,866 4,380 11,750

Barra Gen 11,5 30,378 75,482 30,378 30,378 30,378 0,007 -0,018

ssaa 11,5 30,378 75,482 30,378 30,378 30,378 0,007 -0,018



Tissue 6,3 20,945 53,719 20,945 20,945 20,945 0,168 0,004

Cordillera 6,3 20,945 53,719 20,945 20,945 20,945 0,168 0,004

Al.Carena 44 1,586 4,032 1,586 1,812 1,586 1,767 13,383

Carena 44 1,463 3,323 1,463 1,506 1,463 1,895 7,140

Central Carena 6,3 13,796 32,630 13,796 14,348 13,796 22,283 7,856


11

4.3. Cortocircuitos máximos y aumento por conexión de la

ampliación

La tabla siguiente se ha confeccionado con los datos de las tablas anteriores e indica el valor del cortocircuito máximo simétrico y asimétrico en cada barra para el caso con ampliación y sin ampliación, así como el aumento que experimenta cada tipo de cortocircuito, respecto del caso previo a la ampliación de la central, de acuerdo a la siguiente formula:

100)(

)()((%)

sin

sin

Centralla

CentrallaCentrallacon

CCMax

CCMaxCCMaxAumento

Ik" ip Ib Iasy Ik

S/E kA kA kA kA kA

Maipo 110 43,6% 35,4% 43,6% 17,3% 38,8%

Pirque 110 68,5% 74,3% 68,5% 73,5% 68,5%

Pirque 13,2 6,3% 7,7% 6,3% 9,5% 6,3%

Pte Alto 110 90,5% 107,5% 90,5% 99,9% 90,5%

Barra Gen 11,5 - - - - -

ssaa 11,5 - - - - -

Barra Princ Oriente 6,3 24,6% 33,3% 24,6% 24,6% 27,3%

Barra Princ Poniente 6,3 25,7% 34,9% 25,7% 25,8% 26,3%

Tissue 6,3 25,7% 34,9% 25,7% 25,8% 26,3%

Cordillera 6,3 25,7% 34,9% 25,7% 25,8% 26,3%

Al.Carena 44 4,6% 8,0% 4,6% 8,6% 4,6%

Carena 44 2,3% 1,8% 2,3% 2,1% 2,3%

Central Carena 6,3 1,6% 1,4% 1,6% 1,4% 1,6%

En la tabla anterior se han destacado en color rojo aquellas barras que sufren un incremento del nivel de cortocircuito mayor al 3.0%.

Como se puede apreciar, la conexión de la central produce incrementos fuertes en los niveles máximos de cortocircuito en el nivel de 110 kV de la zona en estudio, moderados en el resto de las instalaciones de CMPC, leves en la salida a la central Carena y en baja tensión de la S/E Pirque y mínimos en las instalaciones de la central Carena.


12

5. VERIFICACIÓN DE CAPACIDAD DE RUPTURA

De acuerdo a los criterios de verificación, dispuestos en el procedimiento de la DO del CDC-SIC, los interruptores estarán adecuadamente dimensionados si se cumplen las siguientes condiciones para los cortocircuitos en barra:

interrsimruptI )( maxsimbIMax

interrasimruptI )( asimbIMax

Donde Max (Ix) es la mayor corriente de cortocircuito correspondiente entre los tres tipos de falla calculados en la barra.

En las tablas siguientes se comparan las capacidades de ruptura de los interruptores en la zona en estudio con los cortocircuitos máximos en las barras correspondientes.

5.1.1. Situación antes de la conexión de la Central

Subestación Paño Interruptor Tensión Ib Iasy Simétrica Asimétrica Simétrica Asimétrica

kV kA kA

Maipo Salida Línea 52H1 110 2,792 4,271 25 33,8 √ √

AT de transformador 52HT 110 2,197 2,197 40 64 √ √

BT de transformador 52CT1 13,2 3,981 5,302 12,5 20 √ √

BT de transformador 52CT → ¿52CT2? 13,2 3,981 5,302 6 9,6 √ √

Alimentadores 52C1 a 52C3 13,2 3,981 5,302 12,5 20 √ √

Llegada línea 52H1 110 2,029 2,029 40 64 √ √

AT transf. Gen. 52HT3 110 - - 40 64 - -

SS/AA de Gen. 52CT1 6,3 16,305 16,305 41 69 √ √

SS/AA de Gen. 52CT2 6,3 19,320 19,292 41 69 √ √

Barra 6,3 kV Oriente 52S1 a 52S22 6,3 16,305 16,313 40 64 √ √

Barra 6,3 kV Poniente 52C1 a 52C6 6,3 19,320 19,321 40 64 √ √

Planta Tissue 52C1 a 52C8 6,3 19,320 19,321 40 64 √ √

Planta Cordillera 52C1 a 52C13 6,3 19,320 19,321 40 64 √ √

Genenerador 52G1 11,5 - - 50 80 - -

SS/AA Central 52C1 y 52 C2 11,5 - - 50 80 - -

El Raco Línea a Carena 52F 44 1,558 1,684 40 √ √

Carena Línea a EL Raco 52FT 44 1,466 1,491 31,5 45,2 √ √

Lado 6.3 kV trafo 52DT 6,3 13,578 14,138 31,5 43,2 √ √

Generador 2 52G2 6,3 13,578 14,138 31,5 44,8 √ √

Generadores 1,3 y 4 52G1, 52G3 y 52G4 6,3 13,578 14,138 24 34,2 √ √

Capacidad Ruptura

Pirque

CMPC Pte Alto

Central Carena

Cumplimiento


13

5.1.2. Situación después de la conexión de la Central

Subestación Paño Interruptor Tensión Ib Iasy Simétrica Asimétrica Simétrica Asimétrica

kV kA kA

Maipo Salida Línea 52H1 110 4,010 4,673 25 33,8 √ √

AT de transformador 52HT 110 3,702 3,879 40 64 √ √

BT de transformador 52CT1 13,2 4,231 5,830 12,5 20 √ √

BT de transformador 52CT → ¿52CT2? 13,2 4,231 5,830 6 9,6 √ √

Alimentadores 52C1 a 52C3 13,2 4,231 5,830 12,5 20 √ √

Llegada línea 52H1 110 3,866 4,297 40 64 √ √

AT transf. Gen. 52HT3 110 3,866 4,297 40 64 - √

SS/AA de Gen. 52CT1 6,3 20,309 20,769 41 69 √ √

SS/AA de Gen. 52CT2 6,3 24,292 24,406 41 69 √ √

Barra 6,3 kV Oriente 52S1 a 52S22 6,3 20,309 20,769 40 64 √ √

Barra 6,3 kV Poniente 52C1 a 52C6 6,3 24,292 24,406 40 64 √ √

Planta Tissue 52C1 a 52C8 6,3 24,292 24,406 40 64 √ √

Planta Cordillera 52C1 a 52C13 6,3 24,292 24,406 40 64 √ √

Genenerador 52G1 11,5 30,378 30,378 50 80 √ √

SS/AA Central 52C1 y 52 C2 11,5 30,378 30,378 50 80 √ √

El Raco Línea a Carena 52F 44 1,630 1,827 40 √ √

Carena Línea a EL Raco 52FT 44 1,500 1,523 31,5 45,2 √ √

Lado 6.3 kV trafo 52DT 6,3 13,796 14,348 31,5 43,2 √ √

Generador 2 52G2 6,3 13,796 14,348 31,5 44,8 √ √

Generadores 1,3 y 4 52G1, 52G3 y 52G4 6,3 13,796 14,348 24 34,2 √ √

Capacidad Ruptura Cumplimiento

Pirque

CMPC Pte Alto

Central Carena

5.1.3. Conclusiones

Como puede apreciarse en las tablas anteriores, la totalidad de los interruptores de la zona resisten holgadamente los cortocircuitos máximos simétricos y asimétricos que pueden presentarse en cada una de las barras.


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Rev. 20 Noviembre 2014

CENTRAL CMPC CORDILLERA ESTUDIO DE AJUSTES Y COORDINACION DE PROTECCIONES

PUESTA EN SERVICIO TRANSFORMADOR CENTRAL TERMICA

Informe

II

ÍNDICE

A ANTECEDENTES .............................................................................................................................. 1

B OBJETIVO DE LOS ESTUDIO .......................................................................................................... 1

C CONFIGURACION Y ANTECEDENTES TECNICOS ....................................................................... 2

C.1 Configuración del Sistema ..................................................................................................................... 2

C.1 Esquemas de protecciones definitivas del transformador de 60 MVA. .......................................... 2

C.2 Líneas de transmisión ........................................................................................................................... 3

C.3 Transformadores .................................................................................................................................. 3

C.4 Escenarios de Operación en Sistema CMPC ......................................................................................... 5

C.5 Ajustes Actuales de las Protecciones Existentes en el Sistema en Estudio ................................................ 5 C.5.a S/E Maipo.................................................................................................................................... 5 C.5.b S/E Pirque ................................................................................................................................... 6 C.5.a S/E Cordillera ............................................................................................................................. 7 C.5.a S/E El Raco (CMPC) ................................................................................................................. 9 C.5.b S/E Carena............................................................................................................................... 11

D PROTECCIONES CONSIDERADAS EN EL ESTUDIO .................................................................. 13

E CRITERIOS UTILIZADOS EN LA ESPECIFICACION DE AJUSTE ................................................ 13

E.1 S/E Cordillera ...................................................................................................................................... 14 E.1.a Línea hacia Pirque y Maipo (DPU 2000R) ................................................................................. 14 E.1.b Transformador T3 de 110/11.5 kV (RET 670) ........................................................................... 14 E.1.c Transformador T3 de 110/11.5 kV (REF 615) ........................................................................... 15 E.1.d Transformador T4 de SS/AA de11.5/3.3 kV .............................................................................. 15 E.1.e Transformador T4 de SS/AA de11.5/0.4 kV .............................................................................. 15

F ESPECIFICACIÓN DE AJUSTES .................................................................................................... 16

F.1 S/E Cordillera ...................................................................................................................................... 16 F.1.a Línea hacia Pirque y Maipo (DPU 2000R) ................................................................................. 16 F.1.b Transformador T3 de 110/11.5 kV (RET 670) ........................................................................... 16 F.1.c Transformadores T4 y T5 de 11.5/3.3 y 11.5/0.4 kV .................................................................. 19

G VERIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LAS PROTECCIONES .................................................. 19

G.1 Escenario de Operación Normal .......................................................................................................... 21 Cortocircuitos Trifásicos ............................................................................................................................ 21 Cortocircuitos Monofásicos ....................................................................................................................... 21 Cortocircuitos Monofásicos con RF=25 Ω ................................................................................................. 22

H COMENTARIOS Y OBSERVACIONES ........................................................................................... 22

III

ANEXO A ........................................................................................................................................................ 24

S/E Maipo ...................................................................................................................................................... 25

S/E El Raco .................................................................................................................................................... 25

S/E Carena .................................................................................................................................................... 26

ANEXO B ........................................................................................................................................................ 27

Tramo de Maipo a CMPC 110 kV.................................................................................................................... 28

Tramo de CMPC 110 kV a T3 ......................................................................................................................... 29

Tramo de CMPC 110 kV a T1 y T2 ................................................................................................................. 29

Tramo de CMPC T2 a El Raco y Carena ......................................................................................................... 30

Tramo de Carena a El Raco ............................................................................................................................ 31


1

CENTRAL CMPC CORDILLERA

ESTUDIO DE AJUSTES Y COORDINACION DE PROTECCIONES

PUESTA EN SERVICIO

TRANSFORMADOR CENTRAL TERMICA

Informe

A ANTECEDENTES

CMPC PAPELES CORDILLERA S.A. está desarrollando el proyecto de instalación de una central con una turbina a gas de 50 MW en su planta de Puente Alto. Esta central está conectada a la barra de 110 kV de la subestación Cordillera de su propiedad en Puente Alto, la que a su vez se conecta a la subestación Maipo de Colbún mediante una línea de 110 kV de aproximadamente 20.2 km. de longitud y que a 6 km de la subestación Puente Alto, se conecta la subestación Pirque de propiedad de Transnet, con una potencia instalada de 10.2 MVA.

El generador de 62.35 MVA en 11.5 kV se conecta a la barra de 110 kV mediante un transformador 110/11.5 kV de 60 MVA.

Por este motivo CMPC PAPELES CORDILLERA S.A.ha solicitado a ElectroNet la realización de un estudio para determinar los ajustes necesarios para las pruebas y puesta en servicio del transformador de 60 MVA.

En este documento se presentan los ajustes de las protecciones del transformador determinados para las pruebas y puesta en servicio de dicho transformador, junto con la revisión de la coordinación con las protecciones del resto del sistema comprendido entre las subestaciones Maipo 110 kV y Cordillera, para un escenario de análisis de fines de 2014 e indicando las modificaciones en los actuales ajustes de las protecciones que fueran necesarios.

B OBJETIVO DE LOS ESTUDIO

El objetivo de este estudio es especificar los ajustes de las protecciones del transformador que se instalarán.

Se proponen además las modificaciones que fueran necesarias en los actuales ajustes del sistema, para que éstos garanticen una operación rápida y selectiva ante fallas en distintos puntos del sistema.


2

C CONFIGURACION Y ANTECEDENTES TECNICOS

Los estudios se han desarrollado con el módulo de protecciones del programa Power Factory v15.1.4 de DIgSILENT. La base de datos oficial del CDEC-SIC se completó con el detalle de las instalaciones de CMPC – PAPELES CORDILLERA.

C.1 Configuración del Sistema

La zona en estudio corresponde al área comprendida entre la subestaciones Maipo y Papeles Cordillera, cuya configuración se indica en el diagrama siguiente.

Barra TG, 11.5kV

Carena, 6.3kV

Carena, 44kV

El Raco 44 kV

Subestación Cordillera 110 kV

Maipo 110 kV

Maipo 220 kV

Alto Jahuel 220 kV

Barra 6.3 kV, CordilleraBarra 6.3 kV, Tissue

Sector Poniente, barra 2 de 6.3 kV

Sector Oriente, barra 1 de 6.3 kV, Maq. Pap. 20

CMPC ElectroNet

PowerFactory 15.1.4

PROYECTO TURBOGAS

UNILINEAL

Project:

Graphic: CMPC-Pap

Date: 26/08/2014

Annex:

R. E.E. PirqueCarga R

CDCCCM

SG ~

Ge

n C

are

na

(1)

Ge

n C

are

na

SG ~

Ge

n C

are

na

Ge

n C

are

na

cmpc-Chimolsa

cmpc-MP16

cmpc-MP17(1)cmpc-Sanit

cmpc-Inst.

cmpc-CCEE-Tis

cmpc-MP17cmpc-Conver.

cmpc-MP16(1)cmpc-Admin. cmpc-PRP

cmpc-Sala MP8

cmpc-Papel Viejocmpc-Abatcmpc-Maest y Lab Teccmpc-40/..

cmpc-MP14

cmpc-MP8

cmpc-CCEE-Cord

cmpc-DAVcmpc-Pta Efluencmpc-Aux MP20cmpc-MP10cmpc-Compres

cmpc-Pta Diltscmpc-SS/AAcmpc-L.Victcmpc-Convercmpc-MP7

cmpc-Bomba vacío(1)cmpc-Agitad. UP60cmpc-Ref. 060cmpc-Ref. 119cmpc-Disp. HTDcmpc-CCEE-MP20

cmpc-Motor BT(1)cmpc-Servicioscmpc-Bobinadora

cmpc-Ref. 120cmpc-Ref. 118cmpc-UP90cmpc-Motor BT(2)cmpc-Motor BTcmpc-Accionamiento cmpc-Ref. 061 cmpc-Bomba vacío cmpc-Bomba vacío(2)

DIg

SIL

EN

T

C.1 Esquemas de protecciones definitivas del transformador de 60 MVA.

A continuación se indican las nuevas protecciones del proyecto con las funciones que se considera habilitar.

Protección de transformador ABB modelo RET670. o Función Diferencial de fases (87) o Función Diferencial restringida (87N) o 2 funciones direccionales de sobrecorriente de fase y residual, lado 110 kV (67/67N) o 2 funciones direccionales de sobrecorriente de fase y residual, lado 11.5 kV (67/67N) o Función de respaldo de interruptor (50BF)

Protección de transformador ABB modelo RET670. o 2 funciones direccionales de sobrecorriente de fase y residual, lado 110 kV (67/67N) o Función de respaldo de interruptor (50BF)


3

Además se considera relés de sobrecorriente en el lado de 11.5 kV de los transformadores de servicios auxiliares, cuyos ajustes se definen en forma genérica por no conocerse aún el tipo de dichas protecciones.

C.2 Líneas de transmisión

En la tabla siguiente se indica el conductor y los parámetros de las líneas a Maipo y Carena modeladas para la zona de estudio.

Características de las líneas de 110 y 44 kV del sistema Maipo – CMPC – Carena

Línea Conductor Longitud R1 X1 B1 R0 X0

km Ω/km Ω/km μs/km Ω/km Ω/km

Maipo - Pirque ACAR 900 MCM 14,18 0,352 0,439 2,800 0,404 1,643

Pirque - Cordillera ACSR 636 MCM 6,00 0,352 0,439 2,800 0,404 1,643

Cordillera - Carena AASC 700 MCM 45,00 0,330 0,405 2,767 0,478 1,600

C.3 Transformadores

En las siguientes tablas se indican los parámetros utilizados en la modelación de los transformadores ubicados en la zona de estudio.

P Nom 60 MVA (ONAN)

V Nom AT 230 kV

BT 115 kV

Maipo Conexión YNyn0(d)

AT-BT Z1 12,1 % base 60 MVA

Z0 10,7 % base 60 MVA

P Nom 4,0 - 5,0 MVA (ONAN-ONAF)

V Nom AT 110 kV

BT 13,2 kV

Pirque Conexión Dyn1


Z0 8,32 % base 4 MVA

P Nom 60 MVA

V Nom AT 110 kV

BT 11,5 kV

Cordillera Conexión YNd11

T3 AT-BT Z1 10 % base 60 MVA

Z0 10 % base 60 MVA


4

P Nom 22,5 - 28 MVA (ONAN-ONAF)

V Nom AT 110 kV

BT 6,3 kV

Cordillera Conexión Dyn1 R at = 12 Ω

T1 AT-BT Z1 9,56 % base 28 MVA

Z0 9,91 % base 28 MVA

P Nom 22,5 - 28 MVA (ONAN-ONAF)

V Nom AT 110 kV

BT 6,3 kV

Cordillera Conexión Dyn1 R at = 12 Ω

T2 AT-BT Z1 8,28 % base 28 MVA

Z0 9,32 % base 28 MVA

P Nom 10 MVA (ONAN)

V Nom AT 44 kV

BT 6,3 kV

EL RACO Conexión YNd1


Z0 8,9 % base 10 MVA

P Nom 12 MVA (ONAN)

V Nom AT 44 kV

BT 6,3 kV

CARENA Conexión YNd1


Z0 7,38 % base 12 MVA

2 MVA (ONAN)

V Nom AT 11,5 kV

BT 3,3 kV

SSAA 1 Conexión Dyn1 R bt = 10,5 Ω


Z0 5,5 % base 2 MVA

44/62 MVA (ONAN/ONAF)

V Nom AT 220 kV

BT 13.2 kV

SSAA 2 Conexión Dyn1 R bt = 38.4 Ω

AT-BT Z1 12 % base 2 MVA

Z0 10.2 % base 2 MVA

P Nom

P Nom


5

C.4 Escenarios de Operación en Sistema CMPC

En la verificación de la coordinación se ha considerado solamente el escenario de operación en condición de demanda máxima.

C.5 Ajustes Actuales de las Protecciones Existentes en el Sistema en Estudio

Los actuales ajustes de las protecciones existentes en el sistema en estudio corresponden a los informados a ElectroNet como antecedentes para el desarrollo del estudio y los de la subestación Pirque, corresponden a la información oficial publicada por el CDEC-SIC.

C.5.a S/E Maipo

Línea a Pirque y Cordillera

Relé GE DLP

TTCC: 300/5

TTPP: 115000:√3 / 115:√3

Protección de Distancia de Fase y Tierra

Fase Tiempo Tierra Tiempo

Característica Mho Reactancia

(Z, Ang) (X, Ang)

ZONA Z1 0.55 ∟90° 0.0 seg 0.55 ∟90° 0.0 seg

ZONA Z2 0.83 ∟90° 0.4 seg 0.83 ∟90° 0.4 seg

ZONA Z3 3.96 ∟90° 3.0 seg 3.96 ∟90° 3.0 seg

ZONA Z4 Reversa -0.46 ∟90° 2.0 seg -0.46 ∟90° 2.0 seg

Detector Mho 21N 10.92∟90°

Compesación residual (Z0/Z1) 2.7

Relé GE MDP

TTCC: 300/5

Protección de Sobrecorriente de Fase y Tierra

Fase Tierra

I> 6.0 A” (360 A’) 1.0 A” (60 A’)

Curva ANSI Inversa ANSI Inversa

Lever 1.6 3.0

I>> 36.0 A” (2160 A’) -

t>> 100.ms -


6

C.5.b S/E Pirque

Transformador 110/13.2 kV

Relé SEL 387

Lado 110 kV

TTCC:50/5

Lado 13.2 kV

TTCC: 300/5

Protección Diferencial

O87P 0.3 x tap

U87P 10.0 x tap

Slope 1 25 %

Slope 2 50 %

IRS1 3.0 x tap

PCT2 15 %

PCT5 35 %

Sobrecorriente, lado 110 kV

Fase Tierra

I > 3.50 A” (35.0 A’) 1.0 A” (10.0 A‘)

Curva IEC Long Inv. IEC Long Inv.

Lever 0.05 0.05

I >> 45.5 A” (455.0 A’) 20.0 A” (200.0 A’)

T >> 0.0 0.0

Sobrecorriente, lado 13.2 kV (trip sobre 52HT)

Fase Tierra

I > 4.75 A” (285.0 A’) -

Curva IEC Long Inv. -

Lever 0.05 -

I >> - 1.5 A” (90.0 A‘)

T >> - 20.0 s

Relé SEL RXE

TTCC:1000/1

Sobrecorriente, lado 13.2 kV (trip sobre 52CT)

Fase Tierra

I > 0.28 A” (280.0 A’) 0.07 A” (70.0 A’)

Curva IEC Very Inv. US U1 Inv

Lever 0.25 13.5

I >> - -

T >> - -


7

C.5.a S/E Cordillera

Línea a Pirque y Maipo

Relé SPAU 130C

TTPP: 115000:√3 / 115:√3

Protección de Sobre y Baja Tensión

V>/Vn

Tk>

V</Vn

V>1 Time Delay

90%

1.0 seg

120%

1.0 seg

Relé SPAU 110C

TTPP: 115000:√3 / 115:√3

Protección de Sobre Tensión Residual

Vo>/Vn

Tk>

V</Vn

V>1 Time Delay

10%

0.5 seg

30%

0.5 seg

Relé DPU 2000R

TTCC:400/5

Sobrecorriente

Fase Tierra

I > 3.80 A” (304.0 A’) 0.30 A” (24.0 A‘)

Curva ANSI Inverse ANSI Very Inverse

Lever 3.50 2.00

I >> 2.8 A” (224.0 A’) 2.0 A” (160.0 A’)

T >> 0.90 s 0.90 s

Sobrecorriente direccional

Fase Tierra

I >> 4.00 A” (320.0 A‘) -

T >> 10.0 s -


8

Transformador T1 (Máquina Papelera 20)

Relé TPU 2000R

Lado 110 kV

TTCC:200/5

Lado 6.3 kV

TTCC: 3000/5

TTCC neutro: 50/5


Idiff> 0.5

Idiff>> 6.0

Slope 50 %

2a Armónica 15 %

5a Armónica 35 %

Sobrecorriente lado 110 kV

Fase Tierra

I > 4.80 A” (192.0 A’) 1.00 A” (10.0 A‘)


Lever 3.40 1.00

I >> 4.20 A” (168.0 A’) 2.00 A” (20.0 A’)

T >> 0.70 s 0.70 s

Sobrecorriente lado 6.3 kV

Fase Tierra

I > 5.40 A” (3240.0 A’) 12.00 A” (120.0 A‘)


Lever 2.8 1.50

I >> 4.00 A” (2400.0 A’) 3.50 A” (35.0 A’)

T >> 0.50 s 0.50 s

Transformador T2 (Planta Térmica)

Relé TPU 2000R

Lado 110 kV

TTCC:200/5

Lado 6.3 kV

TTCC: 3000/5

TTCC neutro: 50/5


Idiff> 0.5

Idiff>> 6.0

Slope 50 %

2a Armónica 15 %

5a Armónica 35 %


9


Fase Tierra

I > 4.80 A” (192.0 A’) 1.00 A” (10.0 A‘)


Lever 3.40 1.00

I >> 4.20 A” (168.0 A’) 2.00 A” (20.0 A’)

T >> 0.70 s 0.70 s


Fase Tierra

I > 5.40 A” (3240.0 A’) 12.00 A” (120.0 A‘)


Lever 2.8 1.50

I >> 4.00 A” (2400.0 A’) 3.50 A” (35.0 A’)

T >> 0.50 s 0.50 s

C.5.a S/E El Raco (CMPC)

Línea a Carena y Transformador 44/6.3 kV, lado 44 kV

Relé RET 670

TTCC: 200/1

TTPP: 75900:√3 / 115:√3

Protección de Distancia de Fase y Tierra

Característica Cuadrilátera

Z1 Z2 Z3

X1 3.82 5.26 9.80

R1 3.60 4.95 9.24

X0 17.45 24.29 44.80

R0 5.21 7.25 13.37

RFPP 9.09 9.09 9.09

RFPE 16.97 16.97 16.97

Tiempo 0.00 0.40 1.20

Dirección FWD FWD FWD

Compesación residual k0 0.872 ∟36.2


Fase Tierra

Dirección FWD FWD

I > 0.75 A” (150.0 A‘) 0.15 A” (30.0 A‘)

Curva IEC Inverse IEC Inverse

Lever 0.07 0.45

I >> - 1.25 A” (250.0 A‘)

Tiempo - 0.30 s


10


Fase

Dirección None

I > 0.75 A” (150.0 A‘)

Curva IEC Very Inverse

Lever 0.40

Transformador 44/6.3 kV, lado 6.3 kV

Relé RET 670

TTCC: 1250/5


Fase

Dirección None

I > 4.0 A” (1000.0 A‘)

Curva IEC Inverse

Lever 0.30

Relé SEPAM S80

TTCC: 1250/5


Fase

Dirección None

I > 4.0 A” (1000.0 A‘)

Curva IEC Long Time Inverse

Lever 0.37

I >> 40.0 A” (10000.0 A‘)

Tiempo 0.10 s

Relé GEC VDG

Sobretensión lado 6.3 kV

U > 115%

Tiempo 1.50 s

U >> 120%

Tiempo 0.20 s

U >>> 125%

Tiempo 0.05 s


11

C.5.b S/E Carena

Línea a El Raco

Relé SEL 311C

TT/CC 150/5

TT/PP 45000/100

Fase Tierra

Característica Mho Mho Poligonal (R, Z) Tiempo

Z1 1.15 46.68º ” 1.15 46.68º ” (1.37 ; j1.15) ” 0.0 seg

Z2 2.05 46.68º ” 2.05 46.68º ” (2.00 ; j2.05) ” 0.4 seg

Z3 (rev) -1.00 46.68º ” -1.10 46.68º ” (-1.45 ; -j1.20) ” 2.0 seg

Z4 2.80 46.68º ” 2.80 46.68º ” (2.67 ; j2.45) ” 1.4 seg

Factor de compensación k0 0.872 36.58º

Relé CDG 11 y JBCG 51

TT/CC 150/5


Fase (CDG11) Tierra (JBCG51)

Dirección None FWD

I > 5.3 A” (159.0 A‘) 0.5 A” (15.0 A‘)

Curva Inverse Inverse

Lever 0.7 0.5

Sobretensión lado 6.3 kV

U > 120%

Tiempo 0.20 s

Transformador 44/6.3 kV

Relé RET 670

TTCC Lado 44 kV 300/5

TTCC neutro Lado 44 kV 250/5

TTCC Lado 6.3 kV 1600/5

Protección Diferencial (87T)

Idiff> 0.3

Slope 1 35 %

Slope 2 50 %

Arranque Slope 2 4.0

Umbral de retención 10.0

2a Armónica 15 %

5a Armónica 25 %


12

Protección Diferencial Restringida (87N)

Idiff> 0.3


Fase Tierra

I > 2.75 A” (165.0 A’) 0.50 A” (30.0 A‘)

Curva IEC Inverse IEC Normal Inverse

Lever 0.70 1.10

I >> 24.0 A” (1440.0 A’) 2.00 A” (20.0 A’)

T >> 1.00 s 0.70 s


Fase Tierra

I > 3.61 A” (1155.0 A’) 0.50 A” (160.0 A‘)

Curva IEC Inverse IEC Normal Inverse

Lever 0.7 1. 0

I >> 31.00 A” (9920.0 A’) -

T >> 1.00 s -

Sobrecorriente direccional lado 6.3 kV

Fase

Dirección FWD

I > 3.61 A” (1155.0 A‘)

Curva DT

Tiempo 0.15 s

Generadores

Relé GE CFD

TTCC 300/5

Protección Diferencial (87G)

Idiff> 0.2

Slope 10%

Relé GEC CDG 11

TTCC 300/5

Sobrecorriente

Fase

I > 4.80 A” (288.0 A‘)

Curva Inversa

Lever 0.4

I >> 25.00 A” (1500.0 A‘)

Tiempo 0.00 s


13

Relé GEC VDG

TTPP 6000/100

Sobretensión

Tap 120%

Curva Inversa

U > 132 V”

Lever 0.2

I >> 150 V”

Tiempo 0.00 s

D PROTECCIONES CONSIDERADAS EN EL ESTUDIO

En el estudio se considerarán las protecciones del sistema CMPC PAPELES CORDILLERA S.A. de acuerdo a lo siguiente:

En la definición de los criterios y en los ajustes se considerarán todas las protecciones instaladas en los transformadores de la planta de cogeneración, así como las protecciones de la línea de 110 kV.

En la verificación de la coordinación de los ajustes, se consideraron todas las protecciones del sistema entre la subestación Maipo y las intalaciones de CMPC, incluyendo la central Carena. Esta verificación puede dar origen a modificaciones en los ajustes de las protecciones consideradas, lo que se indicará expresamente.

E CRITERIOS UTILIZADOS EN LA ESPECIFICACION DE AJUSTE

El estudio de ElectroNet se enfoca en definir los ajustes de las nuevas protecciones del transformador de 110/11.5 kV y de los transformadores de servicios auxiliares de la planta de cogeneración del sistema de CMPC para la situación posterior a la puesta en servicio del nuevo transformador de 110/11.5 kV.

A continuación se indican los criterios utilizados para la determinación de los ajustes para las nuevas protecciones, especificadas en este informe y se determinarán las modificaciones necesarias en los ajustes existentes si la verificación de la coordinación así lo requiriera.

Por otra parte, estos ajustes deben cumplir con las condiciones necesarias para una correcta coordinación de las protecciones de todo el sistema en estudio, de acuerdo a los requerimientos estipulados en la NT.

Las protecciones de la subestaciones Maipo y Pirque mantienen sus actuales ajustes.


14

E.1 S/E Cordillera

E.1.a Línea hacia Pirque y Maipo (DPU 2000R)

Protección de sobrecorriente de fase y residual

Esta protección debe permitr el paso de la demanda máxima de la planta y del máximo excedente de la planta de cogeneración y debe detectar fallas entre fases y monofásicas a tierra con resistencia de falla hasta de 100 Ω más allá de la barra de 110 kV de la S/E Maipo, su característica de operación es de tiempo inverso y su tiempo coordina con el resto de las protecciones.

Protección direccional de sobrecorriente de residual

Esta protección tiene por objeto eliminar la contribución del transformador de 110/11.5 kV a las fallas monofásicas a tierra con resistencia de falla hasta de 100 Ω que ocurran hasta por lo menos en la barra de 110 kV de la S/E Maipo, su característica de operación es de tiempo inverso y su tiempo coordina con el resto de las protecciones.

E.1.b Transformador T3 de 110/11.5 kV (RET 670)

Protección diferencial

Esta protección debe asegurar una operación instantánea para cualquier tipo de falla que ocurra dentro de la zona protegida y su no operación ante fallas que ocurran fuera de la zona protegida, independiente de la posición del tap del transformador y aún en presencia de saturación de los transformadores de corriente.

Protección direccional de sobrecorriente de fase y residual hacia la línea en 110 kV

Esta protección debe permitr el paso del máximo excedente de la planta de cogeneración y debe detectar fallas entre fases y monofásicas a tierra con resistencia de falla hasta de 100 Ω más allá de la barra de 110 kV de la S/E Maipo, su característica de operación es de tiempo inverso y su tiempo coordina con el resto de las protecciones.

Protección direccional de sobrecorriente de fase y residual hacia el transformador en 110 kV

Esta protección debe permitr el paso de la demanda máxima de los consumos de la cogeneración y debe detectar fallas entre fases para dar respaldo a las protecciones del lado de 11.5 kV y monofásicas a tierra con resistencia de falla en el enrollado primari del transformador. Ambas deben dar respaldo a la protección diferencial y su tiempo coordina con el resto de las protecciones.

Protección direccional de sobrecorriente de fase y residual hacia el transformador en 11.5 kV

Esta protección debe permitr el paso del máximo excedente de la planta de cogeneración y debe detectar fallas entre fases y monofásicas a tierra con resistencia de falla hasta de 100 Ω más allá de la barra de 110 kV de la S/E Maipo, su característica de operación es de tiempo inverso y su tiempo coordina con el resto de las protecciones.


15

Protección direccional de sobrecorriente de fase y residual hacia la barra en 11.5 kV


E.1.c Transformador T3 de 110/11.5 kV (REF 615)

Protección de sobrecorriente de fase y residual hacia la línea

Esta protección debe permitr el paso de la demanda máxima de la planta y del máximo excedente de la planta de cogeneración y debe detectar fallas entre fases y monofásicas a tierra con resistencia de falla hasta de 100 Ω más allá de la barra de 110 kV de la S/E Maipo, su característica de operación es de tiempo inverso y su tiempo coordina con el resto de las protecciones.

Protección direccional de sobrecorriente de fase y residual hacia el transformador en 110 kV


E.1.d Transformador T4 de SS/AA de11.5/3.3 kV


Esta protección debe permitr el paso de la demanda máxima de los SS/AA y debe dar respaldo a las protecciones del lado 3.3 kV para fallas entre fases en forma coordinada y despejar las fallas a tierra que ocurran en el enrollado primario del transformador.

E.1.e Transformador T4 de SS/AA de11.5/0.4 kV


Esta protección debe permitr el paso de la demanda máxima de los SS/AA y debe dar respaldo a las protecciones del lado 0.4 kV para fallas entre fases en forma coordinada y despejar las fallas a tierra que ocurran en el enrollado primario del transformador.


16

F ESPECIFICACIÓN DE AJUSTES

De acuerdo a los criterios expuestos en el punto anterior, a continuación se entregan los ajustes determinados para las protecciones del transformador T3 de la planta de cogeneración y las eventuales modificaciones de ajustes de otras protecciones que se vean afectadas, de modo que éstas puedan operar de forma coordinada ante una eventual falla en las instalaciones del sistema.

Las protecciones de las subestaciones Maipo y Pirque mantiene sus actuales ajustes.

F.1 S/E Cordillera

F.1.a Línea hacia Pirque y Maipo (DPU 2000R)


Relé DPU 2000R

TTCC, lado 110 kV 400/1

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE

FASE (51) RESIDUAL (51N)

TOC Direction None None

TOC Pickup 3.9 A” (312 A’) 1.2 A” (96 A’)

TOC Curve ANSI Extr. Inverse ANSI Extr. Inverse

TOC TMS 6.6 9.3

FASE (50/67) RESIDUAL (50N/67N)

IOC Direction None None

IOC Pickup 3.4 A” (272 A’) 2.0 A” (160 A’)

TOC Curve DT DT

IOC TMS 1.05 0.90

PROTECCIÓN DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE RESIDUAL (hacia línea)

IOC Direction - Forward

IOC Pickup - 2.0 A” (160 A’)

TOC Curve - DT

IOC TMS - 0.30

F.1.b Transformador T3 de 110/11.5 kV (RET 670)

Protección diferencial

Relé RET670

TT/CC, lado 110 kV 400/1

TT/CC de neutro, lado 110 kV 400/1

TT/CC, lado 11.5 kV (generador) 4000/1

TT/CC, lado 11.5 kV ( T de SS/AA 1200/1

TT/PP lado 110 kV 115/0.115

TT/PP lado 11.5 kV 12.0/0.120


17

PROTECCIÓN DIFERENCIAL (87T)

Id Alarma 0.2 Ibase

td Alarma 10.0 s

Id Min 0.3 Ibase

Id Unre 10.0 Ibase

IMinNegSeq 0.04 Ibase

NegSeqRoa 60°

EndSection 1 1.25 Ibase

EndSection 2 3.00 Ibase

SlopeSection 2 30%

SlopeSection 3 60%

I2/I1 Ratio 15%

I5/I1 Ratio 35%

PROTECCIÓN DIFERENCIAL RESTRINGIDA (87N)

Id Min 10%

C factor Prim 1 1.0

C factor Prim 2 1.0

C factor Sec 1 1.0

C factor Sec 2 1.0

Roa 60°

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL, lado 110 kV (hacia el transformador)


TOC Direction Forward Forward

TOC Pickup 0.80 A” (320 A’) 0.25 A” (100 A’)


TOC TMS 0.50 0.60


IOC Direction Forward Forward

TOC Pickup 0.30 A” (120 A’) 0.35 A” (140 A’)

TOC Curve DT DT

IOC TMS 0.80 s 0.50 s

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL, lado 110 kV (hacia la barra)


TOC Direction Reverse Reverse

TOC Pickup 0.85 A” (340 A’) 0.25 A” (100 A’)


TOC TMS 3.35 4.80


IOC Direction Reverse Reverse

TOC Pickup 0.80 A” (320 A’) 0.35 A” (140 A’)

TOC Curve DT DT

IOC TMS 1.30 s 0.60 s


18

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL, lado 11.5 kV (hacia el transformador)


TOC Direction Forward -

TOC Pickup 1.80 A” (7200 A’) -

TOC Curve ANSI Very Inverse -

TOC TMS 1.30 -

FASE (50/67) RESIDUAL (59N)

IOC Direction Forward

TOC Pickup 0.80 A” (3200 A’) 146 V” (14.6 kV’)

TOC Curve DT DT

IOC TMS 1.55 s 0.0 s

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL, lado 11.5 kV (hacia la barra)


TOC Direction Reverse -

TOC Pickup 0.80 A” (3200 A’) -

TOC Curve ANSI Extr. Inverse -

TOC TMS 0.14 -

FASE (50/67) RESIDUAL (59N)

IOC Direction Reverse

TOC Pickup 0.275 A” (1100 A’) 70 V” (7.0kV’)

TOC Curve DT DT

IOC TMS 0.55 s 1.0 s

Relé REF 615 (lado 110 kV)

TTCC, lado 11.5 kV 400/1

PROTECCIÓN DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE (hacia la línea)


TOC Direction Reverse Reverse

TOC Pickup 0.80 A” (320 A’) 0.25 A” (100 A’)


TOC TMS 3.35 4.80


IOC Direction Reverse Reverse

IOC Pickup 0.80 A” (320 A’) 0.35 A” (140.0 A’)

TOC Curve DT DT

IOC TMS 1.30 s 0.60 s

PROTECCIÓN DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE (hacia el transformador)


TOC Direction Forward Forward

TOC Pickup 0.80 A” (320 A’) 0.25 A” (100 A’)


TOC TMS 0.50 0.60


19


IOC Direction Forward Forward

IOC Pickup 0.30 A” (120.0 A’) 0.35 A” (140.0 A’)

TOC Curve DT DT

IOC TMS 0.80 0.50

F.1.c Transformadores T4 y T5 de 11.5/3.3 y 11.5/0.4 kV

Relé

TTCC, lado 11.5 kV 1200/1

TTCC neutro, lado 11.5 kV 100/1

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE


TOC Direction None -

TOC Pickup 0.09 A” (108 A’) -

TOC Curve IEC Inverse -

TOC TMS 0.12 -


IOC Direction None None

IOC Pickup 1.9 A” (2280 A’) 0.8 A” (8.0 A’)

TOC Curve DT DT

IOC TMS 0.00 0.00

G VERIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN DE LAS PROTECCIONES

Para verificar la correcta operación de las protecciones con los ajustes determinados para el sistema entre las subestaciones Maipo y Cordillera, se simularon fallas trifásicas, monofásicas a tierra y monofásicas con resistencia de 25 Ω en del sistema entre Maipo 110 kV y la planta de CMPC hasta los niveles de 11.5 y 6.3 kV. El escenario de análisis considerado para la verificación corresponde a la condición de demanda máxima.

Con los resultados obtenidos se analizaron los tiempos de operación de las protecciones consideradas con el fin de comprobar la correcta coordinación de las protecciones de acuerdo a los criterios utilizados y expuestos en el punto E de este informe.

En la verificación se detectó que se presentaban descoordinaciones entre las protecciones de El Raco y la protección de sobrecorriente del lado de 6.3 kV del transformador T2 de 110/6.3 kV de la planta térmica para fallas entre fases en 6.3 y 44 kV, por lo que se considera habilitar un elemento de tiempo definido en la función de sobrecorriente de fase de la protección RET670 del lado de 6.3 kV del transformador de El Raco, con los siguientes ajustes, que permiten el paso de 13.6 MVA y evita la desconexión del transformador 2 de 110/6.3 kV con la innecesaria pérdida de los consumos de la planta térmica:


20

Relé RET 670

TTCC: 1250/5


Fase

Dirección None

I > 4.0 A” (1000.0 A‘)

Curva IEC Inverse

Lever 0.30

I > 8.0 A” (2000.0 A‘)

Tiempo 0.25

Las tablas con los resultados de estas simulaciones, en las que se han considerado las modificaciones indicadas, en la subestación Maipo y en El Raco, se presentan en las páginas siguientes.


21

G.1 Escenario de Operación Normal

Cortocircuitos Trifásicos

Su

besta

ció

n

Equip

o

Paño

Pro

tecció

n

Ele

m.

Maip

o 1

10 k

V

Mai

po

- P

irq

ue

10

%

Maip

o -

Pirque 5

0%

Maip

o -

Pirque 9

0%

Pirque 1

10 k

V

Pirque 1

3,2

kV

Pirque -

Cord

illera

50%

Cord

illera

110 k

V

Cord

illera

6,3

-T1 k

V

Cord

illera

6,3

-T2 k

V

Cord

illera

11,5

kV

Cord

illera

3,3

kV

Cord

illera

0,4

kV

El R

aco 4

4 k

V

El R

aco -

Care

na 1

0%

El R

aco -

Care

na 5

0%

El R

aco -

Care

na 9

0%

Care

na 4

4 k

V

Care

na 6

,3 k

V

DLP 21/21N 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 - 0,43 0,43 2,03 2,03 2,03 - - - - - - - -

MDP 51/51N 0,10 0,10 0,10 0,65 0,67 38,86 0,71 0,75 2,95 2,35 1,53 - - - - - - - -

Lado 110 kV HT SEL 387 51/51N - - - - - 0,51 - - - - - - - - - - - - -

Lado 13.2 kV CT SEL RXE 51/51N - - - - - 0,13 - - - - - - - - - - - - -

DPU2000R 51/51N - - - - - - - - 1,07 1,07 1,07 - - 1,07 1,07 1,07 - - -

DPU2000R 67N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

REF615 a L 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

REF615 a T 51/51N - - - - - - - - - - 0,80 0,80 0,80 - - - - - -

RET670 a L 67/67N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

RET670 a T 67/67N - - - - - - - - - - 0,80 0,80 0,80 - - - - - -

RET670 a T 67/59N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

RET670 a B 67/59N - - - - - - - - - - 0,30 0,55 0,55 - - - - - -

Lado 110 kV de T1 D1 DPU2000R 51/51N - - - - - - - - 0,70 - - - - - - - - - -

Lado 6.3 kV de T1 D1 DPU2000R 51/51N - - - - - - - - 0,50 - - - - - - - - - -

Lado 110 kV de T2 D2 DPU2000R 51/51N - - - - - - - - - 0,70 - - - 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70

Lado 6.3 kV de T2 D2 DPU2000R 51/51N - - - - - - - - - 0,50 - - - 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50

Lado 11.5 kV de T4 F1 51/51N - - - - - - - - - - 0,30 0,30 - - - - - - -

Lado 11.5 kV de T5 F2 51/51N - - - - - - - - - - 0,30 - 0,30 - - - - - -

RET670 21/21N - - - - - - - - - - - - - - 0,02 0,02 0,42 0,42 1,22

RET670 67/67N - - - - - - - - - 0,59 - - - - 0,27 0,31 0,35 0,36 0,43

RET670 51/51N 4,86 4,85 4,80 4,75 4,74 - 4,71 4,69 - 4,15 14,55 - - 2,85 1,05 1,36 1,73 1,83 2,47

RET670 51/51N 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 - 0,25 0,25 - 0,25 5,78 - - 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25

SEPAM 51/51N 36,62 36,54 36,19 35,85 35,77 - 35,59 35,41 - 31,51 101,76 - - 7,62 8,15 10,55 13,38 14,16 19,01

SEL 311C 21/21N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

CDG/JBCG 51/51N 7,16 7,14 7,06 6,98 6,97 - 6,93 6,90 - 6,32 - - - 4,73 4,58 4,11 3,70 3,61 4,35

FT1 RET670 51/51N 7,46 7,45 7,39 7,33 7,32 - 7,29 7,26 - 6,60 22,20 - - 5,02 4,87 4,31 3,84 3,73 4,56

RET670 51/51N 7,49 7,48 7,42 7,36 7,34 - 7,31 7,28 - 6,62 22,45 - - 5,03 4,88 4,32 3,85 3,74 4,57

RET670 67 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Generadores D1-D4 CDG 51/51N 4,37 4,36 4,30 4,25 4,23 - 4,20 4,17 - 3,63 - - - 2,77 2,68 2,37 2,13 2,07 1,72

Lado 6.3 kV C2

CARENA

Línea a CMPC

TansformadorDT1

H1

F1

Posición Protecciones Ubicación falla

MAIPO Línea a Pirque H1

HT3

C1

C2

Lado 11.5 kV

PIRQUE

PUENTE ALTO

Lado 110 kV T3

Línea a Pirque

EL RACO (CMPC)

Lado 44 kV F

Cortocircuitos Monofásicos

Su

besta

ció

n

Equip

o

Paño

Pro

tecció

n

Ele

m.

Maip

o 1

10 k

V

Mai

po

- P

irq

ue

10

%

Maip

o -

Pirque 5

0%

Maip

o -

Pirque 9

0%

Pirque 1

10 k

V

Pirque 1

3,2

kV

Pirque -

Cord

illera

50%

Cord

illera

110 k

V

Cord

illera

6,3

-T1 k

V

Cord

illera

6,3

-T2 k

V

Cord

illera

11,5

kV

Cord

illera

3,3

kV

Cord

illera

0,4

kV

El R

aco 4

4 k

V

El R

aco -

Care

na 1

0%

El R

aco -

Care

na 5

0%

El R

aco -

Care

na 9

0%

Care

na 4

4 k

V

Care

na 6

,3 k

V

DLP 21/21N 0,06 0,06 0,43 0,43 0,43 - 0,43 0,43 - - - - - - - - - - -

MDP 51/51N 0,10 0,10 0,10 0,70 0,73 - 0,77 0,81 - - - - - - - - - - -

Lado 110 kV HT SEL 387 51/51N - - - - - 0,87 - - - - - - - - - - - - -


DPU2000R 51/51N 0,92 0,92 0,86 0,70 0,67 - 0,62 0,59 - - - - - 1,07 - - - - -

DPU2000R 67N 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 - 0,33 0,33 - - - - - - - - - - -

REF615 a L 51/51N 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 - 0,62 0,62 - - - - - -

REF615 a T 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

RET670 a L 67/67N 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 - 0,62 0,62 - - - - - - - - - - -

RET670 a T 67/67N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

RET670 a T 67/59N - - - - - - - - - - 0,02 - - - - - - - -

RET670 a B 67/59N - - - - - - - - - - 1,02 - - - - - - - -

Lado 110 kV de T1 D1 DPU2000R 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


Lado 110 kV de T2 D2 DPU2000R 51/51N - - - - - - - - - - - - - 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 -

Lado 6.3 kV de T2 D2 DPU2000R 51/51N - - - - - - - - - 0,50 - - - 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50

Lado 11.5 kV de T4 F1 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Lado 11.5 kV de T5 F2 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

RET670 21/21N - - - - - - - - - - - - - 0,02 0,02 0,02 0,40 0,40 1,22

RET670 67/67N - - - - - - - - - - - - - 0,25 0,26 0,32 0,32 0,39 0,52

RET670 51/51N 8,53 8,65 8,64 8,01 7,79 - 7,26 6,69 - - - - - 0,81 0,96 1,59 2,05 2,08 3,27

RET670 51/51N 5,24 5,31 5,31 4,93 4,80 - 4,50 4,18 - - - - - 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25

SEPAM 51/51N 90,57 92,05 91,94 84,15 81,43 - 75,10 68,38 - - - - - 13,28 15,70 23,89 24,45 22,75 20,56

SEL 311C 21/21N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

CDG/JBCG 51/51N 13,22 13,39 13,38 12,44 12,09 - 11,25 10,31 - - - - - 1,21 1,14 1,14 1,14 3,90 5,21

FT1 RET670 51/51N 12,35 12,52 12,51 11,62 11,31 - 10,59 9,82 - - - - - 5,31 5,13 4,09 3,02 2,77 5,53

RET670 51/51N 19,19 19,60 19,57 17,48 16,79 - 15,25 13,71 - - - - - 9,00 9,71 8,87 5,67 4,95 4,82

RET670 67 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Generadores D1-D4 CDG 51/51N - - - 11,85 11,49 - 10,61 9,62 - - - - - 5,81 6,46 5,68 3,11 2,72 0,03

Línea a Pirque H1

HT3

C1

C2

Posición Protecciones Ubicación falla


PIRQUE

PUENTE ALTO

Lado 110 kV T3

Lado 11.5 kV

EL RACO (CMPC)

Lado 44 kV F

Lado 6.3 kV C2

CARENA

Línea a CMPC F1

TansformadorDT1


22

Cortocircuitos Monofásicos con RF=25 Ω

Su

besta

ció

n

Equip

o

Paño

Pro

tecció

n

Ele

m.

Maip

o 1

10 k

V

Mai

po

- P

irq

ue

10

%

Maip

o -

Pirque 5

0%

Maip

o -

Pirque 9

0%

Pirque 1

10 k

V

Pirque 1

3,2

kV

Pirque -

Cord

illera

50%

Cord

illera

110 k

V

Cord

illera

6,3

-T1 k

V

Cord

illera

6,3

-T2 k

V

Cord

illera

11,5

kV

Cord

illera

3,3

kV

Cord

illera

0,4

kV

El R

aco 4

4 k

V

El R

aco -

Care

na 1

0%

El R

aco -

Care

na 5

0%

El R

aco -

Care

na 9

0%

Care

na 4

4 k

V

Care

na 6

,3 k

V

DLP 21/21N 0,03 2,03 2,03 2,03 2,03 - 2,03 2,03 - - - - - - - - - - -

MDP 51/51N 0,82 0,87 1,04 1,24 1,29 - 1,39 1,50 - - - - - - - - - - -

Lado 110 kV HT SEL 387 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -


DPU2000R 51/51N 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 - 0,92 0,85 - - - - - - - - - - -

DPU2000R 67N 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 - 0,33 0,33 - - - - - - - - - - -

REF615 a L 51/51N 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 - 0,62 0,62 - - - - -

REF615 a T 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

RET670 a L 67/67N 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 - 0,62 0,62 - - - - - - - - - - -

RET670 a T 67/67N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

RET670 a T 67/59N - - - - - - - - - - 0,02 - - - - - - - -

RET670 a B 67/59N - - - - - - - - - - 1,02 - - - - - - - -




Lado 6.3 kV de T2 D2 DPU2000R 51/51N - - - - - - - - - 0,50 - - - 0,50 - - - - -

Lado 11.5 kV de T4 F1 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Lado 11.5 kV de T5 F2 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

RET670 21/21N - - - - - - - - - - - - - 0,02 0,02 0,02 - - -

RET670 67/67N - - - - - - - - - - - - - 0,32 0,32 0,32 0,65 0,70 -

RET670 51/51N - - 51,92 36,25 33,05 - 27,27 22,63 - - - - - 1,64 1,90 3,12 4,76 5,23 -

RET670 51/51N - - - - - - - 17,12 - - - - - 0,25 0,25 3,64 4,16 4,09 -

SEPAM 51/51N - - - - - - - 340,57 - - - - - 31,21 36,20 57,34 68,03 66,62 -

SEL 311C 21/21N - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

CDG/JBCG 51/51N - - - - - - - - - - - - - 1,52 1,34 1,14 1,14 1,14 -

FT1 RET670 51/51N - - - - - - - 41,23 - - - - - 14,75 12,07 6,89 4,57 4,15 -

RET670 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - 15,08 11,91 -

RET670 67 - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Generadores D1-D4 CDG 51/51N - - - - - - - - - - - - - - - - 10,51 8,31 -

Ubicación falla


PIRQUE

EL RACO (CMPC)

Lado 44 kV F

Lado 6.3 kV C2

CARENA

Línea a CMPC F1

TansformadorDT1

Lado 11.5 kV

Lado 110 kV T3

PUENTE ALTO

Línea a Pirque

Posición Protecciones

H1

HT3

C1

C2

H COMENTARIOS Y OBSERVACIONES

Se han determinado los ajustes para las funciones diferencial, direccionales de sobrecorriente y respaldo de interruptor para las protecciones de las nuevas instalaciones de CMPC con motivo de la puesta en servicio del transformador de 60 MVA, 110/11.5 kV.

Una vez determinados los ajustes en las diferentes protecciones del sistema, se verificó que los valores determinados para cada una de ellas permitiera una operación coordinada con pasos adecuados y en tiempos acordes a los exigidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, para las condiciones de operación considerados en el estudio.

De la verificación y sus resultados se puede indicar lo siguiente:

Se observa que en el caso de fallas a tierra en los lados de 6,3; 11; 5; 3.3 y 0.4 kv de los transformadores de CMPC, sólo operan las protecciones del lado de baja tensión de esos transformadores, debida a la conexión delta estrella de ellos y a la baja contribución de corriente desde el lado de alta tensión.

Con la habilitación del elemento de tiempo definido en la función de sobrecorriente de fase de la protección RET670 del lado de 6.3 kV del transformador de El Raco, se logra una adecuada coordinación de las protecciones del transformador 2 de 110/6.3 kV para fallas que ocurran entre El Raco y Carena, evitando la innecesaria desconexión del transformador T2 de Cordillera, para ubicaciones de fallas en la línea a Carena y para fallas en 110 kV.


23

En el caso de fallas a tierra con resistencia en las subestaciones, estas fallas reflejan la ocurrencia de estas fallas en las líneas en las inmediaciones de la subestación, porque no tiene sentido en la subestación misma por la malla de puesta a tierra, que generalmente tiene una resistencia que no supera los 0.5 ohms.

Del análisis de las tablas y de los comentarios anteriores, se puede concluir que los ajustes de protecciones determinados en este estudio permiten una operación de forma coordinada entre sí y con el resto de las protecciones del sistema.


24

ANEXO A

Protecciones de distancia del sistema

Diagramas R-X


25

S/E Maipo

Línea hacia Pirque y Cordillera

163,150,138,125,113,100,87,575,062,550,037,525,012,5-12,5-25,0-37,5-50,0-62,5-75,0-87,5-100,-113,-125,-138, [pri.Ohm]

188,

175,

163,

150,

138,

125,

113,

100,

87,5

75,0

62,5

50,0

37,5

25,0

12,5

-12,5

-25,0

-37,5

[pri.Ohm]

Mai\Cub_0.1(1)\21/21NMai\Cub_0.1(1)\Z1-21N

R-X Maipo

Date: 11/19/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

S/E El Raco

Línea hacia Carena

440,400,360,320,280,240,200,160,120,80,040,0-40,0-80,0-120,-160,-200,-240,-280,-320,-360,-400,-440,-480,-520, [pri.Ohm]

360,

320,

280,

240,

200,

160,

120,

80,0

40,0

-40,0

-80,0

-120,

-160,

-200,

-240,

-280,

-320,

-360,

[pri.Ohm]

Al.Carena\Cub_2\21/21N

R-X El Raco

Date: 10/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


26

S/E Carena

Línea hacia El Raco

75,070,065,060,055,050,045,040,035,030,025,020,015,010,05,00-5,00-10,0-15,0-20,0-25,0-30,0-35,0-40,0-45,0 [pri.Ohm]

55,0

50,0

45,0

40,0

35,0

30,0

25,0

20,0

15,0

10,0

5,00

-5,00

-10,0

-15,0

-20,0

-25,0

-30,0

-35,0

[pri.Ohm]

Carena\Cub_1\21/21N

R-X Carena

Date: 10/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


27

ANEXO B

Protecciones de Sobrecorriente

Curvas de Coordinación


28

Tramo de Maipo a CMPC 110 kV

Protección de Fase

10 100 1000 10000 100000[pri.A]0,01

0,1

1

10

100

[s]

110,00 kV

Mai\Cub_0.1(1)\51/51N Tap Pirque\Cub_2\51/51N (87)

CMPC\Cub_0.1\51/51N-DPU CMPC\Cub_0.0\51/51N(REF615)a trafo

CMPC\Cub_0.0\51/51N-a trafo

51 MDP Maipo -> CMPC I> 6.0 A" (360 A')curva ANSI Inv.lever 1.6

51 SEL 387 Pirque AT -> BT I> 3.5 A" (35 A')curva IEC Long Inv.lever 0.05

51 DPU CMPC -> MaipoI> 3.9 A" (312 A')curva ANSI Extr. Inv.lever 6.6I>> 3.4 A" (272 A')t>> 1.05 s

51 REF T3 AT -> BTI> 0.8 A" (320 A')curva ANSI Extr. Inv.lever 0.5I>> 0.3 A" (120 A')t>> 0.8 s

51 RET T3 AT -> BTI> 0.8 A" (320 A')curva ANSI Extr. Inv.lever 0.5I>> 0.3 A" (120 A')t>> 0.8 s

Fase Maipo-CMPC

Date: 10/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Protección Residual

10 100 1000 10000[pri.A]0,01

1

100

10000

[s]

110,00 kV

Mai\Cub_0.1(1)\51/51N Tap Pirque\Cub_2\51/51N (87)

CMPC\Cub_0.1\51/51N-DPU CMPC\Cub_0.1\67N

CMPC\Cub_0.0\51/51N(REF615)a trafo CMPC\Cub_0.0\51/51N-a trafo

51N DPU CMPC -> MaipoI> 1.2 A" (96 A')curva ANSI Extr. Inv.lever 9.3I>> 2.0 A" (160 A')t>> 0.3 s

51 SEL 387 Pirque AT -> BT I> 1.0 A" (10 A')curva IEC Long Inv.lever 0.05

51N MDP Maipo -> CMPC I> 1.0 A" (60 A')curva ANSI Inv.lever 3.0



Tierra Maipo -CMPC

Date: 10/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


29

Tramo de CMPC 110 kV a T3

Protecciones de Fase

10 100 1000 10000 100000[pri.A]0,01

0,1

1

10

100

[s]

100 1000 10000 100000

110,00 kV

11,50 kV

CMPC\Cub_0.1\51/51N-DPU CMPC\Cub_0.0\51/51N(REF615)a trafo

CMPC\Cub_0.0\51/51N-a trafo Single Busbar\1\51/51N- a 11.5

ssaa\F1\51-T4

51 T4 - T5 ssaaI> 0.09 A" (108 A')curva IEC Inv.lever 0.12I>> 1.9 A" (2280 A')t>> 0.0 s




51 RET T3 BT -> 11.5 kVI> 0.8 A" (3200 A')curva ANSI Extr. Inv.lever 0.14I>> 0.275 A" (1100 A')t>> 0.55 s

Fase PAlto-T3-T4-T5

Date: 10/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Tramo de CMPC 110 kV a T1 y T2


100 1000 10000 100000[pri.A]0,1

1

10

100

[s]

10000 100000 1000000

110,00 kV

6,30 kV

CMPC\Cub_0.1\51/51N-DPU CMPC\Cub_2\51/51N-lado 110 kV-T1

CMPC\Cub_1\51/51N-lado 110 kV-T2 Barra Princ Oriente\S1\51 lado 6.3 kV-T1

Barra Princ Poniente\C3\51 lado 6.3 kV-T2

51 TPU T1, T2 lado BTI> 5.4 A" (3240 A')curva ANSI Inv.lever 2.8I>> 4.0 A" (2400 A')t>> 0.5 s


51 TPU T1, T2 lado ATI> 4.8 A" (192 A')curva ANSI Inv.lever 3.4I>> 4.2 A" (168 A')t>> 0.7 s

Fase PAlto-T1-T2

Date: 10/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


30

Tramo de CMPC T2 a El Raco y Carena


100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,1

1

10

100

1000

[s]

100 1000 10000 100000

6,30 kV

44,00 kV

Barra Princ Poniente\C3\51 lado 6.3 kV-T2 Barra Princ Poniente\C2\51-RET

Barra Princ Poniente\C2\51-Sepam Al.Carena\Cub_2\51

Carena\Cub_2\51/51N Al.Carena\Cub_2\67/67N-a línea

Central Carena\Cub_1\67

51 SEPAM Raco 6.3 kVI> 4.0 A" (1000 A')curva IEC Long Inv.lever 0.37I>> 40.0 A" (10000 A')t>> 0.1 s

51 REL Carena 44 kVI> 2.75 A" (1000 A')curva IEC Inv.lever 0.7I>> 24.0 A" (1440 A')t>> 1.0 s

51 RET Raco 6.3 kVI> 4.0 A" (1000 A')curva IEC Inv.lever 0.3I>> 8.0 A" (2000 A')t>> 0.1 s

67 RET Raco 44 kV -> líneaI> 0.75 A" (150 A')curva IEC Inv.lever 0.07

51 RET Raco 44 kVI> 0.75 A" (150 A')curva IEC Very Inv.lever 0.4

51 TPU T1, T2 lado BTI> 5.4 A" (3240 A')curva ANSI Inv.lever 2.8I>> 4.0 A" (2400 A')t>> 0.5 s

51 RET Carena 6.3 kVI>> 3.61 A" (1155 A')t>> 0.15 s

Fase T2-Raco-Carena

Date: 10/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Protecciones Residuales

10 100 1000 10000[pri.A]0,1

1

10

100

[s]

44,00 kV

Al.Carena\Cub_2\67/67N-a línea Carena\Cub_2\51/51N

51N REL Carena 44 kVI> 0.5 A" (30 A')curva IEC Inv.lever 1.1I>> 2.0 A" (120 A')t>> 0.7 s

67N RET Raco 44 kV -> líneaI> 0.15 A" (30 A')curva IEC Inv.lever 0.45I>> 1.25 A" (250 A')t>> 0.3 s

Tierra Raco-Carena

Date: 10/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T


31

Tramo de Carena a El Raco


100 1000 10000 100000[pri.A]0,01

0,1

1

10

100

1000

[s]

100 1000 10000

6,30 kV

44,00 kV

Central Carena\Cub_2\Relay Model Central Carena\Cub_1\51/51N

Carena\Cub_1\51 Al.Carena\Cub_2\51

Barra Princ Poniente\C2\51-RET Barra Princ Poniente\C2\51-Sepam

51 SEPAM Raco 6.3 kVI> 4.0 A" (1000 A')curva IEC Long Inv.lever 0.37I>> 40.0 A" (10000 A')t>> 0.1 s

51 Gen Carena 6.3 kVI> 4.8 A" (288 A')curva IEC Inv.lever 0.4I>> 25.0 A" (1500 A')t>> 0.1 s

51 CDG11 Carena 44 kVI> 5.3 A" (159 A')curva Inv.lever 0.7

51 RET Raco 44 kVI> 0.75 A" (150 A')curva IEC Very Inv.lever 0.4

51 RET Raco 6.3 kVI> 4.0 A" (1000 A')curva IEC Inv.lever 0.3I>> 8.0 A" (2000 A')t>> 0.1 s

51 RET Carena 6.3 kVI> 3.61 A" (1155 A')curva IEC Inv.lever 0.7I>> 31.0 A" (9920 A')t>> 1.0 s

Fase Carena-Raco

Date: 10/4/2014

Annex:

DIg

SIL

EN

T

Protecciones Residuales

10 100 1000 10000 100000[pri.A]0,1

1

10

100

[s]

10 100 1000 10000

6,30 kV

44,00 kV

Central Carena\Cub_2\Relay Model Carena\Cub_2\51/51N

Carena\Cub_1\67N

51 RET Carena 44 kVI> 0.5 A" (30 A')curva IEC Inv.lever 1.1I>> 2.0 A" (120 A')t>> 0.7 s

51 REL Carena 44 kVI> 0.5 A" (15 A')curva IEC Inv.lever 1.0

Tierra Carena-Raco

Date: 10/4/2014

Annex:

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ElectroNet - sic.coordinador.cl · Ip: Corriente de cortocircuito máxima instantánea (peak) I...

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