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ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

PROYECTO N° 15046

ESTUDIOS DE CONEXIÓN

SUBESTACIÓN RECTIFICADORA ESCUADRÓN 66/2,3[KV] 3,76[MVA]

6 22-02-16 Corrección de Ajuste Relé 7SJ80 RMC SAS MVC NSB

5 18-02-16 Respuesta Observaciones CDEC RMC SAS BAS NSB

4 09-02-16 Respuesta Observaciones CDEC y Transnet RMC SAS BAS NSB

3 03-02-16 Respuesta Observaciones de Transnet SAS SAS BAS NSB

2 24-12-15 Respuesta Observaciones de Transnet RMC SAS MVC NSB

1 09-12-15 Respuesta Observaciones de Transnet RMC SAS MVC NSB

0 28-10-15 Revisión Final RMC SAS MVC NSB

B 26-10-15 Envío a Cliente RMC SAS MVC NSB

A 23-10-15 Revisión Interna RMC SAS MVC

REV FECHA MOTIVO REVISIÓN POR REV APR CLIENTE

TECNORED FESUB Concepción S.A.

DOCUMENTO N° 15046-E-IN-002

REV 6


SUBESTACIÓN RECTIFICADORA ESCUADRÓN

66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002

TECNORED INGENIERÍA Y SERVICIOS (032-245 26 86 / 09-9479 7525)

CERRO EL PLOMO 3819, PARQUE INDUSTRIAL CURAUMA, VALPARAÍSO PÁGINA 2 DE 134

TABLA DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................................... 4

2 ALCANCES DEL ESTUDIO .......................................................................................................................... 7

2.1 OBJETIVOS .............................................................................................................................................. 7

2.2 REQUERIMIENTOS DE CONEXIÓN .................................................................................................................. 7

2.3 REPRESENTACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL ................................................................................ 7

3 INFORMACIÓN TÉCNICA DEL PROYECTO .................................................................................................. 8

3.1 LÍNEAS ..................................................................................................................................................10

3.2 TRANSFORMADORES ................................................................................................................................10

3.3 RECTIFICADORAS .....................................................................................................................................11

4 MARCO NORMATIVO ..............................................................................................................................12

5 CONSIDERACIONES DE MODELACIÓN .....................................................................................................17

5.1 ACTUALIZACIÓN BASE DE DATOS DIGSILENT .................................................................................................17

5.2 ESCENARIO DE DEMANDA ..........................................................................................................................19

5.3 ESCENARIOS DE OPERACIÓN .......................................................................................................................20

5.4 ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ..............................................................................................21

6 ESQUEMA DE PROTECCIONES .................................................................................................................22

6.1 PROTECCIÓN PUNTO CONEXIÓN 66[KV] .......................................................................................................24

6.2 PROTECCIÓN TRANSFORMADOR DE PODER LADO 66[KV] ..................................................................................24

6.3 PROTECCIONES LADO 2,3[KV] ....................................................................................................................24

7 CRITERIO DE AJUSTES .............................................................................................................................26

7.1 FUNCIÓN DE SOBRECORRIENTE (50/51/50N/51N) ........................................................................................26

7.2 PROTECCIÓN ANTE FALLA DEL INTERRUPTOR (50BF).........................................................................................27

7.3 PROTECCIÓN DE BAJO Y SOBRETENSIÓN (27/59) ............................................................................................27

7.4 PROTECCIÓN DE FRECUENCIA (81O/81U) ....................................................................................................27

8 CONFIGURACIÓN RELÉS ..........................................................................................................................28

8.1 AJUSTE EXISTENTES ..................................................................................................................................28

8.1.1 S/E Escuadrón 66[kV] .................................................................................................................29

8.1.2 S/E Loma Colorada .....................................................................................................................31

8.2 AJUSTES PROPUESTOS ..............................................................................................................................32

8.2.1 S/E Escuadrón 66[kV] .................................................................................................................32

8.2.2 S/E Rectificadora Escuadrón .......................................................................................................36

8.2.3 Lado AT Transformador 66/2,3[kV] TR001 ..................................................................................37

8.2.4 Lado BT Transformador 66/2,3[kV] TR001 ..................................................................................38

9 CURVAS DE COORDINACIÓN ...................................................................................................................39

http://www.tecnored.cl/



66/2,3[KV] 3,76[MVA]

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9.1 ESCENARIO A1 .......................................................................................................................................40

9.1.1 Fallas Entre Fases .......................................................................................................................40

9.1.2 Fallas a Tierra ............................................................................................................................54

9.1.3 Fallas a Tierra, Rf=25[Ω] .............................................................................................................68

9.2 ESCENARIO B4 ........................................................................................................................................82

9.2.1 Fallas Entre Fases .......................................................................................................................82

9.2.2 Fallas a Tierra ............................................................................................................................96

9.2.3 Fallas a Tierra, Rf=25[Ω] ........................................................................................................... 110

10 TIEMPOS DE OPERACIÓN ...................................................................................................................... 124

10.1 ESCENARIO A1 ................................................................................................................................. 124

10.2 ESCENARIO B1 ................................................................................................................................. 125

10.3 ESCENARIO A2 ................................................................................................................................. 126

10.4 ESCENARIO B2 ................................................................................................................................. 127

10.5 ESCENARIO A3 ................................................................................................................................. 128

10.6 ESCENARIO B3 ................................................................................................................................. 129

10.7 ESCENARIO A4 ................................................................................................................................. 130

10.8 ESCENARIO B4 ................................................................................................................................. 131

11 CONCLUSIONES ..................................................................................................................................... 132

12 ANEXOS ................................................................................................................................................ 134




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1 INTRODUCCIÓN

Fesub Concepción S.A. empresa del Grupo EFE está desarrollando la futura extensión del

Biotrén hasta la ciudad de Coronel, por lo que requiere el desarrollo y conexión al

Sistema Interconectado Central de la “S/E Rectificadora Escuadrón 66/2,3[kV]

3,76[MVA]”. El proyecto se emplazará en la comuna de Coronel, provincia de

Concepción, Región del Biobío, en la ruta CH-160 camino a Coronel esquina cruce

Escuadrón, este se conectará como Tap-Off a la línea Loma Colorada – Escuadrón

1x66[kV] propiedad de Transnet S.A, en un punto distante unos 8,7[km] de la S/E Loma

Colorada y 2,5[km] de S/E Escuadrón.

La configuración de la subestación será con barra simple en 66[kV] con interruptor

principal, en una etapa inicial constará de un transformador 66/2,3[kV] 3,76[MVA] y

rectificador (BMV-RZ1) 3[MW] 3[kVcc].

Con el fin de conseguir la autorización de conexión al Sistema Interconectado Central, la

empresa Fesub Concepción S.A. en conformidad a la Carta DO N°0834/2015 del 14 de

Julio de 2015, presenta a la dirección de Operaciones del Centro de Despacho Económico

de Carga del SIC (CDEC-SIC) los estudios que determinan el impacto en la operación del

sistema debido a la conexión de la nueva instalación. El desarrollo de los estudios se ha

realizado mediante el software PowerFactory DIgSILENT, considerando en detalle la

nueva subestación y la actualización de la base de datos de acuerdo al documento

“Catastro de Proyectos de Generación, Transmisión y Consumos”.

Con la base de datos creada se ha desarrollado el estudio de coordinación de

protecciones, modelando el sistema de equipos de medición y protección en función de

la información entregada por parte del cliente. Los resultados obtenidos, presentan los

parámetros de ajustes para satisfacer la coordinación de los equipos de protección que

compondrá la nueva Subestación Rectificadora como son el interruptor de interconexión,

del transformador de poder y verificación del fusible de los SSAA; además se verificará la

coordinación con los equipos de protección existentes en la zona adyacente. Este estudio

técnico se contempla la entrega de anexos digitales, que incluye los respaldos a los

resultados de ajustes propuestos.




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Las protecciones consideradas en los ajustes son:

Relé Siemens 7SJ80, Paño 52/1 Interconexión (Tap-Off).

Relé Siemens 7SJ80, Paño AT Lado 66[kV] del Transformador de Poder.

Relé Siemens 7SJ80, Paño BT Lado 66[kV] del Transformador de Poder.

Relé SEL 311C, Paño 52B1 S/E Lomas Colorada 66[kV].

Relé SEL 311C, Paño 52B2 S/E Escuadrón 66[kV].


A partir de los resultados presentados en forma de Curvas de Tiempo-Corriente (TOC),

diagramas de impedancia (R-X) y Tablas de tiempos de operación, se puede concluir lo

siguiente:

Debido a que la instalación no incrementa el nivel de cortocircuito y, según la

información oficial recibida desde Transnet sólo la S/E Escuadrón cuenta con

protección de distancia, no es necesario analizar las instalaciones más allá de lo

expuesto en el presente estudio.

Ante fallas entre fases en el lado de 66[kV] de las instalaciones de la nueva

Subestación, las protecciones despejarán la falla en los tiempos exigidos por la

normativa. Considerando que es una conexión en derivación, podría haber

operación de las protecciones de la línea, pero que cumplirá la selectividad en

segunda instancia luego de la reconexión del elemento serie, manteniendo el

tiempo máximo de despeje como permiten los Artículos 3-23 y 3-25 de la NTSyCS.

Ante fallas a tierra en el lado de 66[kV] de las instalaciones de la nueva






Para las Fallas a tierra se considera habilitada la función direccional de las

protecciones de las nuevas instalaciones, para evitar operaciones no selectivas ante

fallas en la línea o subestaciones cercanas.

La protección de distancia de S/E Escuadrón, no verá en zona 1 la barra de media

tensión de S/E Rectificadora Escuadrón; sin embargo, detectará las fallas en los

terminales de alta tensión del transformador no siendo posible disminuir esta zona




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debido a que el elemento serie sólo cuenta con protección de distancia en un

extremo y opera con conexión desde sólo uno de sus extremos.

Continuando con el punto anterior, considerando que solamente existe protección

de distancia en un extremo de la línea, se recomienda mantener el alcance de la

zona 1, para efectuar el despeje selectivo en la primera reconexión ante fallas

dentro de la nueva subestación.

Las fallas a tierra ocurridas en el lado de 2,3[kV] serán despejadas en un tiempo

máximo de 400[ms], por las protecciones habilitadas en el rectificador ya que

estará imposibilitado de operar en condiciones de falla a tierra y cuenta con una

función de desbalance de asimetría que dará orden de disparo, tanto al interruptor

52/1 el lado de alta tensión del transformador TR001 como al interruptor extra

rápido del lado de baja tensión en continua del rectificador.

En vista de los resultados obtenidos por los diferentes estudios, es conclusión del

consultor que la incorporación de la “S/E Rectificadora Escuadrón 66/2,3[kV] 3,76[MVA]”

no provoca efectos adversos en la operación normal del sistema para los diferentes

niveles de generación, demanda y operación, como tampoco en condiciones de fallas.




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

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2 ALCANCES DEL ESTUDIO

2.1 Objetivos

La finalidad del presente estudio es la correcta coordinación de las protecciones

asociadas a la conexión de la Nueva Subestación Rectificadora Escuadrón, esto conforme

a lo solicitado por CDEC-SIC en su carta DO N°0834/2015 del 14 de Julio de 2015; el

estudio se realizará centrándose en la zona de influencia analizando las principales

protecciones, en cuanto a su respuesta ante eventuales fallas en los sistemas del área de

influencia, frente a diferentes escenarios de generación, demanda, operación y fallas.

2.2 Requerimientos de Conexión

En la NTSyCS se establecen los requerimientos relacionados con el diseño y la operación

de las nuevas instalaciones de clientes, estableciéndose las exigencias que deben cumplir

estas instalaciones en régimen permanente o en régimen transitorio. En los capítulos

N°3, N°5 y N°6 de la NTSyCS se contemplan los estándares a cumplir para las nuevas

instalaciones.

2.3 Representación del Sistema Interconectado Central

El estudio de sistema se desarrolló con el software PowerFactory DIgSILENT versión 15.2,

actualizando la base de datos de Agosto de 2015 diseñada por el CDEC-SIC e

incorporando las nuevas instalaciones de la S/E Rectificadora. La actualización

corresponde a la incorporación del plan de generación y transmisión, informadas en el

documento “Catastro de Proyectos de Generación, Transmisión y Consumos” hasta la

fecha de puesta en servicio de la S/E Rectificadora contemplada para Noviembre de

2015.




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3 INFORMACIÓN TÉCNICA DEL PROYECTO

En esta sección se detalla la información técnica más relevante de los equipos

proyectados para la nueva S/E Rectificadora Escuadrón, utilizada para la modelación de

la base de datos del software PF DIgSILENT, utilizando la información proporcionada por

Fesub Concepción S.A. proveniente de la ingeniería asociada. En la Figura 1, se presenta

el diagrama unilineal de la modelación realizada en el software de simulación, donde se

aprecia la topología con interruptor principal, barra simple de 66[kV], transformador de

poder de dos devanados 66/2,3[kV] 3,76[MVA] con CTBC y un rectificador (RZ1).

Figura 1: Unilineal Modelación S/E Rectificadora Escuadrón.

TapOff Rect.Escuadrón

66[kV]

Carga

Equiv.

TR-001

Barra DC Negativa

Barra DC Positiva

RZ1

S/E Rectificadora Escuadrón 66[kV]

52/1

S/E L.Colorada 66[kV] S/E Escuadrón 66[kV]

PowerFactory 15.2.1

ESTUDIO CONEXIÓN - S/E RECT. ESCUADRÓN

S/E Rectificadora Escuadrón 66/2.3[kV] 3.76[MVA] Propiedad de FESUB Concepción S.A.

Realizado por Tecnored, Ing. René Moraga C.

Project: 15046

Graphic: SE Escuadron

Date: 10/27/2015

Annex: EConexión

1010 10

DIg

SIL

EN

T




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

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Figura 2: Resumen Ejecutivo Zona de Influencia.

S/E P.BioBio

66[kV]

S/E S.Pedro

66[kV]

S/E Manco

66[kV]

Tap L.Colorada

66[kV]

S/E L.Colorada

66[kV]

S/E Escuadrón 66[kV]

C.Coronel

S/E ArenasBlancas

66[kV]

C.Energía

BíoBío

C.Arauco

C.Horcones

S/E C.Arauco 66[kV]S/E Horcón 66[kV]

S/E Concepción 154[kV]

S/E Concepción 66[kV]

S/E Coronel 66[kV]

S/E Coronel 154[kV]

PowerFactory 15.2.1

ESTUDIO CONEXIÓN - ZONA DE INFLUENCIA



Project: 15046

Graphic: Zona de Influenci

Date: 9/3/2015

Annex: EConexión

G~

00

1

11

G~

11

G~

00

0

5

3

0

2

0

0

2

0

G~ G

~

11

0

0

11

-3

0

0

00

3

4

0

0

0

10

1

DIg

SIL

EN

T




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3.1 Líneas

Tabla 1: Parámetros Modelación Líneas Zona de Influencia.

Línea Conductor In[kA] L [km] R1 [Ω] X1 [Ω] Ro [Ω] Xo [Ω]

Arenas Blancas - Puchoco 66 kV Cu 1/0 AWG 0,298 1,491 0,768 0,996 1,087 3,264

Arenas Blancas - Tap Polpaico 66 kV AASC Butte 0,388 5,12 1,196 1,911 1,954 7,638

Concepción - San Pedro 66 kV L1 Cu 1/0T 0,257 6,8 2,584 2,652 3,536 10,34

Concepción - San Pedro 66 kV L2 Cu 1/0T 0,257 6,8 2,584 2,652 3,536 10,34

Coronel - Arenas Blancas 66 kV Cu 1/0 AWG 0,387 2,59 0,975 1,064 1,358 3,961

Coronel - Arr. Lota (Enacar) 66 kV AAAC Butte 0,389 5,24 1,224 1,956 2 7,817

Coronel - Quiñenco 154 kV AASC 700 MCM 0,805 0,862 0,092 0,349 0,301 1,094

Coronel - Tap Lota (Frontel) 66 kV AAAC Butte 0,389 11,12 2,598 4,151 4,243 16,59

Coronel - Transformador Nº6 66 kV Cu 1/0 AWG 0,223 0,02 0,005 0,007 0,008 0,03

Horcones - Arauco 66 kV Cu 2/0 0,36 0,79 0,236 0,323 0,353 1,202

Lomas Coloradas - Coronel 66 kV L2 Cu 1/0T 0,257 14,28 5,426 5,569 7,426 21,71

Lota (Enacar) - Arr. Colcura 66 kV AAAC Butte 0,389 3,84 0,897 1,433 1,465 5,728

San Pedro - Coronel 66 kV L1 Cu 1/0T 0,257 21,68 8,238 8,455 11,27 32,95

San Pedro - Lomas Coloradas 66 kV L2 Cu 1/0T 0,257 7,4 2,812 2,886 3,848 11,25

Tap Loma Colorada - Loma Colorada 66kV Cu 3/0 0,298 1 0,237 0,396 0,385 1,515

Tap Lomas Coloradas - Escuadrón 66 kV Cu 3/0 0,298 2,5 0,618 0,999 0,964 3,787

Tap Lomas Coloradas - Escuadrón 66 kV_a Cu 3/0 0,298 8,4 2,078 3,607 3,237 12,72

Tap Lota (Frontel) - Horcones 66 kV Cu 1/0 AWG 0,223 13,42 5,053 5,513 7,039 20,52

Tap Polpaico - Escuadrón 66 kV AASC Butte 0,388 1,08 0,292 0,45 0,412 1,611

Tap-off Colcura - Arr. C. Arauco 66 kV 2 AAAC Butte 0,389 11,5 2,686 4,293 4,388 17,15

Transformador Nº6 - Manco 66 kV Cu 1/0 AWG 0,223 4,18 0,976 1,56 1,595 6,235

3.2 Transformadores

Tabla 2: Parámetros Transformadores1 - Proyecto y Zona de Influencia.

Nombre Potencia [MVA] Grupo Razón Z Z0 X/R

TR-001 66/2.44kV 3.36MVA CTBC 3,76 YNd1 66/2,3[kV] 9,22 8,29 8,547

Arauco 66/13.2kV_40MVA 40 YNd1 69/13,8[kV] 15,648 13,888 72,807

Arauco 66/13.8kV_40MVA 25 YNd1 69/13,8[kV] 10 8 29,065

C.Coronel 11.5/E66kV_58MVA 58 YNd1 69/11,5[kV] 14,187 14,187 214,896

Horcones 66/11kV_31.3MVA 35 Yd1 69/11[kV] 11,282 9,9167 64,303

Papeles Biobío 66/6kV 10MVA T1 10 Yd5 66/6[kV] 9,3 9,3 9,486

Concepción 1 154/66kV-30MVA 30 YN0yn0d1 154/6913,8[kV] 11,2 14,17 26,231



Coronel 154/69kV-56MVA _T6 56 YN0yn0d1 154/6914,8[kV] 13,35 7,66 32,774

Coronel 154/69kV-60MVA _T3 60 YN0yn0d1 154/6913,8[kV] 10,1 8,39 25,052

Coronel 154/69kV_56MVA_T5 56 YN0yn0d1 154/6913,8[kV] 10,5 8,05 29,237

Coronel 154/69kV_60MVA_T4 60 YN0yn0d1 154/6914,8[kV] 8,39 26,22 22,056

1 En el caso de transformadores de tres devanados, las impedancias y la razón X/R es entre Alta y Media Tensión.




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3.3 Rectificadoras

Tabla 3: Parámetros Rectificador.

Potencia Nominal : 3000 [kW]

Tensión de Salida a Corriente Nominal : 3000 [Vcc]

Tensión de Salida en Vacío para Udio : 3150 [Vcc]

Tensión de Salida en Vacío para Udimax : 3300 [Vcc]

Régimen o Ciclo de Cargas

100% : 1000 [A](Permanente)

150% : 1500 [A] (2 horas)

300% : 3000 [A] (5 Minutos)

Pulsos : 6

Enfriamiento : Aire Forzado

Diodos por Rama : 5

Cantidad Total de Diodos : 30

Temperatura Ambiente : 40°C

Tensión Inversa de Punta repetitiva de los Diodos (VRRM) : 3000 [Vdc]




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4 MARCO NORMATIVO

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 5-44, 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.

a) Para líneas del Sistema de Transmisión:

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.

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 5-44.

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.




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c) Para transformadores de poder:

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 Artículo 5-44 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.

Artículo 3-24

iv. Conexiones en derivación de líneas

En el caso que el Coordinado que explote una nueva instalación de inyección o retiro

solicite su conexión en derivación de una línea del ST que no pertenezca al STT por medio

de un arranque de simple circuito de línea o transformación deberá dar cumplimiento a

los siguientes requisitos:

d) La conexión de una instalación de inyección o retiro en derivación desde una línea de

simple circuito o desde uno de los circuitos de una línea de dos o más circuitos del ST

de tensión mayor a 200 [kV], por medio de un arranque de simple circuito de línea o

transformación, deberá contar con un paño de interruptor físicamente ubicado

contiguo a la franja de seguridad de la línea que asegure el despeje selectivo de las

fallas que ocurran en las nuevas instalaciones, para lo cual se deberán adecuar los

sistemas de protección del circuito al cual se conecta a un esquema de teleprotección

de tres terminales que permitan mantener el tiempo de despeje de fallas en el

circuito al cual se conecta el arranque dentro de los tiempos máximos permitidos por

el Artículo 5-44 y la normal operación de los esquemas de desenganche y reconexión

monopolar.




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

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En caso que la instalación contribuya con corrientes de cortocircuito a las fallas en el

circuito al cual se conecta, dicho paño deberá contar con un sistema de protecciones que

cuente con un esquema de protección de falla de interruptor que garantice el despeje de

la contribución en caso de falla del interruptor en derivación, enviando señal de

desenganche a los interruptores adyacentes.

b) Se podrá efectuar solo una conexión en derivación por circuito de línea de tensión

superior a 200 [kV]. En caso de solicitarse una segunda conexión en derivación del

mismo circuito, ello exigirá desarrollar una subestación seccionadora de ese circuito

con al menos tres paños de interruptor con sus respectivos Sistemas de Protección.

c) Si de los estudios técnicos realizados por el Coordinado que solicita la conexión para

evaluar el impacto de la conexión en derivación, la DO concluye que el sistema

resulta inestable, o si no fuera posible lograr una adecuada coordinación y

selectividad entre las protecciones de la línea y las del interruptor en derivación,

respetando los tiempos máximos de despeje de fallas establecidos en el Artículo 5-44

o si se identificara un deterioro en la calidad y seguridad de servicio corresponderá el

desarrollo de una subestación seccionadora de ese o más circuitos de la línea, según

sea necesario.

d) En caso que no sea factible cumplir con los requisitos establecidos anteriormente, el

interesado podrá efectuar la conexión en alguna de las subestaciones terminales, a

través de un paño provisto de su respectivo Sistema de Protecciones y que cumpla

con los estándares mencionados en el punto II. Configuración de barras de

subestaciones del presente artículo.

En el caso que el Coordinado que explote una instalación de inyección o retiro solicite

una conexión que implique intervenir más de un circuito, en un punto intermedio de una

línea de dos o más circuitos que forma parte del ST de tensión mayor a 200 [kV] que no

pertenezca al STT, corresponderá construir una subestación seccionadora de al menos

dos circuitos de esta última, que cumpla con los estándares mencionados en el punto II.

Configuración de barras de subestaciones del presente artículo”.




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Artículo 3-25

En el caso que el Coordinado que explote una nueva instalación de inyección o retiro

solicite su conexión en derivación de una línea del ST de tensión menor a 200 [kV]

mediante un arranque de simple circuito de línea o transformación, sin interruptor,

deberá dar cumplimiento a los siguientes requisitos:

a) La conexión en derivación desde una línea de simple circuito o desde uno de los

circuitos de una línea de dos o más circuitos mediante un arranque de simple circuito

de línea o transformación, sin interruptor, deberá contar en el otro extremo del

mismo con un sistema de protección que permitan mantener el tiempo de despeje

de fallas en el circuito al cual se conecta y en el propio arranque dentro de los

tiempos máximos establecidos en el Artículo 5-44, para lo cual el Coordinado que

explote la línea receptora de la conexión deberá realizar las modificaciones

necesarias del sistema de protecciones de la línea. Si el despeje en los tiempos

indicados no es posible, se deberá implementar un esquema de teleprotección de

tres terminales.

b) El paño en el extremo del arranque deberá contar con un esquema de protección de

falla de interruptor que garantice el despeje de la contribución de corrientes de

cortocircuito en caso de falla de dicho interruptor.

c) 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 que muestren que no se pone en riesgo la SyCS del SI, la DO

podría excepcionalmente aceptar tiempos de operación mayores al indicado. Por otra

parte, si de los estudios técnicos realizados por el Coordinado que solicita la conexión

para evaluar el impacto de la conexión en derivación, la DO concluye que el sistema

resulta inestable o si no fuera posible lograr una adecuada coordinación entre las

protecciones de la línea y las del arranque, o si se identificara un deterioro en la

calidad y seguridad de servicio, se deberá mejorar el sistema de protección del

arranque en el punto de derivación o seccionar ese o más circuitos de la línea, según

sea necesario.




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Artículo 5-44

Con el fin de garantizar la recuperación del SI frente a las contingencias y severidad

especificadas en el Artículo 5-36 y Artículo 5-37, 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.

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 lo

Coordinados que exploten las instalaciones en cada caso.




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5 CONSIDERACIONES DE MODELACIÓN

Para determinar el real impacto de la conexión de las nuevas instalaciones, es necesario

modelar la situación estimada a la fecha de puesta en servicio para distintas condiciones

de generación, considerando escenarios de demanda el documento “Catastro de

Proyectos de Generación, Transmisión y Consumos” proyectado por la CNE,

incorporando condiciones operacionales que se tienen en las diferentes barras y líneas

de la zona de influencia. Se estima que el proyecto entre en operación a finales del año

2015, por ello es necesario considerar el “Catastro de Proyectos de Generación,

Transmisión y Consumos” hasta Diciembre de 2015. De acuerdo a lo mencionado

anteriormente, se solicitó a CDEC-SIC la definición de los escenarios de operación y fallas,

a través de la Carta enviada a la DO de CDEC-SIC el 07 de Julio de 2015, siendo

respondida el 14 de Julio de 2015 a través de la Carta DO N° 0834/2015.

5.1 Actualización Base de Datos DIgSILENT

Como se mencionó en el Numeral 2.3, el servicio de estudios eléctricos especializados se

desarrolló con el software PowerFactory DIgSILENT versión 15.2, actualizando la base de

datos de Agosto de 2015 diseñada por el CDEC-SIC e incorporando las nuevas

instalaciones. A continuación se indican las nuevas incorporaciones y actualizaciones que

se incluyó en la base de datos para efectuar el Estudio de Impacto Sistémico. Entre ellas

se toma en cuenta el plan de obras de generación, transmisión, niveles de demanda

esperados y clientes con potencias instaladas relevantes para el sistema.

Tabla 4: Obras de Generación en Construcción

Nombre del proyecto Fecha Entrada en Operación Tipo de central Potencia Instalada Total

Unidad 5 Central Guacolda En pruebas TC 139

Central Fotovoltaica Loma Los Colorados En Pruebas SFV 1

Central hidroeléctrica Los Hierros II En Pruebas HP 6

Mini central Lleuquereo En Pruebas HP 1,8

C. Hidroeléctrica de Pasada Alto Renaico En Pruebas HP 1,7

Central Hidroeléctrica Río Picoiquén En Pruebas HP 19

Central Hidroeléctrica Pulelfú En Pruebas HP 9

Pampa Solar Norte 01-10-2015 SFV 90,6

Carrera Pinto 01-12-2015 SFV 97

Central Solar Chaka 01-09-2015 SFV 40

Lagunilla 01-11-2015 FV-S 3

Cogeneración de Planta Industrial Tissue 01-09-2015 TG

Planta de Cogeneración 01-08-2015 TG 50

Itata 01-09-2015 HP 20

Carilafquén 01-09-2015 HP 19,8

Malalcahuello 01-09-2015 HP 9,2

Mini-Hidro de paso Panguipulli 01-08-2015 HP 0,34




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Figura 3: Actualización Plan de Obras de Generación.

HP_RíoPicoiquén

19MW

EnPruebas

Angol66kV

HP_Pulelfú

9MW

EnPruebas

Aihuapi-Capullo66kV(Tap-Off)

HP_Malalcahuello

9,2MW

Sep-15

Cautín-Ciruelos

HP_Carilafquén

19,8MW

Sep-15

Cautín-Ciruelos

HP_Itata

20MW

Sep-15

Scc.Charrua-Chillán66kV

HP_Lleuquereo

1,8MW

EnPruebas

Charrúa220kV

HP_LosHierrosII

5,5MW

EnPruebas

CanalMelado220kV

SFV_LomalosColorados

1MW

EnPruebas

LomalosColorados23kV

TG_PapelesCordillera

50MW

Ago-15

Cordillera110kV

TG_BioenergíaForestales

5MW

Sep-15

IsladeMaipo66kV

FV-S_Lagunilla

3MW

Nov-15

Ovalle

TC_Guacolda5

139MW

EnPrueba

Guacolda220kV

SFV_SolarChaka

40MW

Sep-15

D.Almagro-Franke110kV

SFV_CarreraPinto

97MW

Dic-15

CarreraPinto220kV

FV-S_LuzdelNorte

110MW

Sep-15

CarreraPinto220kV

SFV_PampaSolar

90,6MW

Oct-15

D.Almagro-Paposo2x220kV

PowerFactory 15.2.1

Catastro de Proyectos Oficiales CDEC-SIC

Generación Realizado por TECNORED, Ing. René Moraga C.

Project: Catastro

Graphic: Gx

Date: 9/3/2015

Annex: Gx

G~

11

G~

-1-1

G~

-2-2

G~

55

G~

11

~~~ ~~~

G~

G~

G~

G~

G~

G~

663333

0000

0000

00000000

DIg

SIL

EN

T




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

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Tabla 5: Obras de Transmisión.

Nombre del proyecto Fecha Entrada en Operación

Nivel de Tensión [kV]

Capacidad Nominal [MVA]

Nueva línea Cardones - Diego de Almagro 2x220 kV, tendido del primer circuito

01-10-2015 220 290

Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV 01-11-2015 220 -

Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV 01-10-2015 220 -

Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV 01-12-2015 220 No Aplica

Ampliación S/E Diego de Almagro 220 kV 01-12-2015 220 402



Ampliación S/E Polpaico 500 kV y cambio interruptor Paño Acoplador 52JR.

01-12-2015 500 y 220 No Aplica

Reemplazo desconectadores de Paños J3, J4, JR de S/E Quillota y JR de S/E Polpaico

01-09-2015 220 No Aplica

Proyecto de mejoramiento del Sistema de Transmisión Cordillera para Alto Maipo SpA

01-12-2015 110 -

Proyecto de mejoramiento del Sistema de Transmisión Cordillera para Alto Maipo SpA

01-12-2015 220 -

Línea Punta Cortés - Tuniche 01-12-2015 220 280

Línea Ancoa - Alto Jahuel 2x500 kV: primer circuito 01-12-2015 500 1400

S/E Maule 01-12-2015 66 25

Línea S/E Río Pitrufquen - S/E Melipeuco 01-09-2015 110 60

Subestación Nahuelbuta 66/13,2 kV, 16 MVA 01-12-2015 66/13,2 16

Subestación Nahuelbuta 66/13,2 kV, 16 MVA 01-12-2015 66 -

Subestación Nahuelbuta 66/13,2 kV, 16 MVA 01-12-2015 66 -

Subestación Nahuelbuta 66/13,2 kV, 16 MVA 01-12-2015 - -

Paño J8 Subestación Valdivia 01-12-2015 220 -

Tabla 6: Grandes Clientes.

Nombre del proyecto Fecha Entrada en Operación Demanda Máx. Potencia [MW] Punto de conexión al SIC (**)

Mall Marina Arauco - etapa 3 01-09-2015 1,5 S/E Marga, Al. Libertad

Validación Ind. T. Minera Continua 01-09-2015 4,5 S/E Polpaico

Mall Los Dominicos 01-12-2015 13,5 S/E Andes

Cementos BSA 01-12-2015 5 S/E Quilicura

Puerto Oxean (Aumento de Potencia) 01-12-2015 1 S/E Melipulli

Mall Valdivia 01-12-2015 3 S/E Valdivia

5.2 Escenario de Demanda

Para la proyección de demanda, se ha utilizado el máximo y mínimo valor de seis de los

nueve escenarios existentes en la base de datos de Agosto de 2015, resultando que el

valor más alto corresponde al “Día Laboral Demanda Alta” y el mínimo ocurre en “Día

Sábado Demanda Baja”. Estos escenarios fueron actualizados considerando la demanda

de los nuevos grandes clientes.




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Tabla 7: Demanda BD Agosto 2015.

OpScen Dda. Alta [MW] Dda. Media [MW] Dda. Baja [MW]

Laboral 7003 6213 5054

Sábado 6290 5670 5050

Tabla 8: Demandas Utilizadas Proyecta a Diciembre 2015.

Demanda Alta [MW] Demanda Baja [MW]

7025 5050

5.3 Escenarios de Operación

Para un análisis completo del comportamiento del esquema de protecciones, a los

escenarios de demanda se sumaron cuatro formas de operación de la zona de influencia,

que serán combinados con fallas en las instalaciones. Con el fin de analizar de forma

exhaustiva el impacto de las nuevas instalaciones, los escenarios operacionales utilizados

fueron solicitados a CDEC-SIC los que fueron respondidos por medio de la carta DO

N°0834-2015.

Los escenarios establecidos para la zona de influencia son:

Condición Operación 1: Línea 66[kV] Escuadrón – Loma Colorada abierta en

el extremo Loma Colorada. En servicio las centrales Energía Biobío y Planta

Arauco.


el extremo Loma Colorada. En servicio las centrales Energía Biobío, Coronel,

Horcones, Lebu, Planta Arauco, Bocamina 1 y Bocamina 2.


el extremo Escuadrón. En servicio la central Planta Arauco.


el extremo Escuadrón. En servicio las centrales Energía Biobío, Coronel,

Horcones, Lebu, Planta Arauco, Bocamina 1 y Bocamina 2.




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5.4 Estudio de Coordinación de Protecciones

De acuerdo a lo solicitado por CDEC-SIC se analizaron diferentes fallas, en cada uno de las

diferentes condiciones de operación detalladas en el punto 5.3 y dos escenarios de

demanda. Los puntos de fallas considerados en el desarrollo del estudio de coordinación

de protecciones son:

Fallas trifásicas y monofásicas con resistencia de falla a tierra nula y 25[Ω], en

el lado de 66[kV] del nuevo transformador de poder 66/2,3[kV] de la S/E

proyectada, teniendo en cuenta los tiempos de operación de las protecciones

proyectadas en esta S/E.


el lado de 2,3[kV] del nuevo transformador de poder 66/2,3[kV] de la S/E

proyectada, teniendo en cuenta los tiempos de operación de las protecciones

proyectadas en esta S/E.


las cabeceras de los alimentadores de 2,3[kV] conectados a la barra asociada

al nuevo transformador de poder 66/2,3[kV] de la S/E proyectada, teniendo

en cuenta los tiempos de operación de las protecciones proyectadas en esta

S/E.

Lo anterior, se resume las tablas Tabla 9 donde se presenta de forma concisa la totalidad

de escenarios que serán analizados en esta etapa.

Tabla 9: Escenarios Flujos de Potencia con Demanda Alta.

Demanda Operación Escenario

Alta 1 A1

Alta 2 A2

Alta 3 A3

Alta 4 A4

Baja 1 B1

Baja 2 B2

Baja 3 B3

Baja 4 B4




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6 ESQUEMA DE PROTECCIONES

El sistema de protecciones de la nueva S/E Rectificadora, está en conformidad a las

exigencias establecidas en el Título 3 y 5 de la NTSyCS otorgando un sistema que permite

la efectividad, seguridad y selectividad en el despeje de fallas, con respaldo para cada

uno de los equipos y con tiempos de despeje de acuerdo a lo establecido en la norma

técnica en el Artículo 5-44. En la Figura 4 se presentan los equipos que forman parte del

sistema de protección de la subestación. El esquema de protecciones considerado es el

que se encuentra contenido en el plano “Proyecto Conexión Escuadrón Rev.A” diagrama

unilineal y funcional entregado por el cliente. La filosofía de protecciones cumple con lo

establecido en la normativa vigente, contando con esta instalación con interruptor en el

punto de conexión, barra simple, interruptor en el lado de alta tensión del transformador

e interruptor en el lado del rectificador del grupo de tracción.

Conforme a las exigencias establecidas en la normativa vigente, el sistema de

protecciones de la central permite la efectividad y selectividad en el despeje de fallas de

acuerdo a lo establecido en la NTSyCS. En la Figura 4 se presentan los equipos que forma

parte del sistema de protección de la subestación en estudio.




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

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Figura 4: Sistema de Protecciones de S/E Rectificadora Escuadrón.

TapOff Rect.Escuadrón

66[kV]

Carga

Equiv.

TR-001

Barra DC Negativa

Barra DC Positiva

RZ1

S/E Rectificadora Escuadrón 66[kV]

52/1

S/E L.Colorada 66[kV] S/E Escuadrón 66[kV]

R

R

R

R

PowerFactory 15.1.7

ECP - S/E RECT. ESCUADRÓN



Project: 15046

Graphic: SE Escuadron

Date: 10/28/2015

Annex: ECP

1010

10

DIg

SIL

EN

T




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Tabla 10: Protecciones de Circuitos Comprometidos.

S/E Paño Tensión [kV] Protección Módulos

Escuadrón 52B2 66 Relé SEL 311C Distancia, sobrecorriente Fase y Residual

Loma Colorada 52B1 66 Relé SEL 311C Distancia, sobrecorriente Fase y Residual

Rectificadora 52/1 66 Relé Siemens 7SJ80 Sobrecorriente Fase y Residual

AT TR001 52AT (52/2) 66 Relé Siemens 7SJ80 Sobrecorriente Fase y Residual

BT TR001 52AT (52/2) 2,3 Relé Siemens 7SJ80

2

Sobrecorriente Fase, Residual y Falla Rectificador

En los títulos siguientes se detallaron los elementos y funciones de protección

proyectados, los que componen el sistema que protegerá las instalaciones de eventuales

fallas con tiempos de despeje conforme a la normativa vigente.

6.1 Protección Punto Conexión 66[kV]

Se contemplan un relé de protección con funciones de sobrecorriente de fases (50/51),

residuales (50N/51N), falla de interruptor (50BF) y de tensión (27/59). Las funciones de

protección darán orden al relé maestro, que envía la orden de disparo a los interruptores

aguas abajo del lado de AT del transformador AT TR001 y del Rectificador.

6.2 Protección Transformador de Poder Lado 66[kV]

Se contemplan un relé de protección con funciones de sobrecorriente de fases (50/51),

residuales (50N/51N) y de tensión (27/59). Las funciones de protección darán orden al

relé maestro, que envía la orden de disparo al interruptor en el lado de alta tensión del

transformador.

6.3 Protecciones Lado 2,3[kV]

Al ser un sistema de tracción la filosofía de protección considera como un solo equipo el

grupo Transformador-Rectificador, por lo tanto cuenta con equipo de interrupción en el

lado de 66[kV] y otro en el lado de continua del rectificador, que dará orden de disparo

de igual forma al interruptor del paño 52/2 (52AT) y al interruptor extra rápido (72/2).

El conjunto transformador de tracción y rectificador forma lo que se llama “grupo de

rectificación” y desde rectificador hacia las vías se llama “Grupo vías”. El rectificador está

2 Dispara sobre Interruptor del paño 52/2.




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compuesto de diodos y a los mismos se los deberá proteger de una máxima corriente y

solo se logra con una mayor impedancia de los transformadores de tracción. La

protección de limitación de la corriente de cortocircuito se realiza a través del relé

siprotec, que opera sobre el interruptor 52/2 de 66 kV que alimenta el transformador; la

señal con la cual se está monitoreando la protección del armario rectificador (máxima

corriente, instantánea y de tiempo inverso 50/51) se está tomando de la salida

secundaria del transformador de grupo, independientemente de la protección 50/51 del

transformador de potencia la cual se está monitoreando desde los 66 kV.

Se contemplan un relé de protección con funciones de sobrecorriente de fases (50/51) y

residuales (50N/51N). Las funciones de protección darán orden al relé maestro, que

envía la orden de disparo al interruptor en el lado de alta tensión del transformador.

El equipo rectificador cuenta con una función de protección por asimetría, que al

detectar un desbalance en la asimetría de la alimentación (2,4kV AC) y con la señal de

interruptor de grupo cerrado (52/2) a través de lógica del equipo PLC Maestro de la S/E,

se realiza un aislamiento del grupo rectificador, es decir, se abre el interruptor de grupo

66 KV (52/2) y el interruptor extra rápido del grupo en DC (72/2), dejando el

transformador aislado por el lado AT y BT continua, con este último se protege de

circulación de corriente desde la barra de corriente continua. De acuerdo a lo explicado

existe protección del trasformador en el lado de BT para eventos a tierra, dado que una

posible falla en este lado del trasformador es monitoreado por el equipo rectificador

mediante la supervisión de la asimetría.

Sumado a la protección anterior, se encuentran las funciones de protección propios del

rectificador RZ1 que contará a lo menos con funciones de frecuencia (81U/81O), de

tensión (27/59), fallas a tierra y falla de encendido de rectificadores. Los relés disparan

sobre el interruptor del lado de alta tensión del transformador y desconecta el

rectificador en un tiempo máximo de 400[ms].

El Puente Rectificador comprende 6 ramas cada una con 5 diodos en serie, para asegurar

la capacidad de voltaje, según el cálculo y requerimientos de EFE, cada conjunto diodo –

disipador lleva tres (3) detectores Opto Acoplados de falla que se conecta a una central

de alarmas dispuesta en el gabinete rectificador. En caso de falla de más de un diodo por

rama, el grupo rectificador se desconecta mediante la función 58; para este fin, la Central

respectiva provee contactos secos para la desconexión del Interruptor de Grupo. El

ajuste de los equipos del lado de corriente continua está fuera del alcance del presente

estudio.




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7 CRITERIO DE AJUSTES

Los presentes criterios de ajustes buscan realizar una coordinación que cumpla con la

selectividad y tiempos de despeje exigidos por la normativa vigente. Considerando la

conexión en derivación, se considerará las excepciones del Artículo 3-23 en cuanto a que

un transformador con enrollado de tensión menor a 150[kV] y potencia inferior a

12[MVA], se aceptaría la operación descoordinada de los fusibles para fallas en el lado de

alta tensión del transformador, que en este caso se ha mejorado el ejemplo agregando

un interruptor y sus respectivas protecciones; además, se considerará el Artículo 3-25

exige que se mantenga el tiempo de despeje de falla de la línea y que este tiempo no

supere a lo establecido en al Artículo 5-44. Los ajustes propuestos permitirán cumplir la

normativa, permitiendo mantener los tiempos de operación de la línea, la calidad de

servicio y utiliza la reconexión del elemento serie para cumplir con la selectividad en el

caso de fallas en el lado de 66[kV] de las nuevas instalaciones.

7.1 Función de sobrecorriente (50/51/50N/51N)

i. 50/51

Se propone ajustar la corriente mínima de operación o corriente pick-up de la unidad de

sobrecorriente (51) al 120 por ciento de la corriente nominal máxima garantizada por el

fabricante, y la corriente pick-up para la unidad instantánea al valor más alto de

corriente, producto de una falla al 80% del relé al cual le da respaldo. La curva de

sobrecorriente elegida será de acuerdo a los elementos de protección existentes,

considerando cumplir con los tiempos de despeje de la NTSyCS de 20 ciclos para este tipo

de instalaciones.

ii. 50N/51N

Con el cálculo de la corriente de cortocircuito para las diferentes fallas a tierra, se ha

determinado el valor total de la componente de secuencia cero que circula en los

distintos puntos monitoreados por las protecciones residuales. Como criterio de ajuste se

fijará la corriente pick-up en 20 por ciento de la corriente nominal o corriente mínima

producto de falla a tierra, para poder así detectar las fallas al final de la línea adyacente o

área protegida; la función instantánea se ajustará al máximo valor de corriente debido a

una falla cercana al relé al cual le da respaldo. Se considera habilitar la función

direccional, para evitar aperturas no selectivas ante fallas en el sistema de

subtransmisión.




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

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7.2 Protección ante falla del interruptor (50BF)

Se ajustará el umbral mínimo de corriente de la función 50BF entre 20 y 30% de la

corriente nominal del primario del transformador de corriente, este porcentaje permite

asegurar el correcto funcionamiento de la 50BF ante falsas señales que puedan causar

operaciones erróneas de las protecciones, y evita ser afectado por los errores de medida

asociados a los TC. El retardo propuesto a la operación de la protección 50BF será

cercano a unos 200[ms]. Ante la operación de la 50BF se debe enviar una señal de directa

hacia los interruptores aguas arriba.

7.3 Protección de Bajo y Sobretensión (27/59)

Esta función dará cumplimiento a la NTSyCS dentro de los tiempos estimados por esta. Se

cuenta con una función de sobretensión 59 que protegerá a los equipos instalados de

niveles excesivos de tensión, su contra parte es la función 27 de baja tensión que evita

funcionamientos inadecuados con tensiones inferiores a los requerimientos establecidos

por la normativa eléctrica chilena.

7.4 Protección de Frecuencia (81O/81U)

La protección de frecuencia registra a través de una señal de tensión alterna el valor

efectivo de la frecuencia, la NTSyCS establece un umbral de valores y tiempos de despeje

para seguridad. Por las características de la zona se ajustará de acuerdo a la norma

técnica vigente.




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

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8 CONFIGURACIÓN RELÉS

Las protecciones coordinadas han sido agrupadas en función de su ubicación y el relé que

las tendrá habilitadas. La coordinación y ajuste se basan en realizar diferentes fallas en

diferentes ubicaciones, como en la nueva subestación, punto de conexión y

subestaciones cercanas, para poder así verificar la selectividad, tiempo de despeje y los

pasos entre unidades de protección. Los análisis se realizaron para dos niveles de

cortocircuito, de acuerdo a los resultados de la actualización de la base de datos, siendo

presentados con un formato conforme a la nomenclatura utilizada en la programación de

los equipos de protección.

8.1 Ajuste Existentes




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002



8.1.1 S/E Escuadrón 66[kV]

Paño 52B2 S/E Escuadrón 66[kV]

Tensión Nominal Un : 66000[V]

Corriente Nominal In : 250[A]

Frecuencia fn : 50 [Hz]

TT/CC : 600/5[A]

TT/PP : 69000/115[V]

Marca : SEL

Modelo : 311C

Etapa de Protección: Parámetros Ajustes Valor Primario Valor Secundario

50/51 51G/50G

51GP 0,38 45 0,38

51GC U3

51GTD 5

50G1P 20,83 2500 20,83


67/67N 67/67N 67G1D 0

Zona Ajuste Valor [Ωprim] Valor [Ωsec] Protección Dirección

I

Z1P 2,310 0,462 FF

Forward

Z1MG 2,310 0,462 FN

RCA 60 -

Z1PD [s] 0,0 -

Z1GD [s] 0,0 -

II

Z2P 4,120 0,824 FF

Forward Z2MG 4,120 0,824 FN

RCA 60 -

Z2PD [s] 0,4 -

Z2GD [s] 0,4 -

III

Z3P 11,300 2,260 FF

Forward

Z3MG 11,300 2,260 FN

RCA 60 -

Z3PD [s] 1,0 -

Z3GD [s] 1,0 -

IV

Z4P 2,350 0,470 FF

Reverse

Z4MG 2,350 0,470 FN

RCA 60 -

Z4PD [s] 0,0 -

Z4GD [s] 0,0 -




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002







TT/CC : 600/5[A]

TT/PP : 69000/115[V]

Marca : SEL

Modelo : 311C


50/51 51G/50G

51GP 0,38 45 0,38

51GC U3

51GTD 5


67/67N 67/67N 67G1D 20,83 2500 20,83

Zona Ajuste Valor [Ωsec] Valor [Ωprim] Protección Dirección

I

Z1P 2,310 0,462 FF

Forward

Z1MG 2,310 0,462 FN

RCA 60 -

Z1PD [s] 0,0 -

Z1GD [s] 0,0 -

II

Z2P 4,120 0,824 FF


RCA 60 -

Z2PD [s] 0,4 -

Z2GD [s] 0,4 -

III

Z3P 11,300 2,260 FF

Forward

Z3MG 11,300 2,260 FN

RCA 60 -

Z3PD [s] 1,0 -

Z3GD [s] 1,0 -

IV

Z4P 2,350 0,470 FF

Reverse

Z4MG 2,350 0,470 FN

RCA 60 -

Z4PD [s] 0,0 -

Z4GD [s] 0,0 -




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002



8.1.2 S/E Loma Colorada

Paño 52B1 S/E Loma Colorada 66[kV]




TT/CC : 400/5[A]

TT/PP : 69000/115[V]

Marca : SEL

Modelo : 311C


50/51 51P/50P

51P2P 4,00 320 4,00

51P2C U5

51P2TD 6,35

50P1P 40,00 3200 40,00

50P21D -


50/51 51G/50G

51GP 1,00 80 1,00

51GC U5

51GTD 10,9

50G1P 12,50 1000 12,50




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002



8.2 Ajustes Propuestos

8.2.1 S/E Escuadrón 66[kV]

Debido a que los ajustes existentes en la S/E Escuadrón en sus paños 52B2 y 52B3, se

presenta un problema de coordinación ante fallas en las nuevas instalaciones debido al

ajuste de la Zona 4, la que está con ajuste de tiempo instantáneo. Por lo anterior, se

debe crear un segundo grupo de ajustes, deshabilitando dicha función cuando se

encuentre la línea en estudio alimentada desde el extremo de S/E Escuadrón 66[kV]. Esta

solicitud fue propuesta por Transnet y aceptada por el consultor, a continuación se

presentan los párrafos que lo confirman, que se encuentra al final de la página 9 y

comienzo de la página 10 del documento “RR EAP N°36_2015_Biotren _EFE _ver2.pdf”.

Cita 1: Solicitud de Transnet de deshabilitar las Zonas 4 de los Paños 52B2 y 52B3.

Debido a que ante fallas en el lado de 66[kV] de las instalaciones de la nueva

subestación, considerando que es una conexión en derivación, podría haber operación

de las protecciones de la línea y no siendo posible modificar las funciones de distancia, ya

que sólo existen en un extremo y sin comunicación; se podrá cumplir la selectividad en

segunda instancia luego de la reconexión del elemento serie, manteniendo el tiempo

máximo de despeje como permiten los Artículos 3-23 y 3-25 de la NTSyCS. Esta solicitud

fue propuesta por Transnet y aceptada por el consultor, a continuación se presentan los

párrafos que lo confirman, que se encuentra en la página 4 del documento “RR EAP

N°36_2015_Biotren _EFE _ver2.pdf”.




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002



Cita 2: Solicitud de Transnet de No modificar ajustes de distancia, coordinando en segunda instancia con

la reconexión que habilitarán.

Debido a la cercanía con las protecciones del paño 52/1 y 52AT (52/2), se utilizarán los

mismos a ajustes en la función de sobrecorriente de fase (51) para no afectar el paso de

coordinación con las funciones de la línea en estudio, permitiendo un paso de 300[ms]

en la coordinación en segunda instancia propuesta. Cabe destacar que el grupo

Transformador-Rectificador RZ1, es un respaldo por lo que jamás funcionarán en paralelo

y cuando entren en servicio, utilizarán los mismos ajustes del grupo RZ1.




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002







TT/CC : 600/5[A]

TT/PP : 69000/115[V]

Marca : SEL

Modelo : 311C


50/51 51G/50G

51GP 0,38 45 0,38

51GC U3

51GTD 5

50G1P 20,83 2500 20,83


67/67N 67/67N 67G1D 0

Zona Ajuste Valor [Ωprim] Valor [Ωsec] Protección Dirección

I

Z1P 2,310 0,462 FF

Forward

Z1MG 2,310 0,462 FN

RCA 60 -

Z1PD [s] 0,0 -

Z1GD [s] 0,0 -

II

Z2P 4,120 0,824 FF


RCA 60 -

Z2PD [s] 0,4 -

Z2GD [s] 0,4 -

III

Z3P 11,300 2,260 FF

Forward

Z3MG 11,300 2,260 FN

RCA 60 -

Z3PD [s] 1,0 -

Z3GD [s] 1,0 -

IV

Z4P - - -

-

Z4MG - - -

RCA - -

Z4PD [s] - -

Z4GD [s] - -




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002







TT/CC : 600/5[A]

TT/PP : 69000/115[V]

Marca : SEL

Modelo : 311C


50/51 51G/50G

51GP 0,38 45 0,38

51GC U3

51GTD 5


67/67N 67/67N 67G1D 20,83 2500 20,83

Zona Ajuste Valor [Ωsec] Valor [Ωprim] Protección Dirección

I

Z1P 2,310 0,462 FF

Forward

Z1MG 2,310 0,462 FN

RCA 60 -

Z1PD [s] 0,0 -

Z1GD [s] 0,0 -

II

Z2P 4,120 0,824 FF


RCA 60 -

Z2PD [s] 0,4 -

Z2GD [s] 0,4 -

III

Z3P 11,300 2,260 FF

Forward

Z3MG 11,300 2,260 FN

RCA 60 -

Z3PD [s] 1,0 -

Z3GD [s] 1,0 -

IV

Z4P - - -

-

Z4MG - - -

RCA - -

Z4PD [s] - -

Z4GD [s] - -




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002



8.2.2 S/E Rectificadora Escuadrón

Paño 52/1 S/E Rectificadora Escuadrón 66[kV]




TT/CC : 75/5[A]

TT/PP : 69000/115[V]

Marca : Siemens

Modelo : 7SJ80


27/593

Sobre y Baja Tensión Uph-ph

5101-FCT 27 ON

5103-27-1 PICKUP 50,8 30484 50,81

5106-27-1 DELAY 1

5001-FCT 59 ON

5003-59-1 PICKUP 76,2 45726 76,21

5004-59-1 DELAY 0,1


50/51 Sobrecorriente

1201-FCT 50/51 ON

1207-51 PICKUP 2,86 42,9 2,86

1209-51 TIME DIAL 0,6

1212-51 CARACT.ANSI Moderately Inverse

1204-50-1 PICKUP ∞ - -

1205-50-1 DELAY ∞


50BF Ante Falla del

Interruptor I>BF

7001-FCT 50BF ON

7006-50BF PICKUP 0,9 13,2 0,88

7005-TRIP TIMER 0,1[s]

7004-Chk BRK CONTACT YES


67/67N/67G

Protección Direccional

1601-FCT 67N/67N-TOC ON

1607-67N-TOC PICKUP 0,86 12,9 0,86

1609-67N TIME DIAL 1,0

1612-67N- CARACT.ANSI Very Inverse

Direccional (medida en fase)

1616-SENTIDO DIRECC Reverse

1617-DETERMIN.DIR. Ue y Ie

1619A-ANGULO ROTACION -60


81 Variaciones de

Frecuencia 81 U/O

5401-FCT 81 U/O ON

5403-81-1 PICKUP 49

5405-81-1 DELAY 0,1

5421-FCT 81-1 O/U ON

5406-81-2 PICKUP 51

5408-81-2 DELAY 0,1

3 Ajustar como ULE para valores fase-tierra.




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002



8.2.3 Lado AT Transformador 66/2,3[kV] TR001

Paño 52AT (52/2) Lado Alta Tensión TR001 66[kV]




TT/CC : 60/5[A]

TT/PP : 69000/115[V]

Marca : Siemens

Modelo : 7SJ80


27/59 Sobre y Baja

Tensión Uph-ph

5101-FCT 27 ON

5103-27-1 PICKUP 50,8 30484 50,81

5106-27-1 DELAY 1

5001-FCT 59 ON

5003-59-1 PICKUP 76,2 45726 76,21

5004-59-1 DELAY 0,1



1201-FCT 50/51 ON

1207-51 PICKUP 3,58 42,96 3,58

1209-51 TIME DIAL 0,6


1204-50-1 PICKUP 80,00 960 80,00

1205-50-1 DELAY 0[s]


50N/51N Sobrecorriente

Residual

1304-50N-1 PICKUP 80 960 80

1305-50N-1 DELAY 0[s]


67/67N/67G

Protección Direccional

1601-FCT 67N/67N-TOC ON

1607-67N-TOC PICKUP 1,07 12,84 1,07


1612-67N- CARACT.ANSI Very Inverse

Direccional (medida en fase)

1616-SENTIDO DIRECC atrás

1617-DETERMIN.DIR. Ue y Ie

1619A-ANGULO ROTACION -60


81 Variaciones de Frecuencia 81

U/O

5401-FCT 81 U/O ON

5403-81-1 PICKUP 49

5405-81-1 DELAY 0,1

5421-FCT 81-1 O/U ON

5406-81-2 PICKUP 51

5408-81-2 DELAY 0,1




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002



8.2.4 Lado BT Transformador 66/2,3[kV] TR001

Paño 52 Baja Alta Tensión TR001 66[kV]




TT/CC : 1500/5[A]

TT/PP : -

Marca : Siemens

Modelo : 7SJ80



1201-FCT 50/51 ON

1207-51 PICKUP 3,65 1095 3,65

1209-51 TIME DIAL 0,5


1204-50-1 PICKUP 27,00 8100 27,00

1205-50-1 DELAY 0[s]


50N/51N Sobrecorriente

Residual

1301-FCT 50N/51N ON

1307-51N PICKUP 1,10 330 1,10


1312-51 CARACT.ANSI Very Inverse

1304-50N-1 PICKUP 20 6000 20,00

1305-50N-1 DELAY 0[s]




66/2,3[KV] 3,76[MVA]

15046-E-IN-002



9 CURVAS DE COORDINACIÓN

En esta sección se exhiben las curvas que dan respaldo a la correcta coordinación y

selectividad del ajuste de protecciones propuesto, las que de acuerdo a lo establecido

por la DO de CDEC-SIC en la carta N°0834-2015 consideran escenarios operacionales,

demanda y despacho de generación. Se han realizado una serie de cortocircuitos en

diferentes ubicaciones dentro de la subestación rectificadora y las instalaciones cercanas

como son las SS/EE Loma Colorada y Escuadrón; estas fallas reflejadas en las curvas TOC

y RX presentan los ajustes, selectividad y tiempos de despeje de cada relé para diferentes

tipos y ubicación de las fallas. El diagrama RX muestra el comportamiento de los ajustes

existentes luego de la entrada de las nuevas instalaciones.

La totalidad de los resultados obtenidos se encuentran en forma digital como anexo,

para identificar las imágenes se crearon con un nombre de archivo que indica claramente

la información contenida. Los nombres están compuestos de la siguiente forma:

Escenarios: desde A1 hasta B4.

Subestación.

Ubicación Falla.

Tipo de Falla: trifásica y monofásica.

Curvas de Coordinación.

A continuación se presenta un conjunto de curvas del tipo TOC y R-X, para la observación

de manera gráfica del ajuste de protecciones realizado. Se analizaron los puntos de fallas

más críticos para diferentes niveles de cortocircuito, siendo estos los siguientes:

Lado Baja Tensión Transformador 2,3[kV] (B_RZ1).

Lado Alta Tensión Transformador 66[kV] (AT-TR-001).

Barra de Media tensión 66[kV] (Barra66 [kV]).

Interruptor Punto de Conexión (P2-52_1).

Punto de Conexión 66[kV] (TapOff-Escuadrón).

S/E Loma Colorada (B-Loma Colorada).

S/E Escuadrón (B-Escuadrón).



SUBESTACIÓN RECTIFICADORA ESCUADRÓN 66/2,3[KV] 3,76[MVA] 15046-E-IN-002



9.1 Escenario A1

9.1.1 Fallas Entre Fases

Figura 5: Falla Lado Baja Tensión Transformador 2,3[kV] (B_RZ1) – Curva TOC.

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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV

P1-52_1\Cub_3\TapOff_7SJ80 Barra66[kV]\Cub_4\AT_TR-001_7SJ80

TR-001 66/2.44kV 3.36MVA CTBC SE Escuadron\Cub_0.2\52B2-ED

B-Loma Colorada\Cub_2\52B1-LC

66/2.44[kV] 3.360[MVA] strn: 3,36 MVA uktr: 9,22 % Ipeak: 25,00/0,01 s

52B1-LC U5 - U.S. Short Time Inverse Ipset: 4,00 sec.A Tpset: 6,35 Tripping Time: 9999,999 s

52B1-LC Ipset: 40,00 sec.A Tset: 0,00 s Tripping Time: 9999,999 s

TapOff_7SJ80 ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 2,86 sec.A Tpset: 0,60 Tripping Time: 0,165 s

AT_TR-001_7SJ80 Ipset: 80,00 sec.A Tset: 0,00 s Tripping Time: 9999,999 s

AT_TR-001_7SJ80 ANSI/IEEE moderately inverse Ipset: 3,58 sec.A Tpset: 0,60 Tripping Time: 0,165 s

I =318,149 pri.A

0.165 s

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES RE-TOC_PH

S/E Rectificadora Escuadrón 66/2.3[kV] 3.76[MVA] Realizado por Tecnored, Ing. René Moraga C.

Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T






Figura 6: Falla Lado Alta Tensión Transformador 66[kV] (AT-TR-001) – Curva TOC.

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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV










I =2959,553 pri.A

0.025 s

0.114 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T






Figura 7: Falla Barra de Media tensión 66[kV] (Barra66 [kV]) – Curva TOC.

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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV










I =2959,553 pri.A

0.114 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T






Figura 8: Falla Interruptor Punto de Conexión (P2-52_1) – Curva TOC.

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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV










I =2959,553 pri.A

0.114 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T






Figura 9: Falla Punto de Conexión 66[kV] (TapOff-Escuadrón) – Curva TOC.

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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T






Figura 10: Falla S/E Loma Colorada (B-Loma Colorada) – Curva TOC.

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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T






Figura 11: Falla S/E Escuadrón (B-Escuadrón) – Curva TOC.

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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T






Figura 12: Falla Lado Baja Tensión Transformador 2,3[kV] (B_RZ1) – Curva RX.

10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]

SE Escuadron\Cub_0.2\52B2-ED

52B2-EDTripping Time: 9999,999 s

DIAGRAMA RX - S/E ESCUADRÓN HACIA LOMA COLORADA R-X_EDaLC_SEL311C


Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






Figura 13: Falla Lado Alta Tensión Transformador 66[kV] (AT-TR-001) – Curva RX.

10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]


52B2-EDTripping Time: 0,015 sZone: 1 Ph-Ph 1: 0,015 sZone: 2 Ph-Ph 2: 0,415 sZone: 3 Ph-Ph 3: 1,015 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






Figura 14: Falla Barra de Media tensión 66[kV] (Barra66 [kV]) – Curva RX.

10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






Figura 15: Falla Interruptor Punto de Conexión (P2-52_1) – Curva RX.

10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






Figura 16: Falla Punto de Conexión 66[kV] (TapOff-Escuadrón) – Curva RX.

10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






Figura 17: Falla S/E Loma Colorada (B-Loma Colorada) – Curva RX.

10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






Figura 18: Falla S/E Escuadrón (B-Escuadrón) – Curva RX.

10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






9.1.2 Fallas a Tierra


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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV





TapOff_7SJ80 ANSI/IEEE very inverse Ipset: 0,86 sec.A Tpset: 1,00 Tripping Time: 9999,999 s


52B2-ED U3 - U.S. Very Inverse Ipset: 0,38 sec.A Tpset: 5,00 Tripping Time: 9999,999 s



52B2-ED Ipset: 20,83 sec.A Tset: 0,00 s Tripping Time: 9999,999 s

AT_TR-001_7SJ80 ANSI/IEEE very inverse Ipset: 1,07 sec.A Tpset: 1,00 Tripping Time: 9999,999 s

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES RE-TOC_Gr


Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =3029,149 pri.A

0.020 s

0.108 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =300,955 pri.A

0.108 s

3*I0 =3029,149 pri.A

0.020 s

0.108 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =3029,149 pri.A

0.020 s

3*I0 =300,955 pri.A

0.108 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV














Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =224,200 pri.A

0.111 s

1.319 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T







10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]


52B2-EDTripping Time: 0,015 sZone: 1 Ph-G1: 0,015 sZone: 2 Ph-G2: 0,415 sZone: 3 Ph-Ph 3: 1,015 s Ph-G3: 1,015 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T







10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T







10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]


52B2-EDTripping Time: 0,015 sZone: 4 Ph-G4: 0,015 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






9.1.3 Fallas a Tierra, Rf=25[Ω]


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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV














Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =1228,005 pri.A

0.020 s

0.108 s

0.508 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =122,006 pri.A

0.142 s

3*I0 =1228,005 pri.A

0.108 s

0.508 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =1228,005 pri.A

0.508 s

3*I0 =122,006 pri.A

0.142 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV














Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 = 80,827 pri.A

0.200 s

9.539 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






9.2 Escenario B4

9.2.1 Fallas Entre Fases


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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV










I =324,779 pri.AI =326,026 pri.A

0.163 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV










I =3435,370 pri.A

0.020 s

I =3435,522 pri.A

0.025 s

0.114 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV










I =3435,370 pri.A

0.020 s

I =3435,522 pri.A

0.114 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV










I =3435,370 pri.A

0.020 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /2

DIg

SIL

EN

T







10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






9.2.2 Fallas a Tierra


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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV














Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =2231,126 pri.A

0.020 s

0.108 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =555,279 pri.A

0.108 s

3*I0 =2231,126 pri.A

0.020 s

0.108 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =2231,126 pri.A

0.020 s

3*I0 =555,279 pri.A

0.108 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =452,955 pri.A

0.108 s

1.085 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV














Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T






9.2.3 Fallas a Tierra, Rf=25[Ω]


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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV














Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =1018,428 pri.A

0.020 s

0.108 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =253,465 pri.A

0.108 s

3*I0 =1018,428 pri.A

0.020 s

0.108 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =1018,428 pri.A

0.020 s

3*I0 =253,465 pri.A

0.108 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV












3*I0 =145,719 pri.A

0.129 s

3.118 s



Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







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

0,1

1

10

[s]

1000 10000 100000

66,00 kV

2,30 kV














Date: 12/12/2015

Annex: 15046 /3

DIg

SIL

EN

T







10,19,368,647,927,206,485,765,044,323,602,882,161,440,72-0,72-1,44-2,16-2,88-3,60-4,32-5,04-5,76-6,48-7,20 [pri.Ohm]

10,8

10,1

9,36

8,64

7,92

7,20

6,48

5,76

5,04

4,32

3,60

2,88

2,16

1,44

0,72

-0,72

-1,44

-2,16

[pri.Ohm]





Date: 12/12/2015

Annex: 15046

DIg

SIL

EN

T



SUBESTACIÓN RECTIFICADORA ESCUADRÓN 66/2,3[KV]

3,76[MVA]

15046-E-IN-002



10 TIEMPOS DE OPERACIÓN

De las curvas anteriores se obtienen los tiempos de despeje de falla, los que muestran los

pasos entre unidades de protección, tiempo efectivo de despeje de falla, elementos de

protección y tiempos de respuesta de los respaldos. A continuación se presenta un

resumen de los tiempos de despeje, considerando fallas trifásicas y monofásicas a tierra

para diferentes escenarios; debido al volumen de los resultados en el cuerpo del informe

se han presentado solo algunos casos, encontrándose la totalidad de los resultados en

forma de anexo digital.

10.1 Escenario A1

Tabla 11: Falla Entre Fases.

52B1-LC 52B2-ED AT_TR-001_7SJ80 TapOff_7SJ80

Punto Falla 50P1 51P Ph-Ph 1 Ph-Ph 2 Ph-Ph 3 Ph-Ph 4 I> 50_1 Ip 51 Ip 51 Despeje[s]

B_RZ1 - - - - - - - 0,165 0,165 0,165

AT_TR-001 - - 0,015 0,415 1,015 - 0,025 0,114 0,114 0,015

Barra66[kV] - - 0,015 0,415 1,015 - - - 0,114 0,015

P2-52_1 - - 0,015 0,415 1,015 - - - 0,114 0,015

TapOff-Escuadrón - - 0,015 0,415 1,015 - - - - 0,015

B-Escuadrón - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - - - - - - - - - -

Tabla 12: Falla a Tierra.


Punto Falla 50G1 51N 51N 67G1 Ph-G1 Ph-G2 Ph-G3 Ph-G4 Ie> 50N_1 Iep 51N Iep 51N Despeje[s]

B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - 0,02 0,108 0,108 0,015

Barra66[kV] - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - - 0,108 0,108 0,015

P2-52_1 - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - - 0,108 0,108 0,015

TapOff-Escuadrón - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - - 0,108 0,108 0,015

B-Escuadrón - - 1,319 - - - - - - - - 0,015

B-Loma Colorada - - - - - - - - - - - -

Tabla 13: Falla a Tierra con Rf=25[Ω].



B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - - 0,508 - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] - - 0,508 - - - - - - 0,142 0,108 0,108

P2-52_1 - - 0,508 - - - - - - 0,142 0,108 0,108

TapOff-Escuadrón - - 0,508 - - - - - - 0,142 0,143 0,142

B-Escuadrón - - 9,539 - - - - - - - - 9,539

B-Loma Colorada - - - - - - - - - - - -




3,76[MVA]

15046-E-IN-002



10.2 Escenario B1




B_RZ1 - - - - - - - 0,164 0,164 0,164

AT_TR-001 - - 0,015 0,415 1,015 - 0,025 0,114 0,114 0,015

Barra66[kV] - - 0,015 0,415 1,015 - - - 0,114 0,015

P2-52_1 - - 0,015 0,415 1,015 - - - 0,114 0,015


B-Escuadrón - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - 0,02 0,108 0,108 0,015

Barra66[kV] - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - - 0,108 0,108 0,015

P2-52_1 - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - - 0,108 0,108 0,015


B-Escuadrón - - 1,31 - - - - - - - - 0,015

B-Loma Colorada - - - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - - 0,507 - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] - - 0,507 - - - - - - 0,141 0,108 0,108

P2-52_1 - - 0,507 - - - - - - 0,141 0,108 0,108


B-Escuadrón - - 9,101 - - - - - - - - 0,196

B-Loma Colorada - - - - - - - - - - - -




3,76[MVA]

15046-E-IN-002



10.3 Escenario A2




B_RZ1 - - - - - - - 0,161 0,161 0,161

AT_TR-001 - - 0,015 0,415 1,015 - 0,025 0,114 0,114 0,015

Barra66[kV] - - 0,015 0,415 1,015 - - - 0,114 0,015

P2-52_1 - - 0,015 0,415 1,015 - - - 0,114 0,015


B-Escuadrón - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - 0,02 0,108 0,108 0,015

Barra66[kV] - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - - 0,108 0,108 0,015

P2-52_1 - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - - 0,108 0,108 0,015


B-Escuadrón - - 0,888 - - - - - - - - 0,015

B-Loma Colorada - - - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - - 0,503 - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] - - 0,503 - - - - - - 0,134 0,108 0,108

P2-52_1 - - 0,503 - - - - - - 0,134 0,108 0,108


B-Escuadrón - - 7,256 - - - - - - - - 0,18

B-Loma Colorada - - - - - - - - - - - -




3,76[MVA]

15046-E-IN-002



10.4 Escenario B2




B_RZ1 - - - - - - - 0,161 0,161 0,161

AT_TR-001 - - 0,015 0,415 1,015 - 0,025 0,114 0,114 0,015

Barra66[kV] - - 0,015 0,415 1,015 - - - 0,114 0,015

P2-52_1 - - 0,015 0,415 1,015 - - - 0,114 0,015


B-Escuadrón - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - 0,02 0,108 0,108 0,015

Barra66[kV] - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - - 0,108 0,108 0,015

P2-52_1 - - 0,503 0,02 0,015 0,415 1,015 - - 0,108 0,108 0,015


B-Escuadrón - - 0,887 - - - - - - - - 0,015

B-Loma Colorada - - - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - - 0,503 - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] - - 0,503 - - - - - - 0,133 0,108 0,108

P2-52_1 - - 0,503 - - - - - - 0,133 0,108 0,108


B-Escuadrón - - 7,14 - - - - - - - - 0,179

B-Loma Colorada - - - - - - - - - - - -




3,76[MVA]

15046-E-IN-002



10.5 Escenario A3




B_RZ1 - - - - - - - 0,165 0,165 0,165

AT_TR-001 - 0,478 - - - - 0,025 0,114 0,114 0,025

Barra66[kV] - 0,478 - - - - - - 0,114 0,114

P2-52_1 - 0,478 - - - - - - 0,114 0,114

TapOff-Escuadrón - 0,478 - - - - - - - 0,478

B-Escuadrón - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 0,02 0,578 - - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] 0,02 0,578 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02

P2-52_1 0,02 0,578 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02

TapOff-Escuadrón 0,02 0,578 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02

B-Escuadrón - - - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - 1,128 - - - - - - - - - 1,128




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - 0,754 - - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] - 0,754 - - - - - - - 0,109 0,108 0,108

P2-52_1 - 0,754 - - - - - - - 0,109 0,108 0,108

TapOff-Escuadrón - 0,754 - - - - - - - 0,109 0,109 0,109

B-Escuadrón - - - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - 3,368 - - - - - - - - - 3,368




3,76[MVA]

15046-E-IN-002



10.6 Escenario B3




B_RZ1 - - - - - - - 0,164 0,164 0,164

AT_TR-001 0,02 0,477 - - - - 0,025 0,114 0,114 0,02

Barra66[kV] 0,02 0,477 - - - - - - 0,114 0,02

P2-52_1 0,02 0,477 - - - - - - 0,114 0,02

TapOff-Escuadrón 0,02 0,477 - - - - - - - 0,02

B-Escuadrón - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 0,02 0,577 - - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] 0,02 0,577 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02

P2-52_1 0,02 0,577 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02


B-Escuadrón - - - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - 1,121 - - - - - - - - - 1,121




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 - 0,749 - - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] - 0,749 - - - - - - - 0,109 0,108 0,108

P2-52_1 - 0,749 - - - - - - - 0,109 0,108 0,108

TapOff-Escuadrón - 0,749 - - - - - - - 0,109 0,109 0,109

B-Escuadrón - - - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - 3,227 - - - - - - - - - 3,227




3,76[MVA]

15046-E-IN-002



10.7 Escenario A4




B_RZ1 - - - - - - - 0,164 0,164 0,164

AT_TR-001 0,02 0,464 - - - - 0,025 0,114 0,114 0,02

Barra66[kV] 0,02 0,464 - - - - - - 0,114 0,02

P2-52_1 0,02 0,464 - - - - - - 0,114 0,02


B-Escuadrón - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 0,02 0,571 - - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] 0,02 0,571 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02

P2-52_1 0,02 0,571 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02


B-Escuadrón - - - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - 1,091 - - - - - - - - - 1,091




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 0,02 0,746 - - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] 0,02 0,746 - - - - - - - 0,109 0,108 0,02

P2-52_1 0,02 0,746 - - - - - - - 0,109 0,108 0,02


B-Escuadrón - - - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - 3,22 - - - - - - - - - 3,22




3,76[MVA]

15046-E-IN-002



10.8 Escenario B4




B_RZ1 - - - - - - - 0,163 0,163 0,163

AT_TR-001 0,02 0,463 - - - - 0,025 0,114 0,114 0,02

Barra66[kV] 0,02 0,463 - - - - - - 0,114 0,02

P2-52_1 0,02 0,463 - - - - - - 0,114 0,02


B-Escuadrón - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - - - - - - - - - -




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 0,02 0,57 - - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] 0,02 0,57 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02

P2-52_1 0,02 0,57 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02


B-Escuadrón - - - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - 1,085 - - - - - - - - - 1,085




B_RZ1 - - - - - - - - - - - -

AT_TR-001 0,02 0,743 - - - - - - 0,02 0,108 0,108 0,02

Barra66[kV] 0,02 0,743 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02

P2-52_1 0,02 0,743 - - - - - - - 0,108 0,108 0,02


B-Escuadrón - - - - - - - - - - - -

B-Loma Colorada - 3,118 - - - - - - - - - 3,118




3,76[MVA]

15046-E-IN-002



11 CONCLUSIONES

El estudio efectuado contiene todos los escenarios exigidos por el CDEC-SIC en su carta

DO N°0834-2015, analizando diferentes demandas, modos de operación y fallas en el

sistema de subtransmisión, transformación y barras internas.

En el presente estudio se realizó una revisión a la coordinación de protecciones,

considerando el ingreso de la nueva S/E Rectificadora Escuadrón. Este documento

establece los ajustes de protección de la nueva Subestación, propone un cambio a un

ajuste existente en el paño B3 de S/E Escuadrón y demuestra una selectividad en los

tiempos de despeje que cumple con lo establecidos en la normativa vigente, para fallas

tanto en las nuevas instalaciones como puntos críticos en el área de influencia. A partir

de los resultados se concluye que con los ajustes propuestos, las protecciones operan

dentro de los tiempos de despeje de fallas permitidos en la normativa vigente,

manteniendo la seguridad y calidad de servicio existente. La subestación Rectificadora ha

sido ajustada para salir de operación ante cualquier falla en sus instalaciones,

cumpliendo con lo establecido en la NTSyCS.

Las protecciones consideradas en los ajustes son:

Relé Siemens 7SJ80, Paño 52/1 Interconexión (Tap-Off).

Relé Siemens 7SJ80, Paño AT Lado 66[kV] del Transformador de Poder.

Relé Siemens 7SJ80, Paño BT Lado 66[kV] del Transformador de Poder.

Relé SEL 311C, Paño 52B1 S/E Lomas Colorada 66[kV].



A partir de los resultados presentados en forma de Curvas de Tiempo-Corriente (TOC),

diagramas de impedancia (R-X) y Tablas de tiempos de operación, se puede concluir lo

siguiente:

Debido a que la instalación no incrementa el nivel de cortocircuito y, según la

información oficial recibida desde Transnet sólo la S/E Escuadrón cuenta con

protección de distancia, no es necesario analizar las instalaciones más allá de lo

expuesto en el presente estudio.

Ante fallas entre fases en el lado de 66[kV] de las instalaciones de la nueva





3,76[MVA]

15046-E-IN-002







Ante fallas a tierra en el lado de 66[kV] de las instalaciones de la nueva






Para las Fallas a tierra se considera habilitada la función direccional de las

protecciones de las nuevas instalaciones, para evitar operaciones no selectivas ante

fallas en la línea o subestaciones cercanas.

La protección de distancia de S/E Escuadrón, no verá en zona 1 la barra de media

tensión de S/E Rectificadora Escuadrón; sin embargo, detectará las fallas en los

terminales de alta tensión del transformador no siendo posible disminuir esta zona

debido a que el elemento serie sólo cuenta con protección de distancia en un

extremo y opera con conexión desde sólo uno de sus extremos.

Continuando con el punto anterior, considerando que solamente existe protección

de distancia en un extremo de la línea, se recomienda mantener el alcance de la

zona 1, para efectuar el despeje selectivo en la primera reconexión ante fallas

dentro de la nueva subestación.

Las fallas a tierra ocurridas en el lado de 2,3[kV] serán despejadas en un tiempo

máximo de 400[ms], por las protecciones habilitadas en el rectificador ya que

estará imposibilitado de operar en condiciones de falla a tierra y cuenta con una

función de desbalance de asimetría que dará orden de disparo, tanto al interruptor

52/1 el lado de alta tensión del transformador TR001 como al interruptor extra

rápido del lado de baja tensión en continua del rectificador.

En función de los resultados arrojados por los diversos estudios se concluye que la

incorporación de la nueva “S/E Rectificadora Escuadrón 66/2,3[kV] 3,76[MVA]” no

provocará efecto adverso en la operación normal y cumple con las excepciones

consideradas en la NTSyCS para las conexiones en derivación, no poniendo en riesgo la

integridad del sistema interconectado.




3,76[MVA]

15046-E-IN-002



12 ANEXOS

ANEXO N°1: AJUSTE DE PROTECCIONES

ANEXO N°2: DIAGRAMAS

ANEXO N°3: TIEMPOS DE OPERACIÓN

ANEXO N°4: BD DIGSILENT

ANEXO N°5: DOCUMENTO: RR EAP N°36_2015_BIOTREN _EFE _VER2.PDF


estudio de oordina iÓn de prote iones proye to n° 15046 ...€¦ · estudio de coordinaciÓn de...

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