Enel Green Power Pattern Energy · Ing. Nazareno Staffolani Departamento de Estudios...

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

Tel +54 341 451-6422 www.estudios-electricos.com

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P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1 No se autorizan copias del presente documento sin autorización

previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 2/190

Este documento EE-ES-2015-1020-R1 fue preparado para Enel Green Power Pattern Energy

por Estudios Eléctricos. Para consultas técnicas respecto del contenido del presente comunicarse

con:

Ing. Alejandro Musto

Coordinador Dpto. Estudios

[email protected]

Ing. Javier Vives

Departamento de Estudios

[email protected]

Ing. David Perrone


[email protected]

Ing. Nazareno Staffolani


[email protected]

www.estudios-electricos.com

Este documento contiene 190 páginas y ha sido guardado por última vez el 11/03/2016 por

Javier Vives, sus versiones y firmantes digitales se indican a continuación:

Rev Fecha Comentario Realizó Revisó Aprobó

A 09/10/2015 Para revisión. JV/NS DP AM

B 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

http://www.estudios-electricos.com/

mailto:[email protected]






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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 Información General ......................................................................................................... 8 2.1.2 Modelo estático de inversores ............................................................................................ 8 2.1.3 Transformador de bloque 33/0.38kV 1.7MVA ....................................................................... 9 2.1.4 Red interna MT .............................................................................................................. 10 2.1.5 Transformador de potencia 33/220kV ............................................................................... 12 2.1.6 Línea de Transmisión ...................................................................................................... 13

2.2 Parque Fotovoltaico Conejo ....................................................................................................... 14 2.2.1 Información General ....................................................................................................... 14 2.2.2 Modelo estático de los inversores ..................................................................................... 14 2.2.3 Transformador de bloque 33/0.4kV 2.4MVA ....................................................................... 14 2.2.4 Red interna MT .............................................................................................................. 15 2.2.5 Transformador de potencia 33/220kV ............................................................................... 18 2.2.6 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 Protección de Barra ........................................................................................................ 40 8.1.2 Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. PSN – TO Taltal – Paposo «J1» ..................... 41 8.1.3 Protecciones de la línea: Secc. PSN – Diego de Almagro «J2» .............................................. 48 8.1.4 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 Protección de Barra ........................................................................................................ 81 8.3.2 Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. Conejo – TO Lalackama – Paposo «J3».......... 82 8.3.3 Protecciones de la línea: Secc. Conejo – Diego de Almagro «J2» .......................................... 90 8.3.4 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 TALTAL-

DIEGO 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.

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

~ ~

S/E Paposo

S/E Diego de Almagro

S/E Francisco

S/E Cachiyuyal

Tap Off PE Taltal

Tap Off Lalackama

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

Conejo (104MW)

Parque Eólico Taltal (99MW)

Central Taltal CC(120MW c/u)

Pa

po

so

– D

.Alm

ag

ro

2x

22

0k

V C

irc

uit

o N

°1

Pa

po

so

– D

.Alm

ag

ro

2x

22

0k

V C

irc

uit

o N

°2

20

km

20

km

71

,6km

71

,5km

PF Pampa Solar Norte (69MW)



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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:

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.

Tabla 2-3: Caracerística de tramos de cable

La Figura 2-2 muestra el modelado en detalle.

R1 [Ω/km] X1 [Ω/km] C1 [µF/km] (B1 [µS/km]) R0 [Ω/km] X0 [Ω/km] C0 [µF/km] (B0 [µS/km])

3x1x95 0.295 0.124 0.192 (60.3) 0.483 0.086 0.201(63.3)

3x1x150 0.200 0.116 0.231 (72.7) 0.410 0.082 0.243(76.3)

3x1x300 0.103 0.104 0.307 (96.5) 0.268 0.064 0.322(101.3)

3x1x400 0.084 0.102 0.337 (106.2) 0.249 0.062 0.354(111.5)

Sección [mm2]Tres cables en triángulo y en contacto (Tresbolillo) directamente enterrados

Tramo Sección [mm2] Longitud [km]

C5-C4 95 0,18

C4-C3 150 0,18

C3-C2 150 0,18

C2-C1 300 0,18

C1-SE 300 1,16

C9-C8 95 0,18

C8-C7 150 0,18

C7-C6 150 0,18

C6-SE 400 2,66

C11-C10 95 0,18

C10-C22 150 0,59

C22-C21 150 0,18

C21-SE 400 2,64

C16-C15 95 0,18

C15-C14 150 0,18

C14-C13 150 0,18

C13-C12 300 0,18

C12-SE 300 1,02

C20-C19 95 0,18

C19-C18 150 0,18

C18-C17 150 0,18

C17-SE 300 1,92

Co

lect

or

3C

ole

cto

r 4

Co

lect

or

5C

ole

cto

r 1

Co

lect

or

2



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P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1 No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A.

11/190

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

Pampa Norte 33kV

S/E Pampa Norte/BB

Pow erFactory 15.2.1

Estudio de Compensación de Reactivos

Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte

Project: 2015-020

Graphic: Pampa Solar Nort

Date: 8/20/2015

Annex:

DIg

SIL

EN

T



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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:

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.

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

PV Conejo



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Tabla 2-6: Caracerística de tramos de cable

La Figura 2-5 muestra el modelado en detalle.

Tramo Sección [mm2] Longitud [km] Tramo Sección [mm2] Longitud [km]A01 630 0,448 D01 400 1,085

A12 240 0,184 D12 630 0,186

A16 400 0,427 D23 400 0,184

A23 240 0,184 D34 400 0,184

A34 240 0,184 D45 240 0,184

A45 240 0,27 D56 240 0,184

A67 240 0,184 D67 240 0,184

A78 240 0,184 D78 240 0,184

A89 240 0,184 E01 400 0,826

A910 240 0,27 E12 400 0,184

B01 630 0,188 E23 400 0,184

B12 240 0,184 E34 240 0,184

B16 400 0,439 E45 240 0,184

B23 240 0,184 E56 240 0,184

B34 240 0,184 E67 240 0,184

B45 240 0,27 F01 400 0,76

B67 240 0,184 F12 400 0,184

B78 240 0,184 F23 400 0,184

B89 240 0,184 F34 240 0,184

B910 240 0,27 F45 240 0,184

C01 630 0,59 F56 240 0,184

C12 240 0,184 F67 240 0,184

C16 400 0,439

C23 240 0,184

C34 240 0,184

C45 240 0,184

C67 240 0,184

C78 240 0,184

C89 240 0,184

C910 240 0,184

Col

ecto

r 1

Col

ecto

r 2

Col

ecto

r 3

Col

ecto

r 4

Col

ecto

r 5

Col

ecto

r 6



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17/190

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

PV CONEJO

DIg

SIL

EN

T


Tel +54 341 451 6422 (+rot) www.estudios-electricos.com

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2.2.5 Transformador de potencia 33/220kV

El transformador general de la planta presenta las siguientes características:




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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.




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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.

Figura 3-1 - Descripción del sistema de protecciones

—

- -

- - -

-

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—

- -

–

- -

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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.


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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—

-

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—

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–

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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.

Longitud

[km] R1

[ohm] X1

[ohm] B1

[uS]] R0

[ohm] X0

[ohm] R0m

[ohm] X0m

[ohm]

Cardones - Diego de Almagro C1

156 11,404 62,150 454,756 51,558 185,968 - -

Carrera Pinto - La Coipa 220 kV

78 6,271 30,592 214,874 17,519 102,999 - -

Carrera Pinto - Luz del Norte 220kV

2 0,182 0,877 5,222 0,461 2,591 - -

Carrera Pinto - Pastora 220kV

2,635 0,238 1,125 7,089 0,825 2,927 - -

Carrera Pinto - San Andrés 220kV

45,3 4,516 18,016 126,586 11,040 59,918 - -

Conejo - Secc Conejo 1x220kV

16 1,455 6,662 44,197 4,415 16,798 - -

Diego de Almagro - Carrera Pinto 220 kV

72,15 7,193 28,369 203,983 17,583 95,433 - -

PSN - Secc PSN 1x220kV 12 1,015 5,009 32,996 3,235 12,611 - -

Paposo - Tap Lalackama 20 0,984 7,996 60,734 5,274 29,678 2,743 15,682

Paposo - Tap Taltal 20 0,984 7,996 60,734 5,274 29,678 2,743 15,682

San Andrés - Cardones 220kV

30 2,991 11,931 83,832 7,311 39,681 - -

Secc CNJ - Diego de Almagro

113,5 5,584 45,377 344,668 29,930 168,423 15,567 88,994

Secc PSN- Diego de Almagro

113,5 5,584 45,377 344,668 29,930 168,423 15,567 88,994

Tap Lalackama - Secc CNJ

51,5 2,534 20,590 156,391 13,581 76,421 7,063 40,381

Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV

2 0,217 0,828 5,586 0,715 2,183 - -

Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV

47,1 5,087 19,311 131,126 11,963 80,824 - -

Tap PE Taltal - Secc PSN 51,5 2,534 20,590 156,391 13,581 76,421 7,063 40,381 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 acceso 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 acceso 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 CPF

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 CPF 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 acceso 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 acceso 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 acceso 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 acceso 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 CC Trifásico

Ikss[kA] CC Bifásico

Ikss[kA]

CC Bifásico a tierra

3xI0[kA]

CC Monofásico 3xI0[kA]

S/E Paposo 2,11 1,33 4,63 2,12

S/E Cardones 5,02 3,51 9,91 5,41

San Andrés 4,04 2,75 4,74 3,49

S/E Carrera Pinto 3,57 2,29 6,01 3,37

S/E Diego de Almagro 3,54 2,13 6,68 3,27

S/E PE Taltal 1,72 1,11 3,09 1,67

S/E Lalackama 2,11 1,33 3,85 2,00

Secc Conejo 2,24 1,40 3,75 2,06

PSN 220kV 1,97 1,29 3,15 1,87

Conejo 220kV 2,06 1,31 3,67 1,96

Secc PSN 2,13 1,38 3,37 1,98

Tabla 6-1 – Corrientes de Cortocircuito – Escenario 01

Escenario 02



Ikss[kA]


3xI0[kA]


S/E Paposo 2,04 1,31 4,49 2,10

S/E Cardones 4,98 3,50 9,85 5,40

San Andrés 4,00 2,75 4,71 3,48

S/E Carrera Pinto 3,53 2,28 5,96 3,35


S/E PE Taltal 1,69 1,11 3,05 1,66

S/E Lalackama 2,01 1,30 3,72 1,97

Secc Conejo 2,07 1,36 3,52 2,00

PSN 220kV 1,99 1,30 3,17 1,87

Conejo 220kV 1,87 1,26 3,40 1,90

Secc PSN 2,13 1,38 3,38 1,97




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Escenario 03-04



Ikss[kA]


3xI0[kA]


S/E Paposo 1,91 1,27 4,27 2,04

S/E Cardones 4,36 3,29 8,88 5,11

San Andrés 3,41 2,56 4,26 3,30

S/E Carrera Pinto 2,90 2,10 5,17 3,12


S/E PE Taltal 1,60 1,07 2,93 1,62

S/E Lalackama 1,91 1,27 3,57 1,92

Secc Conejo 1,98 1,33 3,43 1,96

PSN 220kV 1,82 1,24 2,98 1,80

Conejo 220kV 1,84 1,24 3,38 1,88

Secc PSN 1,94 1,31 3,16 1,90

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

Escenario 05



Ikss[kA]


3xI0[kA]


S/E Paposo 4,02 3,00 6,67 4,33

S/E Cardones 5,36 4,13 10,00 6,21

San Andrés 4,33 3,28 4,60 3,92

S/E Carrera Pinto 3,91 2,86 6,02 4,03


S/E PE Taltal 2,30 1,82 3,33 2,49

S/E Lalackama 3,50 2,65 4,68 3,50

Secc Conejo 3,17 2,38 4,13 3,12

PSN 220kV 2,69 2,09 3,38 2,71

Conejo 220kV 2,78 2,09 4,05 2,89

Secc PSN 3,01 2,32 3,66 2,95




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Escenario 06



Ikss[kA]


3xI0[kA]


S/E Paposo 3,95 2,98 6,58 4,31

S/E Cardones 5,35 4,13 9,99 6,22

San Andrés 4,33 3,28 4,59 3,93

S/E Carrera Pinto 3,90 2,86 6,00 4,03


S/E PE Taltal 2,29 1,81 3,32 2,49

S/E Lalackama 3,41 2,62 4,59 3,47

Secc Conejo 2,98 2,32 3,96 3,06

PSN 220kV 2,75 2,11 3,44 2,73

Conejo 220kV 2,58 2,03 3,83 2,82

Secc PSN 3,06 2,34 3,70 2,96


Escenario 07-08



Ikss[kA]


3xI0[kA]


S/E Paposo 3,84 2,93 6,44 4,25

S/E Cardones 4,82 3,93 9,21 5,95

San Andrés 3,79 3,09 4,22 3,76

S/E Carrera Pinto 3,19 2,60 5,19 3,74


S/E PE Taltal 2,23 1,79 3,26 2,46

S/E Lalackama 3,33 2,58 4,52 3,43

Secc Conejo 2,96 2,30 3,94 3,04

PSN 220kV 2,61 2,05 3,32 2,67

Conejo 220kV 2,62 2,03 3,88 2,82

Secc PSN 2,88 2,26 3,56 2,90

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



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Escenario 09



Ikss[kA]


3xI0[kA]


S/E Paposo 1,28 1,09 3,02 1,74

S/E Cardones 3,77 3,07 7,89 4,82

San Andrés 2,92 2,39 3,82 3,13

S/E Carrera Pinto 2,30 1,90 4,32 2,86


S/E PE Taltal 1,08 0,92 2,14 1,39

S/E Lalackama 1,28 1,08 2,58 1,65

Secc Conejo 1,36 1,15 2,55 1,71

PSN 220kV 1,29 1,09 2,29 1,60

Conejo 220kV 1,27 1,07 2,51 1,64

Secc PSN 1,36 1,15 2,41 1,68


Escenario 10



Ikss[kA]


3xI0[kA]


S/E Paposo 4,16 6,84 3,02 4,36

S/E Cardones 4,80 9,18 3,90 5,90

San Andrés 3,78 4,21 3,06 3,73

S/E Carrera Pinto 3,18 5,17 2,58 3,71


S/E PE Taltal 2,51 3,55 1,88 2,56

S/E Lalackama 3,61 4,77 2,66 3,52

Secc Conejo 3,08 4,05 2,32 3,07

PSN 220kV 2,72 3,40 2,07 2,69

Conejo 220kV 2,71 3,97 2,05 2,84

Secc PSN 3,02 3,66 2,29 2,92




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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.

-



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

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.

In AT In BT Prestación Icc máx Icc máx

TOLERABLERnominal

[A] [A] [VA] [A] [A] [Ω] [VA] [Ω]

TC1 - Linea Secc PSN - PAP 800/1 A 800 1 10 30 3090 24000 10,0 4 NO SATURA

TC2 - Linea Secc PSN - DDA 800/1 A 800 1 10 30 3090 24000 10,0 4 NO SATURA

TC3 - Linea Secc PSN - Elev PSN 400/1 A 400 1 30 30 3090 12000 30,0 8 NO SATURA

TC4 - Linea Elev PSN - Secc PSN - Trf 220kV 400/1 A 400 1 10 30 2840 12000 10,0 7 NO SATURA

TC5 - Linea Elev PSN - Secc PSN - Trf 220kV 300/1 A 300 1 30 10 2840 3000 30,0 9 NO SATURA

TC6 -Incoming 33kV 1250/1 A 1250 1 10 20 7000 25000 10,0 6 NO SATURA

TCs 7-11 - Colectores 33kV 400/1 A 400 1 10 20 7000 8000 10,0 18 NO SATURA

TC 12 - Banco de condensadores 400/1 A 400 1 10 20 7000 8000 10,0 18 NO SATURA

TC13 - Reactor de Neutro 400/1 A 400 1 10 20 7000 8000 10,0 18 NO SATURA

TC14 - Servicios Auxiliares 100/1 A 100 1 10 20 7000 2000 10,0 70 VerificarNominal

Nominal

Nominal

Nominal

Nominal

Nominal

Nominal

Carga LímiteKLÍMITE CCmax

KREAL>

KLÍMITE_CCmax

Nominal

Nominal

Nominal

PV PSN

33kV

Transformador de corriente TC KN

220kV

In AT In BT Prestación Icc máx Icc máx

TOLERABLERnominal

[A] [A] [VA] [A] [A] [Ω] [VA] [Ω]

TC1 - Linea Secc CNJ - PAP 1000/1 A 1000 1 30 20 3250 20000 30,0 3 NO SATURA

TC2 - Linea Secc CNJ - DDA 1000/1 A 1000 1 30 20 3250 20000 30,0 3 NO SATURA

TC3 - Linea Secc CNJ - Elev CNJ 400/1 A 400 1 30 20 3040 8000 30,0 8 NO SATURA

TC4 - Linea Elev CNJ - Secc CNJ - Trf 220kV 400/5 A 400 5 50 20 3040 8000 2,0 8 NO SATURA

TC5 - Linea Elev CNJ - Secc CNJ - Trf 220kV 1200/5 A 1200 5 100 20 3040 24000 4,0 3 NO SATURA



TCs 8-13 - Colectores 33kV 600/5 A 600 5 15 20 9780 12000 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

PV Conejo

Transformador de corriente TC KN

220kV

33kV

Nominal

Nominal

Nominal

KREAL>

KLÍMITE_CCmax

KLÍMITE CCmax

Carga Límite

Nominal

Nominal

Nominal

Nominal

Nominal



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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



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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 acceso 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:

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

Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N)

Teleprotección (85A/85C/85D)

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

Cierre contra falla (SOTF)

Función de falla de interruptor (50BF)

Función oscilación de potencia (68)

Perdida de Potenciales (60)

Función Reconexión Monopolar (79)

Verificación de sincronismo (25)

o Estas protecciones actúan sobre el interruptor 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 800/1A

Relación TP 230𝑘𝑉

√3/0.115𝑘𝑉1

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 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 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

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

Ohm.sec Parámetro

Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

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 admitir posibles sobrecargas

transitoras.

Función 51E

Umbral 1.2 sec.A


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 contacto (AND) y se enviará la señal de

50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las

ordenes de disparo correspondientes.

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

fase.

La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal

de los TTCC de fase.

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

(disparo transferido).

Módulo Oscilación de Potencia (68)

Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones

estables de potencia. En los modelos de protecciones involucradas no se requiere el ajuste

específico de parámetros. Se bloquean todas las zonas de protección.


Tanto para el relé 7SA87 como el 7SL87 se contempla la utilización del módulo “Measuring-

Voltage 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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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.


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.



o Sistema 1 7SL87

o Sistema 2 7SA87













línea que vincula la S/E Seccionadora PSN con la S/E Diego de Almagro 220kV.


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 800/1A


√3/0.115𝑘𝑉2




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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.


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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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.


Zona 3: Se ajustará de manera de proveer respaldo a las protecciones de las

subestaciones adyacentes a la S/E Diego de Almagro.

14,013,012,011,010,09,008,007,006,005,004,003,002,001,00-1,00-2,00-3,00-4,00-5,00-6,00-7,00-8,00-9,00-10,0-11,0-12,0-13,0

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

2121N_7SA8_J2_S12_SeccPSN-DDAZone (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 sZone 2 Z2: 0,41 sZone 3 Z3: 2,01 s

Falla 30Ω

Falla 15Ω

Falla 0Ω

14º



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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


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

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

Ohm.sec Parámetro

Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

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





parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo




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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.




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


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.







transitoras.

Función 51E

Umbral 1.2 sec.A


Multiplicador 0.51



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fase.







estables de potencia. En los modelos de protecciones involucradas no se requiere el ajuste

específico de parámetros. Se bloquean todas las zonas de protección.









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De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 1seg










U>80% Extremo Vivo



ΔVmax = 10%



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ΔΘmax = 30º

Δfmax = 0.2Hz


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»


Protección de Transformador

o Sistema 1 7SL87

o Sistema 2 7SL87


Función diferencial de línea (87L)





Función de falla de interruptor (50BF).

Función Sobretensión (59)





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 400/1A


√3/0.115𝑘𝑉3

Módulo Diferencial de Línea (87L)




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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.



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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 Ajuste

I-DIF> 0,3A

I-DIF> CIERRE 0,3A

T-I-DIF> 0.00 seg

I-DIF>> 1 A

I-DIF>> CIERRE 2 A


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 PSN-

Seccionadora 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

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

Ohm.sec Parámetro

Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

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


al de la línea. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1].




y emitirá señal de teleprotección al relé remoto (S/E Elevadora PSN) que opera como extremo

débil.


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).



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Función 67N

Umbral 0.25 sec.A


Multiplicador 0.4

Dirección Adelante


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.










fase.








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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.

TP: 230𝑘𝑉

√3/0.115𝑘𝑉 4

Ajuste: 1.15pu – 228.85V.sec

Temporización: 5seg

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















U>80% Extremo Vivo





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ΔVmax = 5%

ΔΘmax = 10º

Δfmax = 0.1Hz


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»



o Sistema 1 7SL87

o Sistema 2 7SA87






Función de sobrecorriente de emergencia (51NE)





o 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 400/1A


√3/0.115𝑘𝑉5



realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y F.O.). Este


La siguiente figura muestra la características aplicada por el relé en cuestión.




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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









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>>.



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Los restantes ajustes se realizan conforme a lo recomendado por el fabricante del relé.

Función 87L

Parámetro Ajuste

I-DIF> 0,3A

I-DIF> CIERRE 0,3A

T-I-DIF> 0.00 seg

I-DIF>> 1 A

I-DIF>> CIERRE 2 A



manera de proveer de respaldo a los módulos diferenciales y lograr una actuación selectiva con las



Zona 1:




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.


de la línea protegida y dar respaldo remoto a las instalaciones aledañas a la S/E

Seccionadora PSN.


Seccionadora 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

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

Ohm.sec Parámetro

Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

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


al de la línea. Se ajusta en [email protected]º [1/3*(Z0/Z1)-1].













coordinada con el resto de las protecciones del sistema.

Función 67N

Umbral 0.2 sec.A


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.



residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés.



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)





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


fase. Dadas las características de extremo débil se pueden dar actuaciones con baja

impedancia y baja corriente.







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TP: 230𝑘𝑉

√3/0.115𝑘𝑉 6













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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.



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).



o Función de sobrecorriente de tierra 50G

o Función de sobre y sub tensión (59/27)

o Función de sobre tensión residual (59N)



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 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 admisibles, 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 contacto (AND).








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)


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)




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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)


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 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)

o 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)


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 contacto.

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





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Sobretensión de fases (59)


o Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente al equipo en

cuestión.

Relación TC 400/1A



Dado que el capacitor no se encuentra definido se presentan los criterios generales para el

ajuste de la protección asociada a este equipo.


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.



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.



equipo protegido.







Tiempo de insistencia = 0.05s


8.2.3.3 Transformador de SSAA 33kV





Funciones de sobrecorriente de fase (51)





cuestión.

Relación TC 100/1A





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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.



colector correspondiente.











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8.2.3.4 Reactor de Neutro









cuestión.

Relación TC 400/1A




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.



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.



equipo protegido.



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8.3 S/E Seccionadora Conejo

8.3.1 Protección de Barra

Protección Diferencial de Barra (87B) – SEL487B



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 2,5

TAPJ2 1

TAPJ3 1

O87P 1pu

Slope 1 60%

Slope 2 80%



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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 acceso 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



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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.



o Sistema 1 SEL421

o Sistema 2 GEL60













línea de tres terminales que vincula la S/E Seccionadora Conejo con las SS/EE

Paposo y Tap Off Lalackama 220kV.


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





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.




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 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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SEL421 – Sistema 1

General

Z1MAG 28.8 14.4

Z1ANG 82.99 82.99

Z0MAG 107.76 53.88

Z1ANG 79.9 79.9

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

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

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

Ohm.sec

Zona 1

Reach Z1 16.5 8.25

Quad Right Blinder Z1 16.5 8.25

Reach Z1G 16.5 8.25

Quad Right Blinder Z1G 49.4 24.7

Zona 2



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Reach Z2 34.3 17.15


Reach Z2G 34.3 17.15


Zona 3

Reach Z3 68.6 34.3


Reach Z3G 68.6 34.3


Factor de compensación

K0 3.74

K0ANG -3.06










y emitirá señal de teleprotección a los relés remotos que operan como extremo débil.




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


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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transitoras.

Función 51E

Umbral 1.2 sec.A


Multiplicador 0.51



interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL60 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120%

del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso

del SEL421 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fase-

tierra).



50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora CNJ, que resulta la encargada de emitir las



fase.







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



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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|

2 ∗ 𝐼𝑁𝐵𝑅) = 92.81º

𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅 = 𝐴𝑁𝐺𝐼𝑅 − (𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 ∗ 𝑆𝐿𝐼𝑃 ∗ 360

𝐹𝑛𝑜𝑚) = 64.01º

OUTER BLINDER R =|ZT|

2 ∗ TAN (𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅

2)

= 69.17 Ω. sec

INNER BLINDER X = 1.2 ∗ 𝑋−Zona 3 = 41.16 Ω. sec

OUTER BLINDER X = IBX + (OBR − IBR) = 69.17 Ω. sec


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



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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.











De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 0.5seg










U>80% Extremo Vivo



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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.



o Sistema 1 SEL421

o Sistema 2 GEL60













línea que vincula la S/E Seccionadora PSN con la S/E Diego de Almagro 220kV.



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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.







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.


alcance reactivo respectivamente esto con el fin de cubrir fallas con impedancia

a tierra y evitar sobrealcances para fallas en otros puntos del sistema.

o En el caso particular de esta red se encuentra un encuentra un sobrealcance

del relé de impedancia ante fallas a tierra en la S/E Diego de Almagro. Como

se muestra en la siguiente figura, en escenarios de gran aporte de potencia

CNJ DDA, fallas próximas a la S/E Diego de Almagro con ciertos valores de

resistencia, provocarían que la impedancia vista por las protecciones tienda a

incursionar dentro de la Zona 1. Esto implicaría que con este ajuste cercano al

80% podrían presentarse actuaciones NO deseadas (instantáneas) ante fallas

en los circuitos adyacentes de la S/E DDA.

En la siguiente figura se muestra la evolución de la impedancia en un escenario

crítico de máximo aporte generado por el despacho de todas las centrales

presentes sobre el tramo Diego de Almagro-Paposo (CT TALTAL, PE TALTAL,

LAKACKAMA y CONEJO).

Tal como puede observarse, ante fallas monofásicas de distintas resistencia la

impedancia vista evoluciona hacia valores reactivos menores lo cual provocaría

la incursión en la zona 1 corriendo el riesgo de registrarse actuaciones

instantáneas en instalaciones adyacentes.

Analizando distintas alternativas de ajustes en el alcance y ángulo de

compensación se propone un ángulo de compensación 14º.



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Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc.

Conejo – Diego de Almagro.


o Se 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.


Zona 3 Se ajustará de manera de proveer respaldo a las protecciones de las

subestaciones adyacentes a la S/E Diego de Almagro.

o Se ajusta con un alcance que permita cubrir (en términos de impedancia) la

subestación aledaña más cercana, la cual en este caso resulta la S/E Carrera

14,013,012,011,010,09,008,007,006,005,004,003,002,001,00-1,00-2,00-3,00-4,00-5,00-6,00-7,00-8,00-9,00-10,0-11,0-12,0-13,0

13,0

12,0

11,0

10,0

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,00

3,00

2,00

1,00

-1,00

-2,00

-3,00

-4,00

-5,00

-6,00

-7,00

21N_SEL421_S1_J2_SeccCNJ-DDAZone (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 sZone 2 Z2QG: 0,515 sZone 3 Z3QG: 2,015 s

21N_GEL60_S2_J2_SeccCNJ-DDAZone (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 sZone 2 Z2G: 0,53 sZone 3 Z3G: 2,03 s

Falla 0Ω

Falla 30Ω

Falla 15Ω

14º



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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


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

o La misma será la encargada de bloquear el esquema POTT para fallas en

dirección reversa.

o Su ajuste es superior en alcance a la zona 2 de la protección ubicada en el paño

J4 del extremo Diego de Almagro.

o Se ajusta con un alcance del 100% del circuito en reversa, Seccionadora CNJ-

Tap Off Lalackama 220kV.

o Esta zona de protección no emite disparo.

SEL421 – Sistema 1

General

Z1MAG 22.86 45.72

Z1ANG 82.99 82.99

Z0MAG 85.53 171.06

Z1ANG 79.9 79.9

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

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

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

Ohm.sec

Zona 1

Reach Z1 36.3 18.15


Reach Z1G 36.3 18.15


Zona 2

Reach Z2 54.5 27.23


Reach Z2G 54.5 27.23


Zona 3

Reach Z3 73.74 36.87


Reach Z3G 73.74 36.87



K0 3.74

K0ANG -3.06











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.



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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


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.







transitoras.

Función 51E

Umbral 1.2 sec.A


Multiplicador 0.51






tierra).



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fase.







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



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𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 = 0.02 𝑠𝑒𝑔 = 1 𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜

𝐴𝑁𝐺𝐼𝑅 = 2 ∗ 𝐴𝑇𝐴𝑁(|𝑍𝑇|

2 ∗ 𝐼𝑁𝐵𝑅) = 90.14º

𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅 = 𝐴𝑁𝐺𝐼𝑅 − (𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 ∗ 𝑆𝐿𝐼𝑃 ∗ 360

𝐹𝑛𝑜𝑚) = 61.34º

OUTER BLINDER R =|ZT|

2 ∗ TAN (𝐴𝑁𝐺𝑂𝑅

2)

= 74.79 Ω. sec

INNER BLINDER X = 1.2 ∗ 𝑋−Zona 3 = 44.24 Ω. sec

OUTER BLINDER X = IBX + (OBR − IBR) = 74.79 Ω. sec




















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De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 1seg










U>80% Extremo Vivo



ΔVmax = 10%

ΔΘmax = 30º

Δfmax = 0.2Hz



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



o Sistema 1 SEL311

o Sistema 2 GEL90







Función de cierre contra falla (SOTF)



Pérdida de Potenciales (60)

Verificación de Sicronismo (25)

Función reconexión monopolar (79)


línea que vincula la S/E Seccionadora CNJ con la S/E Elevadora CNJ 220kV.

Relación TC 400/1A


Ambos sistemas de protección poseen como módulo principal la función diferencial de línea

(87L).



realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y OPLAT). Este


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








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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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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:




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


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 CNJ-

Seccionadora 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 1.36

Z1ANG 77.68 77.86



Ir al índice



Z0MAG 17.37 3.47

Z1ANG 75.27 75.27

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

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

GEL90 – Sistema 2

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

Ohm.sec

Zona 1


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


K0 2.54

K0ANG -2.41


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).




y emitirá señal de teleprotección al relé remoto que opera como extremo débil.



Ir al índice









coordinada con el resto de las protecciones del sistema (transformador CNJ).

Función 67N

Umbral 0.25 sec.A


Multiplicador 0.4

Dirección Adelante



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


Multiplicador 0.25








tierra).



Ir al índice








fase.









TP: 230/0.115kV













Ir al índice



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

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

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).

Como referencia, se muestra en la figura siguiente la característica tiempo-corriente de los

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

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

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

PV PNJ

PV PSN

J2

J3

JT1

J1

J2 J3

J5J1

J3J4S/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV

PV LALACKAMA

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

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

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

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

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

I:A 0

,000

I:B 0

,444

I:C 0

,446

I0x3 0

,778

I:A 0

,000

I:B 0

,444

I:C 0

,446

I0x3 0

,778

I:A

0,3

84

I:B

0,3

39

I:C

0,3

51

I0x3

0..

I:A

0,3

84

I:B

0,3

39

I:C

0,3

51

I0x3

0..

I:A 0

,000

I:B 0

,444

I:C 0

,446

I0x3

0,7

78

I:A 1,711I:B 1,664I:C 1,718

I0x3 0,00..

I:A 0

,000

I:B 0

,444

I:C 0

,446

I0x3

0,7

78

I:A 0

,000

I:B 0

,447

I:C 0

,443

I0x3

0,7

78

I:A 0

,000

I:B 0

,447

I:C 0

,443

I0x3

0,7

78

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

I0x3 0,294

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

I0x3 0,294

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

I0x3 0,076

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

I0x3 0,076 I:A 0

,236

I:B 0

,140

I:C 0

,164

I0x3

0,1

90

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

I0x3 0,190

I:A 0

,236

I:B 0

,140

I:C 0

,164

I0x3

0,1

90

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

I0x3 0,190

I:A 0

,385

I:B 0

,342

I:C 0

,349

I0x3

0,0

76

I:A 0

,385

I:B 0

,342

I:C 0

,349

I0x3

0,0

76

I:A 0

,290

I:B 0

,450

I:C 0

,419

I0x3

0,2

89

I:A 0

,290

I:B 0

,450

I:C 0

,419

I0x3

0,2

89

I:A 0,219I:B 0,225I:C 0,217

I0x3 0,017

I:A 0,234I:B 0,239I:C 0,235

I0x3 0,016

I:A 0,219I:B 0,225I:C 0,217

I0x3 0,017

I:A 0,234I:B 0,239I:C 0,235

I0x3 0,016

I:A

0,..

I:B 0

,..I:C

0,..

I0x3

0..

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

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

I:A

0,..

I:B 0

,..I:C

0,..

I0x3

0..

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

I:A 0,227I:B 0,237I:C 0,233

I0x3 0,028

I:A 0,227I:B 0,237I:C 0,233

I0x3 0,028

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

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

I:A 0

,290

I:B 0

,084

I:C 0

,215

I0x3

0,4

90

I:A 0

,290

I:B 0

,084

I:C 0

,215

I0x3

0,4

90

100 1000 10000[pri.A]0,1

1

10

[s]

220,00 kV Conejo 220kV\Cub_2\67N_GEL90_S2_JL1_CNJ-SeccCNJ Conejo 220kV\Cub_2\67N_SEL311L_S1_JL1_CNJ-SeccCNJ

3*I0 =778,369 pri.A

1.113 s

POLO ABIERTO



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U>80% Extremo Vivo



ΔVmax = 5%

ΔΘmax = 10º

Δfmax = 0.1Hz



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8.4 S/E Elevadora Conejo




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 1

TAPJT1 1

O87P 1pu

Slope 1 60%

Slope 2 80%



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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



o Sistema 1 SEL311L

o Sistema 2 GEL90






Función de sobrecorriente de emergencia (51NE)



Función Switch Onto Fault




o 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




realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y OPLAT). Este


La corriente de carga resulta despreciable debido a la corta longitud de la línea. A continuación

se presenta el cálculo de la misma.



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𝐼𝐶 =𝑈𝑁









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



manera de proveer de respaldo a los módulos diferenciales y lograr una actuación selectiva con las



Se ajustan características tipo mho para las zonas de fase y cuadrilaterales para las zonas

residuales.

Zona 1:




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.


de la línea protegida y dar respaldo remoto a las instalaciones aledañas a la S/E

Seccionadora CNJ.


Seccionadora 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

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

Ohm.sec

Zona 1


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)


X4G 55.3 2.21

R4G 55.3 2.21

GEL90 – Sistema 2

Parámetro Ajuste

Ohm.pri

Ajuste

Ohm.sec

Zona 1


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)


X4G 55.3 2.21

R4G 55.3 2.21


K0 2.54

K0ANG -2.41


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).



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coordinada con el resto de las protecciones del sistema.

Función 67N

Umbral 1 sec.A


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.



residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés.



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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tierra).


Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (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.












TP: 230/0.115kV











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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

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

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).

Como referencia, se muestra en la figura siguiente la característica tiempo-corriente de los

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

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

resultaría 1,10 seg.

No obstante lo anterior, la función estará disponible pero fuera de servicio.

PV PNJ

PV PSN

J2

J3

JT1

J1

J2 J3

J5J1

J3J4S/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV

PV LALACKAMA

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

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

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

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

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

I:A 0

,000

I:B 0

,444

I:C 0

,446

I0x3 0

,778

I:A 0

,000

I:B 0

,444

I:C 0

,446

I0x3 0

,778

I:A

0,3

84

I:B

0,3

39

I:C

0,3

51

I0x3

0..

I:A

0,3

84

I:B

0,3

39

I:C

0,3

51

I0x3

0..

I:A 0

,000

I:B 0

,444

I:C 0

,446

I0x3

0,7

78

I:A 1,711I:B 1,664I:C 1,718

I0x3 0,00..

I:A 0

,000

I:B 0

,444

I:C 0

,446

I0x3

0,7

78

I:A 0

,000

I:B 0

,447

I:C 0

,443

I0x3

0,7

78

I:A 0

,000

I:B 0

,447

I:C 0

,443

I0x3

0,7

78

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

I0x3 0,294

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

I0x3 0,294

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

I0x3 0,076

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

I0x3 0,076 I:A 0

,236

I:B 0

,140

I:C 0

,164

I0x3

0,1

90

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

I0x3 0,190

I:A 0

,236

I:B 0

,140

I:C 0

,164

I0x3

0,1

90

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

I0x3 0,190

I:A 0

,385

I:B 0

,342

I:C 0

,349

I0x3

0,0

76

I:A 0

,385

I:B 0

,342

I:C 0

,349

I0x3

0,0

76

I:A 0

,290

I:B 0

,450

I:C 0

,419

I0x3

0,2

89

I:A 0

,290

I:B 0

,450

I:C 0

,419

I0x3

0,2

89

I:A 0,219I:B 0,225I:C 0,217

I0x3 0,017

I:A 0,234I:B 0,239I:C 0,235

I0x3 0,016

I:A 0,219I:B 0,225I:C 0,217

I0x3 0,017

I:A 0,234I:B 0,239I:C 0,235

I0x3 0,016

I:A

0,..

I:B 0

,..I:C

0,..

I0x3

0..

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

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

I:A

0,..

I:B 0

,..I:C

0,..

I0x3

0..

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

I:A 0,227I:B 0,237I:C 0,233

I0x3 0,028

I:A 0,227I:B 0,237I:C 0,233

I0x3 0,028

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

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

I:A 0

,290

I:B 0

,084

I:C 0

,215

I0x3

0,4

90

I:A 0

,290

I:B 0

,084

I:C 0

,215

I0x3

0,4

90

POLO ABIERTO



Ir al índice











U>80% Extremo Vivo



ΔVmax = 5%

ΔΘmax = 10º

Δfmax = 0.1Hz



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



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.


o Función diferencial de transformador (87T)

o Función diferencial de transformador (87TN)




o Función de falla de interruptor (50BF)

Relación TC S1 – AT 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 Sistema único SEL451




o Esta protección actúa sobre el interruptor 52T1, del paño hacia el

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



Protección de Sobrecorriente (33kV):

o Sistema único SEL451





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o Función de sobre y sub tensión (59/27)

o Función de sobre tensión residual (59N)



o Esta protección actúa sobre el interruptor 52MT1, del paño hacia el

transformador de poder de la S/E CNJ en 33kV.


Relación TP 34.5/0.115kV

Protección de REACTOR DE NEUTRO (33kV):

o Sistema único, SEL351




o 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 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.


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 admisibles, 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



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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 contacto (AND).










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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).


Se ajustan de manera idéntica a los módulos de sobrecorriente de 220kV de la protección de

transformador.

8.4.2.3 Incoming 33kV (SEL451)


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)


en su artículo 3-9. Se ajusta en 47.5Hz con una temporización de 200mseg.

Función de Sobrefrecuencia (81O)


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)


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.


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.


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.



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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



o Sistema único, SEL451




o Módulos Recomendados


o Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente a la salida colectora

en cuestión.

Relación TC 600/5A



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.


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 contacto.







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8.4.3.2 Bancos de condensadores 1 y 2 33kV



o Sistema único, 487V



Función de sobrecorriente de tierra 50N

Función sobrecorriente de desbalance de neutros (51d)

Sobretensión de fases (59)

o Módulos Recomendados



cuestión.

Relación TC 300/5A

Relación TC desbalance 10/5A



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 Vpick-up = 110%



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BANCO 1

TEMPORIZACIÓN

BANCO 1 T = 1,0 seg.

UMBRAL

BANCO 2 Vpick-up = 110%

TEMPORIZACIÓN

BANCO 2 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.


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 contacto.





8.4.3.3 Transformador de SSAA 33kV


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.




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 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 2

REL511 Actual Propuesto Actual Propuesto

TC 230/0,115kV

TV 600/5A 1200/5A 600/5A 1200/5A

Temporización 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 2

7SA612 Actual Propuesto Actual Propuesto

TC 230/0,115kV

TV 600/5A 1200/5A 600/5A 1200/5A



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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ZONA 1 2

GED60 Actual Propuesto Actual Propuesto

TC 230/0,115kV

TV 600/5A 1200/5A 600/5A 1200/5A



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 2


TC 230/0,115kV

TV 600/5A 1200/5A 600/5A 1200/5A



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


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%).


Módulo TEF

REL511 Actual Propuesto

Ibase 600A 1200A

Characterístic DEF Normal Inversa

IN> 5% (30A.pri) 5% (60A.pri)

t1 0,7 seg -

k1 - 0,38

Módulo 50N/51N

7SA612 Actual Propuesto

TC 600/5A 1200/5A

IEC Curve tdef Normal Inversa

pick-up 0,25A.sec (30A.pri) 0,25A.sec (60A.pri)

Time Delay 0,7 seg -

Time Dial - 0,38


Módulo EF4PTOC


Ibase 600A 1200A

Characterístic IEC Def Time Normal Inversa

IN> 5% (30A.pri) 5% (60A.pri)

t1 0,7 seg -

IN1Mult - 0,38

Módulo Neutral IOC/TOC

GED60 Actual Propuesto

TC 600/5A 1200/5A

IEC Curve tdef Normal Inversa

pick-up 0,05pu (30A.pri) 0,05pu (60A.pri)

Time Delay 0,7 seg -

Time Dial - 0,38



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Consideraciones adicionales

Siendo que las líneas Diego de Almagro-Seccionadora PSN/CNJ podrán operar con criterio N-

1 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.


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 2


TV 230/0,115kV

TC 300/1A

Temporización [seg] 0,5 0,5

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

Phase Reach [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73

Phase Quad Right Blinder [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73

Phase Quad Left Blinder [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73



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Ground Reach [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73

Ground Quad Right Blinder [ohm-pri] 55,66 371,06 17,39 115,93

Ground Quad Left Blinder [ohm-pri] 55,66 371,06 17,39 115,93

Z0/Z1 Mag 3,74 3,74

Z0/Z1 Angle[º] -3,06 -3,06

ZONA 2

ZT0 Actual Propuesto

TV 230/0,115kV

TC 300/1A



Alcance X delante (Ph) 12,37 82,46 3,86 25,73

Alcance R delante (Ph) 12,37 82,46 3,86 25,73

Alcance R (Gnd) 55,66 371,06 17,39 115,93

Angulo 83,0 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.

27 SUBTENSIÓN

TV 230/0,115kV


Pickup 0,765pu (88V.sec) 0,765pu (88V.sec)

Delay 1seg 2,3seg

27 SUBTENSIÓN

TV 230/0,115kV


Arranque 88V.sec 88V.sec

Tiempo fijo 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.


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

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

275,250,225,200,175,150,125,100,75,050,025,0-25,0-50,0-75,0-100,-125,-150,-175,-200,-225,-250,-275,-300,-325,-350, [pri.Ohm]

100,

75,0

50,0

25,0

-25,0

-50,0

-75,0

-100,

-125,

[pri.Ohm]

Tap PE Taltal\Cub_3\21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2p

21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2pZone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1E Zl A 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: 0,28 s

275,250,225,200,175,150,125,100,75,050,025,0-25,0-50,0-75,0-100,-125,-150,-175,-200,-225,-250,-275,-300,-325,-350, [pri.Ohm]

100,

75,0

50,0

25,0

-25,0

-50,0

-75,0

-100,

-125,

[pri.Ohm]

Tap PE Taltal\Cub_3\n21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2p

n21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2pZone (1): Ground Distance elements(F21)\Polarizing 1E Zl A 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

DIg

SIL

EN

T

Condición Actual

Condición Reajuste

Z2

Z2



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Por este motivo se propone

el siguiente reajuste. ZONA 2 3

GED60 Actual Propuesto Actual Propuesto

TV 230/0,115kV 230/0,115kV

TC 300/1A 300/1A

Temporización [seg] 0,25 0,25 0,25 0,25


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

ZONA 2 3

ZT0 Actual Propuesto Actual Propuesto

TV 230/0,115kV 230/0,115kV

TC 300/1A 300/1A

Temporización[seg] 0,5 0,5 0,5 0,5


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 83,0 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.


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.





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ZONA 2


TV 230/0,115kV

TC 300/1A



Phase Reach [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73

Phase Quad Right Blinder [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73

Phase Quad Left Blinder [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73

Ground Reach [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73

Ground Quad Right Blinder [ohm-pri] 55,66 371,06 17,39 115,93

Ground Quad Left Blinder [ohm-pri] 55,66 371,06 17,39 115,93

Z0/Z1 Mag 3,74 3,74

Z0/Z1 Angle[º] -3,06 -3,06

ZONA 2


TV 230/0,115kV

TC 300/1A

Temporización[seg] 0,5 0,5


Alcance X delante (Ph) 12,37 82,46 3,86 25,73

Alcance R delante (Ph) 12,37 82,46 3,86 25,73

Alcance R (Gnd) 55,66 371,06 17,39 115,93

Angulo 83,0 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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27 SUBTENSIÓN

TV 230/0,115kV


Pickup 0,765pu (88V.sec) 0,765pu (88V.sec)

Delay 1seg 2,3seg

27 SUBTENSIÓN

TV 230/0,115kV


Arranque 88V.sec 88V.sec

Tiempo fijo 1000ms 2300ms

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.

67N SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL

TC 300/1A


Pickup 0.08pu (24A.pri) 0.08pu (24A.pri)

Time Dial 0.20 0.26

Curve IEC Curve A IEC Curve A

67N SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL

TC 300/1A


Pickup 0.082pu (24.6A.pri) 0.082pu (24.6A.pri)

Time Dial 0.20 0.26

Curve 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.


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 1

Grupo 1 2


TV 230/0,115kV

TC 800/5A

Temporización 0.25seg 0.25seg 0.5seg 0.5seg

[Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri]

X1PP 1,57 19,63 1,57 19,63 7,10 88,75 4,46 55,75

R1PP 0,32 4,00 0,32 4,00 0,87 10,88 0,55 6,86

RFPP 2,49 31,13 2,49 31,13 12,45 155,63 7,80 97,50

X1PE 1,80 22,50 1,57 19,63 9,34 116,75 4,46 55,75

R1PE 0,32 4,00 0,32 4,00 0,87 10,88 0,55 6,86

X0PE 6,25 78,13 6,25 78,13 26,35 329,38 16,55 206,92

R0PE 1,00 12,50 1,00 12,50 4,68 58,50 2,94 36,77

RFPE 9,60 120,00 5,49 68,63 9,60 120,00 8,92 111,50



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ZONA 3 4


TV 230/0,115kV

TC 800/5A

Temporización 3seg 3seg Telep. Telep.

[Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri]

X1PP 11,98 149,75 7,20 90,00 4,73 59,13 1,83 22,88

R1PP 1,30 16,25 0,73 9,13 0,58 7,25 0,22 2,75

RFPP 13,77 172,13 11,83 147,88 8,30 103,75 3,66 45,75

X1PE 12,12 151,50 7,20 90,00 4,73 59,13 1,83 22,85

R1PE 1,30 16,25 0,73 9,13 0,58 7,25 0,22 2,75

X0PE 40,00 500,00 21,96 274,50 17,57 219,63 6,79 84,88

R0PE 5,31 66,38 3,90 48,75 3,12 39,00 1,21 15,13

RFPE 9,60 120,00 11,83 147,88 9,60 120,00 3,66 45,75



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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 1


TV 230/0,115kV

TC 800/1A

Temporización 1,2seg 1,2seg

[Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri]

X1PP 59,90 149,75 51,25 128,1

R1PP 9,04 22,6 7,73 19,3

RFPP 119,79 299,475 119,79 299,5

RFPE 200,28 500,7 200,28 500,7

X0PE 200,28 500,7 173,68 434,2

R0PE 44,98 112,45 39,00 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 4

SEL421 Actual Propuesto

TV 230/0,115kV

TC 600/1A



Z4P Zone 4 Reach 33,00 110,00 26,40 88,00

Z4MG Zone 4 33,00 110,00 26,40 88,00

XG4 Zone 4 Reactance 33,00 110,00 26,40 88,00

RG4 Zone 4 Resistance 33,00 110,00 33,00 110,00

ZONA 4

7SA87 Actual Propuesto

TV 230/0,115kV

TC 600/1A



X reach 32,00 106,66 26,40 88,0

R (ph-g) 33,00 110,00 33,00 110,00

R (ph-ph) 17,02 56,74 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.

Figura 10-1 – Paño J3

21,020,019,018,017,016,015,014,013,012,011,010,09,008,007,006,005,004,003,002,001,00-1,00-2,00-3,00-4,00-5,00-6,00

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

5.0000 pri.Ohm/Tick 5.0000 Pri Ohm/Tick

DdA\52J3\n2121N_7SA6_S2_J3_DDA-SeccPSNDdA\52J3\n21N_REL511_S1_J3_DDA-SeccPSN

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

Z1

Z2

CASO A CASO B CASO C

50% línea

100% línea



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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.

20,019,018,017,016,015,014,013,012,011,010,09,008,007,006,005,004,003,002,001,00-1,00-2,00-3,00-4,00-5,00-6,00-7,00

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

5.0000 pri.Ohm/Tick 5.0000 Pri Ohm/Tick

DdA\52J4\n2121N_REL670_S2_J4_DDA-SeccCNJDdA\52J4\n21N_GED60_S1_J4_DDA-SeccCNJ

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

Z1

Z2

CASO A CASO B CASO C

50% línea

100% línea



Ir al índice



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.

POTT 2 Puntas

POTT 2 Puntas

POTT

3 Puntas

POTT

3 Puntas

WEI

WEI

WEI

WEI

WEI

WEI



Ir al índice



Falla 1

PV PSN

PV CONEJO

JT1

J1J2

J3

JT1

J1

J2 J3

J5

J9

J1

J3J2

J1

J2

J1

J3J4

JL2

JL1

J2

J1

S/E CARRERA PINTO 220kV

S/E PAPOSO 220kVS/E DIEGO DE ALMAGRO 220kV

CT TALTAL

PE TALTAL

PV LALACKAMA

5,50,02-23,6

2,40,01-23,8

2,4

0,0

1-2

3,8

5,50,02-23,6

59

,60,2

7-2

8,2

7,80,04-23,5

3,9

0,0

2-2

3,7

3,9

0,0

2-2

3,73,9

0,04-27,1

9999

,9..

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

9999,9999999,999

999

9,9

99

999

9,9

99

0,0160,0169999,999

9999,999

9999,999

9999,999

999

9,9

99

Short-Circuit Loc..1,9621,9024,448

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

9999,9..

9999

,9..

1,020

9999,999

1,020

9999,999

1,020

9999,999

1,020

9999,999

G ~

G ~

0,421

2,021

0,421

2,021

999

9,9

99

999

9,9

99

9999

,9..

9999,9..

9999,9..

9999

,9..

9999,9..

9999,999

0,415

9999,999

0,415

999

9,9

99

999

9,9

99

DIg

SIL

EN

T

PV PSN

PV CONEJO

JT1

J1J2

J3

JT1

J1

J2 J3

J5

J9

J1

J3J2

J1

J2

J1

J3J4

JL2

JL1

J2

J1



CT TALTAL

PE TALTAL

PV LALACKAMA

237,41,08-41,6

244,21,11-41,8

244,0

1,1

1-4

1,8

237,41,08-41,6

228,5

1,0

4-3

9,3

226,91,03-41,2

241,8

1,1

0-4

1,7

241,8

1,1

0-4

1,7114,8

1,04-44,9

9999

,9..

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

9999,9999999,999

999

9,9

99

999

9,9

99

0,0169999,999

9999,999

9999,999

9999,999


0,4

26


999

9,9

99

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

9999,9..

9999

,9..

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

G ~

G ~

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

999

9,9

99

999

9,9

99

9999

,9..

9999,9..

9999,9..

9999

,9..

9999,9..

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

999

9,9

99

999

9,9

99

DIg

SIL

EN

T

PV PSN

PV CONEJO

JT1

J1J2

J3

JT1

J1

J2 J3

J5

J9

J1

J3J2

J1

J2

J1

J3J4

JL2

JL1

J2

J1



CT TALTAL

PE TALTAL

PV LALACKAMA

108,30,49-35,1

47,50,22-35,3

47,4

0,2

2-3

5,3

108,30,49-35,1

173,2

0,7

9-3

4,0

154,50,70-35,0

78,2

0,3

6-3

5,2

78,2

0,3

6-3

5,278,2

0,71-38,6

9999

,9..

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

60,

000

60,

000

3,0213,021

2,0

16

2,0

16

0,0160,0169999,999

9999,999

9999,999

9999,999

0,4

10


0,4

10

999

9,9

99

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

9999,9..

9999

,9..

1,020

9999,999

1,020

9999,999

1,020

9999,999

1,020

9999,999

G ~

G ~

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

999

9,9

99

999

9,9

99

9999

,9..

9999,9..

9999,9..

9999

,9..

9999,9..

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

999

9,9

99

999

9,9

99

DIg

SIL

EN

T

Secuencia 0

Secuencia 1

Secuencia 2



Ir al índice



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.

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

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

Tal como puede observarse, el despeje resulta coordinado abriendo el extremo Seccionadora

PSN en aproximadamente 480mseg.

PV PSN

JT1

J1J2

J3

JT1

J1

J2 J3

J5

J9

JT1

J8

J1

J1

J3J2

J1

J1

J3J4

JL2

JL1

J2

J1



CT TALTAL

PE TALTAL

PV LALACKAMA

0,65583,244

171,082

0,41853,064

143,828

0,4

07

51

,750

14

3,6

90

0,65883,553

171,065

0,8

42

10

6,9

29

20

1,9

62

0,76797,362190,699

0,839106,592201,328

0,5

59

70

,984

15

7,7

55

0,5

59

70

,984

15

7,7

55

1,02

0 ..

1,02

0 ..

3,030 21N-S11,571 67N-S11,566 67N-S2

3,030 21N-S11,571 67N-S11,566 67N-S2

1,020 ..1,020 ..

1,690 67N S21,690

1,690 67N S21,690

2,01

0 21

/21N

S1y

20

,48

7 6

7N S

1y2

Short-Circuit Loc..0,6450,6450,0000,000

2,01

0 21

/21N

S1y

20

,48

7 6

7N S

1y2

0,9

87

67N

S1

0,9

87

67N

S1 1,020 27-S1-3p

1,020 27-S2-3p1,020 27-S1-3p1,020 27-S2-3p

1,020 27-S1-3p1,020 27-S2-3p

1,615 67N-S1-3p1,615 67N-S2-3p

4,091 67N-S2

1,020 27-S1-3p1,020 27-S2-3p

1,615 67N-S1-3p1,615 67N-S2-3p

4,091 67N-S2

G ~G ~

1,2

37

67N

S1

1,2

37

67N

S1

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



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

en tiempos de zona 2 despejando la falla.

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

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

PV PSN

PV CONEJO

JT1

J1J2

J3

JT1

J1

J2 J3

J5

J9

J1

J3J2

J1

J2

J1

J3J4

JL2

JL1

J2

J1



CT TALTAL

PE TALTAL

PV LALACKAMA

76,10,35-33,6

138,60,63-33,7

138,5

0,6

3-3

3,7

76,10,35-33,6

159,2

0,7

2-3

2,8

136,30,62-33,5

37,5

0,1

7-3

3,6

37,5

0,1

7-3

3,6

9999

,9..

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

60,

000

60,

000

3,0213,021

0,5

16

0,5

16

9999,9999999,9999999,999

9999,999

9999,999

9999,999

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

9999,9..

9999

,9..

1,020

9999,999

1,020

9999,999

1,020

9999,999

1,020

9999,999

G ~

G ~

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

999

9,9

99


999

9,9

99

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

2,3

10

2,3

10

DIg

SIL

EN

T

PV PSN

PV CONEJO

JT1

J1J2

J3

JT1

J1

J2 J3

J5

J9

J1

J3J2

J1

J2

J1

J3J4

JL2

JL1

J2

J1



CT TALTAL

PE TALTAL

PV LALACKAMA

0,48161,100

147,897

0,69988,799

181,561

0,6

97

88,5

65

181,4

08

0,47059,748

147,859

0,7

76

98

,622

19

2,3

71

0,69287,910178,558

0,3

74

47

,494

12

8,7

32

0,3

74

47

,494

12

8,7

32

9999

,9..

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

999

9,9

99

999

9,9

99

2,3

46

999

9,9

99

2,3

46

60,

000

60,

000

9999,9999999,999

0,5

16

0,5

16

9999,9999999,9999999,999

9999,999

9999,999

9999,999

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

999

9,9

99

9999,9..

9999

,9..

9999,9..

9999

,9..

1,020

4,819

1,020

4,819

0,710

1,509

0,710

1,509

G ~

G ~

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

999

9,9

99

Short-Circuit Loc..0,8840,8840,0000,000

999

9,9

99

9999,999

9999,999

9999,999

9999,999

0,8

55

0,8

55

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



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.



Ir al índice



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

Linea Extremo Top Falla

(seg) Top Sec 1

(seg)

Tap Lalackama - Secc CNJ - Secc Conejo 0,010 -

Conejo - Secc Conejo 1x220kV Conejo 220kV 0,415 -

Paposo - Tap Lalackama Paposo 0,516 0,516

Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal 1,020 1,020

Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama 1,020 1,020

Caso 1

Falla Monofásica 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo


(seg) Top Sec 1

(seg)






Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN 1,254 0,768

Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV 1,360 1,053

PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV 2,174 1,344

Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro 2,340 1,116

Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal 3,245 1,984

Caso 1

Falla Monofásica 25 Ohm 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo


(seg) Top Sec 1

(seg)



Conejo - Secc Conejo 1x220kV Secc Conejo 0,630 -








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Fallas 5% Paposo - TO Taltal

Caso 1

Falla Trifásica 5% Paposo - TO Taltal


(seg) Top Sec 1

(seg)

Paposo - Tap Taltal Paposo 0,266 -


Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Tap Off Lalackama 0,530 -



Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV Lalackama 220kV 1,021 -


Tap Lalackama - Secc CNJ Secc Conejo 2,310 -


Paposo - Tap Lalackama Paposo 3,016 -

Caso 1

Falla Monofásica 5% Paposo - TO Taltal


(seg) Top Sec 1

(seg)










Secc PSN- Diego de Almagro Diego de Almagro - 2,891



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Caso 1

Falla Monofásica 25 Ohm 5% Paposo - TO Taltal


(seg) Top Sec 1

(seg)









Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN - 0,510


10.3.2 Caso 2

Fallas 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo

Caso 2

Falla Trifásica 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo


(seg) Top Sec 1

(seg)








Caso 2

Falla Monofásica 95% Tap Off Lalackama - Seccionadora Conejo


(seg) Top Sec 1

(seg)













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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


(seg) Top Sec 1

(seg)











Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal - 4,173


Caso 2

Falla Trifásica 5% Paposo - TO Taltal


(seg) Top Sec 1

(seg)








Paposo - Tap Lalackama Paposo 3,016 -

Caso 2

Falla Monofásica 5% Paposo - TO Taltal


(seg) Top Sec 1

(seg)








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PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV - 1,474


Caso 2

Falla Monofásica 25 Ohm 5% Paposo - TO Taltal


(seg) Top Sec 1

(seg)


Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV Tap PE Taltal 0,530 -


Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV PE Taltal 1,030 -



Tap PE Taltal - Secc PSN Secc PSN - 0,510

PSN - Secc PSN 1x220kV PSN 220kV - 1,088


10.3.3 Caso 3


Caso 3

Falla Trifásica 5% Paposo - Seccionadora PSN


(seg) Top Sec 1

(seg)






Caso 3

Falla Monofásica 5% Paposo - Seccionadora PSN


(seg) Top Sec 1

(seg)




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Caso 3

Falla Monofásica 25 Ohm 5% Paposo - Seccionadora PSN


(seg) Top Sec 1

(seg)









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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.

Figura 10.4 – Puntos de aplicación de los cortocircuitos.

Pampa Solar Norte 33kV

TR

F S

SAA

REACTO

R N

EU

TRO

S/E Elevadora

Pampa

Solar Norte

A1

BS/E SeccionadoraPampa Solar Norte

C D E

A5

B1

B4

Aux S

SAA

Aux Z

N

PSN 33kV

TRF PSN 33kV

PSN 220kV



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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



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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

principal.

Figura 10.5 – Carta de coordinación. Protecciones de sobrecorriente. MÓDULO DE FASE

1 10 100 1000 10000[pri.A]0,01

1

100

10000

[s]

10 100 1000 10000

220,00 kV

33,00 kV

PSN 220kV\Cub_1\50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220 PSN 220kV\Cub_1\50/51_7UT8_S1_JT1_PSN220

PSN 33kV\Cub_1\50/51_7SJ63_FT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_1\50/51_7UT8_S1_JT1_PSN33

PSN 33kV\Cub_W0\50/51_7SJ63_F1_PSN33 PSN 33kV\Cub_W1\50/51_7SJ63_F2_PSN33

PSN 33kV\Cub_2\50/51_7SJ63_FSA_PSN33 PSN 33kV\Cub_3\50/51_7SJ63_FZ_PSN33

Trf PSN 220/33kV

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220 Ipset: 1,15 sec.A Tset: 0,70 s

50/51_7SJ8_S2_JT1_PSN220 Ipset: 2,75 sec.A Tset: 0,10 s

Overcurrent Ipset: 2,20 sec.A Tset: 0,40 s

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

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

50/51_7SJ63_F2_PSN33 IEC 255-3 extremely inverse Ipset: 0,65 sec.A Tpset: 0,40

50/51_7SJ63_FZ_PSN33 IEC 255-3 inverse Ipset: 0,20 sec.A Tpset: 0,40

50/51_7SJ63_FSA_PSN33 IEC 255-3 extremely inverse Ipset: 0,10 sec.A Tpset: 0,15

Overcurrent IEC Very Inverse Ipset: 0,65 sec.A Tpset: 0,22

Overcurrent IEC Very Inverse Ipset: 1,39 sec.A Tpset: 0,15

Trf SSAA

Reactor

Colectores

Trf Ppal

DIg

SIL

EN

T



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Figura 10.6 – Fallas entre fase en el bushing del lado de 220kV del transformador principal

Figura 10.7 – Fallas en 33kV. P/Máx F3F en barras de 33kV. P/Min F2F c/5Ω en punta del colector A

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

1

100

10000

[s]

100 1000 10000

220,00 kV

33,00 kV




Trf PSN 220/33kV

IccF

3F

ma

x 2

20

kV

= 2

60

2A

IccF

3F

ma

x 2

20

kV

= 2

60

2A

IccF

2F

5o

hm

22

0kV

= 1

08

2A

IccF

2F

5o

hm

22

0kV

= 1

08

2A

DIg

SIL

EN

T

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

1

100

10000

[s]

100 1000 10000

220,00 kV

33,00 kV




Trf PSN 220/33kV

IccF

3F

ma

x 3

3kV

= 9

22A

IccF

2F

5o

hm

33

kV

= 5

23A

DIg

SIL

EN

T



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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,

para ambos lados del transformador principal (no coordinables entre sí).

Figura 10.8 – Carta de coordinación. Protecciones de sobrecorriente. MÓDULO DE TIERRA

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

0,1

1

10

100

[s]

10 100 1000 10000

33,00 kV

220,00 kV

PSN 33kV\Cub_1\50G_7SJ63_FT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_W0\67N-50G_7SJ63_F1_PSN33

PSN 33kV\Cub_W1\67N-50G_7SJ63_F2_PSN33 PSN 33kV\Cub_2\67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

PSN 33kV\Cub_3\50G_7SJ63_FZ_PSN33 PSN 220kV\Cub_1\51N_7UT8_S1_JT1_PSN220

Secc PSN\Cub_2\67N_7SA8_J3_S2_SeccPSN-PSN

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

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33 Ipset: 0,65 sec.A Tset: 0,00 s

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33 Ipset: 0,25 sec.A Tset: 0,00 s

67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33 Ipset: 0,30 sec.A Tset: 0,00 s

67N-50G_7SJ63_F2_PSN33 Ipset: 0,70 sec.A Tset: 0,00 s

Overcurrent IEC Normal Inverse Ipset: 0,20 sec.A Tpset: 0,32

67N_7SA8_J3_S2_SeccPSN-PSN IEC Normal Inverse Ipset: 0,25 sec.A Tpset: 0,40

Reactor

Trf Ppal

Colectores

Trf SSAA

Trf Ppal

Linea ext Secc

DIg

SIL

EN

T



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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.


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.


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.



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Figura 10.9 – Fallas a tierra en el bushing del lado de 220kV del transformador principal

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.

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

1

10

100

[s]

220,00 kV

PSN 220kV\Cub_1\51N_7UT8_S1_JT1_PSN220 Secc PSN\Cub_2\67N_7SA8_J3_S2_SeccPSN-PSN

Icc F

2F

T m

ax =

17

60

A

Icc F

1F

10

oh

m 2

20

kV

= 1

167

A

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

1

10

100

[s]

220,00 kV


IccF

2F

T m

ax 2

20kV

= 2

40

0A

IccF

1F

10

ohm

22

0kV

= 1

78

3A

DIg

SIL

EN

T

10 100 1000[pri.A]0,01

0,1

1

[s]

33,00 kV

PSN 33kV\Cub_W0\67N-50G_7SJ63_F1_PSN33 PSN 33kV\Cub_2\67N-50G_7SJ63_FSA_PSN33

Icc F

1F

= 8

0A

0.020 s

10 100 1000[pri.A]0,1

1

10

[s]

33,00 kV

PSN 33kV\Cub_1\50G_7SJ63_FT1_PSN33 PSN 33kV\Cub_3\50G_7SJ63_FZ_PSN33

Icc F

1F

= 5

2A

0.320 s

0.620 s

DIg

SIL

EN

T



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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

tensión.

PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

N

Punto de falla [%] - - - - - - - - -

2121N_7SA8_J3_S2_SeccPSN-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


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

Esc de Estudio: Caso 09

Tipo de CC: 3psc

Resistencia de Falla: 0 Ohm



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PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

N

Punto de falla [%] - - - - - - - - -



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


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











Tipo de CC: 2psc


PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

NPunto de falla [%] - - - - - - - - -


67N_7SA8_J3_S2_SeccPSN-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


67N-50G_7SJ63_F2_PSN33 N/A N/A N/A N/A N/A 0,02 0,02 N/A 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


Tipo de CC: spgf




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PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

N

Punto de falla [%] - - - - - - - - -



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


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 0,32








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: 2pgf


PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

NPunto de falla [%] - - - - - - - - -







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








50G_7SJ63_FZ_PSN33 N/A 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62


Tipo de CC: spgf




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PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

N

Punto de falla [%] - - - - - - - - -



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


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











Tipo de CC: 3psc


PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

NPunto de falla [%] - - - - - - - - -



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


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











Tipo de CC: 2psc




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PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

N

Punto de falla [%] - - - - - - - - -



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


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 0,32








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: 2pgf


PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

NPunto de falla [%] - - - - - - - - -







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








50G_7SJ63_FZ_PSN33 N/A 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62


Tipo de CC: spgf




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PS

N 2

20kV

TR

F P

SN

33kV

PS

N 3

3kV

PS

N_A

1

PS

N_A

5

PS

N_B

1

PS

N_B

4

Aux S

SA

A

Aux Z

N

Punto de falla [%] - - - - - - - - -







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








50G_7SJ63_FZ_PSN33 N/A 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62 0,62


Tipo de CC: spgf




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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.

Figura 10.11 – Puntos de aplicación de los cortocircuitos.

Conejo 33kV

S/E Elevadora Conejo

S/E SeccionadoraConejo

Conejo 33kV

Trf 33kV

Trf Bushing 220kV

CNJ A1

CNJ A5

Cole

cto

r 1

Cole

cto

r 2

Cole

cto

r 3

Cole

cto

r 4

Cole

cto

r 5

Cole

cto

r 6

Aux C

CEE C

NJ

CNJ D8

CNJ D1

Trf Bushing 33kV



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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.


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).


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.



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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,

transformador de SSAA, reactor de neutro y banco de condensadores.

Figura 10.12 – Carta de coordinación. Protecciones de sobrecorriente. MÓDULO DE FASE


«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

1 10 100 1000 10000 100000[pri.A]0,01

1

100

10000

[s]

33,00 kV

Trf33kV\Cub_2\50/51_SEL451_MT1_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_W0\50/51_SEL451_C1_CNJ33

Conejo 33kV\Cub_W3\50/51_SEL451_C4_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_3\50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33

Trf33kV\Cub_3\50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33 Trf Conejo 220/33kV

Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL451_T1_CNJ220 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220

Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S1_T1_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220

Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S2_T1_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_2\Fuse_6.3A_trfSSAA

Trf SSAA CNJ

Wd-1 OC Ipset: 2,90 sec.A Tset: 0,70 s

50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33 Ipset: 30,00 sec.A Tset: 0,03 s

50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33 Ipset: 31,50 sec.A Tset: 0,10 s

50/51_SEL451_C4_CNJ33 Ipset: 20,00 sec.A Tset: 0,04 s

117 MVA 220/33 kV (Conejo) strn: 117,00 MVA uktr: 13,37 % Ipeak: 25,00/0,01 s

Wd-1 OC C3 - IEC Class C (Extremely Inverse) Ipset: 4,25 sec.A Tpset: 0,22

50/51_SEL451_MT1_CNJ33 C3 - IEC Class C (Extremely Inverse) Ipset: 3,75 sec.A Tpset: 0,15

50/51_SEL451_C1_CNJ33 C3 - IEC Class C (Extremely Inverse) Ipset: 3,55 sec.A Tpset: 0,40

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

50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33 C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 1,00 sec.A Tpset: 0,20

Fuse_6.3A_trfSSAA 7QR Positrol-166-62

Trf SSA Conejo strn: 0,10 MVA uktr: 6,00 % Ipeak: 25,00/0,01 s

50/51_SEL451_MT1_CNJ33 Ipset: 6,80 sec.A Tset: 0,40 s


Reactor

Colectores

CCEE

Trf Ppal

Trf SSAA

DIg

SIL

EN

T



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ambos lados del transformador principal. Como respaldo local, se presenta la actuación de la

función 27 en 1 seg del lado de 33kV.

Figura 10.13 – Fallas entre fase en el bushing del lado de 220kV del transformador principal

1000 10000 100000[pri.A]0,01

1

100

10000

[s]

33,00 kV

Trf Conejo 220/33kV Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL451_T1_CNJ220


Icc m

in F

2F

10

oh

m =

7kA

7009.029 pri.A 0.700 s

Icc m

ax F

3F

= 1

6.5

kA

16509.799 pri.A 0.120 s

Icc m

ax F

3F

en

MT =

8kA

Icc m

ax F

3F

en

MT =

8kA

7989.874 pri.A 0.700 s

DIg

SIL

EN

T

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

1

100

10000

[s]

100 1000 10000

33,00 kV

220,00 kV

Trf33kV\Cub_2\50/51_SEL451_MT1_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_W0\50/51_SEL451_C1_CNJ33

Conejo 33kV\Cub_W3\50/51_SEL451_C4_CNJ33 Conejo 33kV\Cub_3\50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33

Trf Conejo 220/33kV Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL451_T1_CNJ220



Icc m

ax F

3F

en

33

kV

= 8

kA

Icc m

in F

2F

5o

hm

C4 =

3,8

kA

Icc m

in F

2F

5o

hm

C4 =

3,3

kA

3860.260 pri.A 9.262 s

8077.637 pri.A 0.720 s

3285.461 pri.A 0.040 s

8013.016 pri.A 0.040 s

DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



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,

para ambos lados del transformador principal.

Figura 10.15 – Carta de coordinación. Protecciones de sobrecorriente. MÓDULO DE TIERRA

100 1000 10000[pri.A]0,1

1

10

[s]

1000 10000

220,00 kV

33,00 kV

Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL451_T1_CNJ220 Secc Conejo\Cub_2\67N_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ

Secc Conejo\Cub_2\67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S1_T1_CNJ220

Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S2_T1_CNJ220

67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0,25 sec.A Tpset: 0,40

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

Wd-1 OC C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 1,50 sec.A Tpset: 0,41

100 1000 10000[pri.A]0,1

1

10

[s]

100 1000

33,00 kV

220,00 kV

Conejo 33kV\Cub_W0\50N_SEL451_C1_CNJ33 Trf33kV\Cub_3\50N_SEL351_MTZ1_CNJ33

Conejo 33kV\Cub_W3\50N_SEL451_C4_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S1_T1_CNJ33


50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 Ipset: 2,00 sec.A Tset: 0,70 s

50N_SEL451_C1_CNJ33 Ipset: 1,00 sec.A Tset: 0,10 s



Reactor

Colectores

67N ext seccionadoraConejo 220kV

Trafo ppal lado 220kV


DIg

SIL

EN

T



Ir al índice



- 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.


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.


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.


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



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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

cambian entre máximos y mínimos aportes, debido al reactor de neutro.

Figura 10.16 – Fallas a tierra en el bushing del lado de 220kV del transformador principal

100 1000 10000[pri.A]0,1

1

10

[s]

1000 10000

220,00 kV

33,00 kV

Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL451_T1_CNJ220 Secc Conejo\Cub_2\67N_GEL90_S2_J1_SeccCNJ-CNJ

Secc Conejo\Cub_2\67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S1_T1_CNJ220


67N_SEL311L_S1_J1_SeccCNJ-CNJ C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0,25 sec.A Tpset: 0,40

51N_SEL451_T1_CNJ220 C1 - IEC Class A (Standard Inverse) Ipset: 0,50 sec.A Tpset: 0,41



1030.876 pri.A 1.172 s

576.442 pri.A 1.571 s

Icc m

ax F

1F

= 1

kA

Icc m

in F

1F

5o

hm

= 5

74A

1037.359 pri.A 1.302 s

574.169 pri.A 1.805 s

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

0,1

1

10

100

[s]

1000 10000 100000

220,00 kV

33,00 kV

Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL451_T1_CNJ220 Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220

Conejo 220kV\Cub_1\50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220

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

2148.536 pri.A 0.120 s

1247.867 pri.A 0.700 s

Icc m

in F

1F

5o

hm

= 1

,2kA

Icc m

ax F

1F

= 2

,1kA

DIg

SIL

EN

T



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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.

100 1000 10000[pri.A]0,1

1

10

[s]

100 1000

33,00 kV

220,00 kV

Conejo 33kV\Cub_W0\50N_SEL451_C1_CNJ33 Trf33kV\Cub_3\50N_SEL351_MTZ1_CNJ33

Conejo 33kV\Cub_W3\50N_SEL451_C4_CNJ33 Conejo 220kV\Cub_1\51N_SEL787_S1_T1_CNJ33


50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 Ipset: 2,00 sec.A Tset: 0,70 s



50N_SEL451_C1_CNJ33 Ipset: 1,00 sec.A Tset: 0,10 s

618.135 pri.A 0.420 s

544.531 pri.A 0.420 s

Icc m

in F

1F

5o

hm

= 5

35A

Icc m

in F

1F

5o

hm

= 6

00A

Icc m

ax b

ush

ing =

61

5A

Icc m

ax F

1F

= 5

42

A

592.556 pri.A 0.700 s

614.414 pri.A 0.700 s

541.253 pri.A 0.120 s

Reactor

Colectores


DIg

SIL

EN

T



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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

tensión.

Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -

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



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


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



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

50/51_SEL451_C4_CNJ33 N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,04 0,04 N/A


50/51_SEL487V_CCEE_CNJ33 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,04

50N_SEL487V_CCEE_CNJ33 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02


Tipo de CC: 3psc




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180/190

Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -







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




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



50/51_SEL451_MT1_CNJ33 N/A N/A 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40









27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02


Tipo de CC: 2psc


Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -



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



50/51_SEL451_T1_CNJ220 0,70 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220 0,72 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A


51N_SEL451_T1_CNJ220 1,78 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

51N_SEL787_S1_T1_CNJ220 1,78 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


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 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,15 1,14

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


50N_SEL451_C4_CNJ33 N/A N/A N/A N/A N/A N/A 0,12 0,12 N/A


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


Tipo de CC: spgf




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181/190

Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -







50/51_SEL451_T1_CNJ220 0,12 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70

50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220 0,12 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72

50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220 0,12 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72




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



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 2,38 2,38 2,38 2,38 2,39 2,39 2,39 2,38

50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 N/A 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70







27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02


Tipo de CC: 2pgf


Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -


















50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33 N/A 1,39 1,39 1,39 1,39 1,39 1,39 1,40 1,39

50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 N/A 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70







27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33 1,02 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52


Tipo de CC: spgf




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182/190

Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -







50/51_SEL451_T1_CNJ220 0,12 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70

50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220 0,12 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72

50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220 0,12 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72




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



50/51_SEL451_MT1_CNJ33 N/A N/A 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40









27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02


Tipo de CC: 3psc


Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -







50/51_SEL451_T1_CNJ220 0,12 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70

50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220 0,12 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72

50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220 0,12 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72




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



50/51_SEL451_MT1_CNJ33 N/A N/A 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40









27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02


Tipo de CC: 2psc




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183/190

Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -


















50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33 N/A 1,13 1,13 1,13 1,13 1,13 1,13 1,13 1,13

50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 N/A 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70







27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33 1,02 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52


Tipo de CC: spgf


Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -







50/51_SEL451_T1_CNJ220 0,12 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70

50/51_SEL787_S2_T1_CNJ220 0,12 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72

50/51_SEL787_S1_T1_CNJ220 0,12 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72 0,72




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



50/51_SEL451_MT1_CNJ33 N/A 0,42 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40

50/51_SEL351_MTZ1_CNJ33 N/A 1,98 1,98 1,98 1,98 1,99 1,98 2,00 1,98

50N_SEL351_MTZ1_CNJ33 N/A 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70 0,70







27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02


Tipo de CC: 2pgf




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P:EE-2015-020 EE-2015-083/I:EE-ES-2015-1020/R:1 No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por

escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 184/190

Trf

Bushin

g 2

20kV

Trf

Bushin

g 3

3kV

Trf

33kV

Conejo

33kV

CN

J_A

1

CN

J_A

5

CN

J_D

1

CN

J_D

8

Aux C

CE

E C

NJ

Punto de falla [%] - - - - - - - - -


















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







27-59-59N_SEL451_MT1_CNJ33 1,02 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52 1,52


Tipo de CC: spgf




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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 Conejo-

Elevadora 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 Almagro-

Seccionadora 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 Almagro-

Seccionadora 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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