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ELETRANS S.A. NUEVA LÍNEA CARDONES DIEGO DE ALMAGRO 2X220kV, TENDIDO PRIMER CIRCUITO “ESTUDIO DE AJUSTES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES” PARTE DE LA OBRA INGENIERÍA DE DETALLES DETALLE ESTUDIO DE PROTECCIONES LÍNEA CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO 5 06-11-2015 Se Acogen comentarios del CDEC SIC VN CU EC 4 26-10-2015 Se Acogen comentarios del CDEC SIC VN CU EC 2 15-09-2015 Se Acogen comentarios del CDEC SIC y TRANSELEC VN GF EC 1 20-08-2015 Se Acogen comentarios del CDEC SIC VN GF EC 0 06-08-2015 Se Acogen comentarios de Transelec y CDEC SIC VN GF EC C 23/06/2015 Se Acogen comentarios de SAESA VN GF EC B 28/05/2015 Emitido para comentarios de ELETRANS VN GF EC FECHA PREPARÓ REVISÓ APROBÓ MODIFICACIONES ELETRANS S.A. NOMBRE FECHA FIRMA NOMBRE FECHA FIRMA PREPARÓ PREPARÓ REVISÓ REVISÓ Nº DOC. ST1-CDA-S1-P-ES-002 Nº DOC. 3VCL6532EES002

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ELETRANS S.A.

NUEVA LÍNEA CARDONES DIEGO DE ALMAGRO

2X220kV, TENDIDO PRIMER CIRCUITO

“ESTUDIO DE AJUSTES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES”

PARTE DE LA OBRA

INGENIERÍA DE DETALLES

DETALLE ESTUDIO DE PROTECCIONES LÍNEA CARDONES – DIEGO DE ALMAGRO

5 06-11-2015 Se Acogen comentarios del CDEC SIC VN CU EC

4 26-10-2015 Se Acogen comentarios del CDEC SIC VN CU EC

2 15-09-2015 Se Acogen comentarios del CDEC SIC y TRANSELEC VN GF EC

1 20-08-2015 Se Acogen comentarios del CDEC SIC VN GF EC

0 06-08-2015 Se Acogen comentarios de Transelec y CDEC SIC VN GF EC

C 23/06/2015 Se Acogen comentarios de SAESA VN GF EC

B 28/05/2015 Emitido para comentarios de ELETRANS VN GF EC

Nº FECHA PREPARÓ REVISÓ APROBÓ

MODIFICACIONES

ELETRANS S.A.

NOMBRE FECHA FIRMA NOMBRE FECHA FIRMA

PREPARÓ PREPARÓ

REVISÓ REVISÓ

Nº DOC. ST1-CDA-S1-P-ES-002 Nº DOC. 3VCL6532EES002

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ÍNDICE.

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 4 2. OBJETIVOS. ............................................................................................................................... 4 3. ANTECEDENTES. ...................................................................................................................... 5 3.1. Documentación Utilizada ............................................................................................................. 6 3.2. Antecedentes de las Líneas de Transmisión................................................................................ 7 3.2.1. Nueva Línea de Transmisión Cardones – Diego de Almagro. ..................................................... 7 3.2.2. Líneas de Transmisión Existentes ............................................................................................... 9 3.3. Sistema de Protección Considerado ............................................................................................ 9 3.4. Proyectos de generación futuros ............................................................................................... 10 4. ANALISIS DEL SISTEMA.......................................................................................................... 11 4.1. Estudios de Cortocircuito........................................................................................................... 11 4.2. Proyección de la Demanda. ...................................................................................................... 12 4.3. Escenarios Analizados. ............................................................................................................. 13 5. CRITERIOS GENERALES DE AJUSTES DE LAS PROTECCIONES ........................................ 13 5.1. Protección Línea 220kV Cardones - Diego de Almagro Circuito N°1 .......................................... 14 5.1.1. Función Diferencial de Línea ABB RED670 (87L) ...................................................................... 14 5.1.2. Protección de Distancia para Fallas Entre Fases y Tierra, Relé ABB REL670 Sistema 1 y

RED670 Sistema 2 (21/21N) .................................................................................................. 16 5.1.3. Tiempos de Operación para Cardones y Diego de Almagro ....................................................... 18 5.1.4. Protección de Sobrecorriente Direccional Residual (67N) .......................................................... 18 5.1.5. Esquema de Teleprotección ...................................................................................................... 18 5.1.6. Función de Pérdida de Potenciales (falla fusible) ....................................................................... 19 5.1.7. Protección de Sobrecorriente de Emergencia (51/51N) ............................................................. 19 5.1.8. Función de Selección de Fase y Delimitadores de Carga .......................................................... 19 5.1.9. Función de Cierre Contra Falla (Switch Onto Fault – 50HS) ...................................................... 20 5.1.10. Función Bloqueo por Oscilación de Potencia (68) ................................................................... 20 5.1.11. Protección Falla Interruptor (50BF) ......................................................................................... 20 5.1.12. Criterios de Ajuste Para la Función de Verificación de Sincronismo (25) ................................. 20 5.1.13. Criterios de Ajuste para la Función de Reconexión Automática (79) ....................................... 21 6. AJUSTES PROPUESTOS ........................................................................................................ 22 6.1. Protección de Línea 220 [KV] Cardones – Diego de Almagro .................................................... 22 6.1.1. Parámetros del Sistema ............................................................................................................ 22 6.1.2. Protección Diferencial de Línea 87L .......................................................................................... 22 6.1.3. Protección de Distancia 21/21N Extremo Cardones ................................................................... 24 6.1.4. Protección de Distancia 21/21N Extremo Diego de Almagro ...................................................... 29 6.1.5. Protección de Sobrecorriente Residual Direccional 67N Extremo Cardones y Diego de

Almagro. ................................................................................................................................ 34 6.1.6. Ajustes del Esquema de Teleprotección .................................................................................... 36 6.1.7. Ajustes de la Función de Perdida de Potenciales (falla fusible) .................................................. 37 6.1.8. Ajustes de la Protección de Sobrecorriente de Emergencia (51/51N) Extremo Cardones ........... 38 6.1.9. Ajustes de la Protección de Sobrecorriente de Emergencia (51/51N) Extremo Diego de

Almagro ................................................................................................................................. 40 6.1.10. Función de Selector de Fases y Delimitadores de Carga ........................................................ 42 6.1.11. Ajustes de la Función Cierre Contra Falla (50HS) ................................................................... 44 6.1.12. Ajustes de la Función Bloqueo por Oscilación de Potencia (68) .............................................. 45 6.1.12.1. Ajustes Función Falla Interruptor (50BF) .......................................................................... 47 6.1.13. Ajustes Función de Verificación de Sincronismo (25) .............................................................. 48 6.1.14. Ajuste para la Función de Reconexión Automática (79) .......................................................... 49 6.2. Ajustes de las Protecciones Existentes ..................................................................................... 50 6.2.1. Criterios de Ajuste de las Protecciones de Diferenciales de Barra (87B) .................................... 50 6.2.1.1. Protección diferencial de Barra S/E Cardones Siemens 7SS52 .............................................. 50

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6.2.1.2. Ajustes de las protección diferencial de barra de S/E Cardones SIEMENS 7SS52.................. 50 6.2.1.3. Verificación de la operación de la protección diferencial de barra de S/E Cardones ................ 52 6.2.1.4. Protección diferencial de Barra S/E Diego de Almagro ABB REB500 ...................................... 57 6.2.1.5. Ajustes de las protección diferencial de barra de S/E Diego de Almagro ABB REB500 ........... 58 6.2.1.6. Verificación de la operación de la protección diferencial de Barra de S/E Diego de Almagro ... 63 7. VERIFICACIÓN DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. ................................................... 67 7.1. Tipos de fallas ........................................................................................................................... 67 7.2. Ubicación de fallas evaluadas ................................................................................................... 67 8. CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 71 9. ANEXOS. .................................................................................................................................. 72

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1. INTRODUCCIÓN Eletrans S.A. se encuentra desarrollando el proyecto “Nueva Línea Cardones – Diego de Almagro 2x220 kV, tendido del primer circuito” –el cual forma parte del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central (SIC) decretado por la autoridad. El proyecto contempla en primera instancia la construcción del tendido y puesta en servicio del primer circuito. La línea de transmisión Cardones - Diego de Almagro 2x220 kV tendrá una extensión aproximada de 156 km y será construida en estructuras de doble circuito, donde en una primera etapa se construirá y operará sólo un circuito con capacidad de transferencia de 290 MVA. La nueva línea constara con sus respectivos paños de 220 kV en las subestaciones Cardones y Diego de Almagro. El presente estudio se ha desarrollado en base a la información recibida por parte del cliente, donde se encuentra detalla la configuración y parámetros de la línea de transmisión, los equipos eléctricos primarios, relés, además de la ubicación y razones de los equipos de medida. Por otro lado, la información referida a los ajustes de las protecciones existentes se ha obtenido de la plataforma IFOTECNICA de la página web del CDEC SIC. El desarrollo del informe se ha realizado modelando las nuevas instalaciones en la base de datos del Sistema Interconectado Central (SIC) en la plataforma DIgSILENT PowerFactory, sobre la cual se realizan simulaciones de tal forma de determinar el comportamiento del sistema en condiciones de falla. El presente estudio de coordinación y ajustes de protecciones, considera diferentes escenarios operacionales, de modo de asegurar una correcta protección de las instalaciones nuevas y existentes verificándose su operación coordinada con el resto de los equipos de protección existentes en el sistema.

2. OBJETIVOS.

El objetivo de principal de este estudio es presentar los criterios de coordinación de protecciones que permitan determinar valores de ajuste para las protecciones de la nueva línea de 220kV Cardones – Diego de Almagro, verificando la coordinación con la operación del resto de las protecciones del entorno eléctrico de la nueva línea y las protecciones no unitarias de las instalaciones que se vean afectadas. Junto con lo anterior se ha de verificar que los criterios de protecciones recomendados den cumplimento a los estándares mínimos establecidos en la Norma Tecnica de Seguridad y Calidad del Servicio (NTSyCS), verificando que el conjunto de ajustes y funciones de protección proyectados y existentes aseguren la sensibilidad, selectividad y coordinación de protecciones frente a la ocurrencia de fallas en el subsistema en estudio. En caso de que se detecte pérdida de selectividad y/o sensibilidad en la operación de protecciones existentes, se especificarán las modificaciones de ajustes necesarios para corregir dicha condición.

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3. ANTECEDENTES. La línea de transmisión Cardones – Diego de Almagro, será un nuevo vínculo entre las subestaciones del mismo nombre ubicadas en la región de Atacama, Chile, en la zona norte de SIC. En la figura N°1 se muestra el trazado de la línea de transmisión 2x220 kV. Cardones – Diego de Almagro, mientras que la Figura 2 corresponde al unilineal simplificado con el agregado de las nuevas instalaciones.

Figura Nº1. Trazado Línea Cardones – Diego de Almagro.

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Figura Nº2.Diagrama unilineal del sistema eléctrico en estudio.

3.1. Documentación Utilizada Para la realización de este estudio se utilizaron diversos antecedentes que permitieron modelar la nueva línea Cardones – Diego de Almagro en el software DIgSILENT, y por otro lado establecer los criterios de ajuste y coordinación de protecciones. Los parámetros del sistema modelados e indicados a continuación están basados en los antecedentes recopilados de diversas fuentes que se detallan a continuación: Para el desarrollo de este documento se consideraron los antecedentes que a continuación se indican:

Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio, noviembre del 2014

Información de ajustes de protecciones existentes entregadas por la Empresa ELETRANS

S.A.

Anexo Carta DO 0064/2015 con la Definición de Alcance, contingencias y escenarios de

operación Proyecto Conexión 220 kV Cardones – Diego de Almagro

Documento “Catastro de Proyectos de Generación, Transmisión y Consumos” de abril

del 2015, disponible en el sitio Web del CDEC SIC.

Diagrama Unilineal SIC, obtenido de la página web del CDEC-SIC.

Fijación de Precio Nudo de Corto Plazo, Octubre 2014, CNE

Diagrama Unilineal general de S/E Cardones, con posiciones del paño de la nueva línea

de 220 kV Cardones – Diego de Almagro N° PST1-CDA-S2-EF-L001_rev 0 DU SE Cardones.

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Diagrama Unilineal general S/E Diego de Almagro, con posiciones del paño de la nueva

línea de 220 kV Cardones – Diego de Almagro N° PST1-CDA-S1-EF-L001_rev 0 DU SE D.

Almagro

Base de datos del SIC de marzo del 2015 para la plataforma Digsilent Power Factory

versión 15.2

3.2. Antecedentes de las Líneas de Transmisión El presente estudio contempla la determinación de los ajustes de las protecciones de la Nueva Línea 2x220 kV Cardones – Diego de Almagro que en su etapa preliminar incorporara un circuito al Sistema Interconectado Central (SIC), junto con lo anterior se verificara la coordinación de las protecciones aledañas a las nueva línea, y de ser necesario, el reajuste de las mismas, ante la nueva configuración topológica del sistema de transmisión, Para ello se requirió el modelo completo de la línea de transmisión 2x220kV Cardones – Diego de Almagro Por otro lado, las líneas aledañas al nuevo proyecto de línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro se encuentra actualmente modelada en la base de datos proporcionada por el CDEC-SIC, a través de sus parámetros eléctricos del circuito π equivalente. A continuación se presenta los parámetros eléctricos de las líneas involucradas en el estudio, junto con modelado de la nueva línea de transmisión.

3.2.1. Nueva Línea de Transmisión Cardones – Diego de

Almagro. La nueva línea de 220 kV. unirá las subestaciones Cardones y Diego de Almagro, y considera en el diseño de ella estructuras de torres de doble circuito, del cual en esta primera etapa solo se tenderá un circuito, la longitud total de la línea es de 156 km en conductor AAAC Greeley,.

Tabla 3.1: Características del conductor AAAC Greeley

Del mismo modo, las estructuras de transmisión que componen el proyecto se muestran en la Tabla 2 y, dada la frecuencia con la que se repite la torre de suspensión, por lo tanto la

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geometría de esta torre será la utilizada para el modelado en el software de simulación, la cual se muestra en la Figura 1.

Tabla 3.2: Estructuras

Tabla 3.4: Disposición geométrica de los conductores

Figura N°3-Torre de suspensión

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3.2.2. Líneas de Transmisión Existentes Las Líneas de transmisión existentes involucradas en el estudio y sus parámetros eléctricos son:

Tabla 3.5: Datos técnicos de líneas existentes

3.3. Sistema de Protección Considerado

En el presente apartado se detalla el sistema de protecciones que se considera instalar en ambos extremos de la línea 2x220kV Cardones – Diego de Almagro

Equipamiento en la subestación Cardones:

Paño de línea J12, 220kV S/E Cardones N°1, sistemas 1 y 2 compuesto por protección

diferencial de línea marca ABB, modelo RED670 y Protección de distancia marca ABB,

modelo REL670

Equipamiento en la subestación Diego de Almagro:

Paño de línea J5, 220kV S/E Diego de Almagro N°1, sistemas 1 y 2 compuesto por

protección diferencial de línea marca ABB, modelo RED670 y Protección de distancia

marca ABB, modelo REL670

Figura N°4-Sistema de protección considerado.

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3.4. Proyectos de generación futuros De acuerdo con lo indicado por la Dirección de Operación (D.O.) del CDEC-SIC en los anexos de la carta N°064/2015, se incorporan a la base de datos de DIgSILENT los nuevos proyectos de generación solar y eólica en el norte del SIC que estarán en servicio para la fecha de puesta en servicio de la línea, de tal forma de replicar el escenario futuro más exigente, en la Tabla 3.6 se indican cuáles serán los proyectos considerados en este estudio.

Tabla 3.6- Proyectos de generación a septiembre del 2015.

Tabla 3.7- Proyectos de transmisión a septiembre del 2015.

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4. ANALISIS DEL SISTEMA En este capítulo se realiza un breve análisis del impacto que produce la incorporación de la nueva línea de transmisión central en los niveles de cortocircuito del sistema. Este análisis permite determinar la incidencia real de la línea sobre las corrientes circulantes durante las fallas y por lo tanto la porción de la red donde la coordinación de protecciones puede verse afectada como producto de la interconexión de la nueva línea. Del mismo modo se realiza una proyección de la demanda estimada para la fecha de puesta en servicio de la línea, la que será en el mes de septiembre del 2015. Por último, se describirán los escenarios que se analizaran en el presente estudio.

4.1. Estudios de Cortocircuito A continuación se muestran las tablas con las corrientes de cortocircuito presentes en el sistema previo a la conexión de la línea Cardones – Diego de Almagro y posterior a su conexión con el fin de poder evaluar las variaciones en los niveles de cortocircuito en las barras aledañas y poder determinar donde se produce la mayor influencia y con esto identificar las protecciones que se verán afectadas. Cabe destacar que los cálculos se realizan utilizando el “Método Completo” tanto para las condiciones de baja como alta demanda. La Tabla 4 resume los valores obtenidos para los distintos tipos de falla en condiciones base de alta y baja demanda, junto con la variación porcentual por cada tipo de falla

Tabla 4.1- Niveles de cortocircuitos simétrico Inicial (Ik´´)

Del análisis de los resultados obtenidos previamente se aprecia que el mayor impacto de la línea en los niveles de cortocircuito se presenta en las barras de las SSEE Diego de Almagro y Cardones y en las instalaciones eléctricamente más cercanas, por lo que se prevé que las protecciones asociadas a estas instalaciones posiblemente sufrirán alguna modificación. Sin embargo, cualquier modificación será respaldada por los análisis de coordinación y selectividad.

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4.2. Proyección de la Demanda.

Para realizar la proyección de la demanda se tomó como base los escenarios de operación de demanda alta y baja de la base de datos de DigSILENT de marzo de 2015 en la zona norte del SIC, esta demanda es calculada como la suma de la transferencia por la línea 2x220 kV Nogales – Los Vilos, más la inyección local de generación, el resultado de este cálculo se muestra en la siguiente tabla:

Con los resultados anteriores más la información disponible en el Informe Técnico Definitivo de Fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo del SIC (ITD) emitido por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en Octubre del 2014, se realizan proyecciones de demanda la fecha puesta en servicio de la línea Cardones – Diego de Almagro (agosto 2015).

Tabla N°1

A partir de Tabla 1, la proyección de la demanda se realiza bajo las siguientes consideraciones:

Se admite un crecimiento uniforme de la demanda durante los meses del año.

Luego, la demanda estimada para Agosto de 2015 se calcula según las siguientes Expresiones:

𝐹𝐶(𝑀𝑎𝑟2015−𝐴𝑔𝑜𝑠2015) = 1 + (5

12) × 𝐹𝐶𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

Donde 𝐹𝐶𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑟𝑒𝑐𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 del sistema = 0.046

𝐹𝐶(𝑀𝑎𝑟2015−𝐴𝑔𝑜𝑠2015) = 1 + (5

12) × 0.046 = 1.019

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4.3. Escenarios Analizados. A continuación se presentan los escenarios a considerar en el estudio de Coordinación de Protecciones (EAP) correspondiente a la nueva línea de 220 kV Cardones – Diego de Almagro Circuito N°1. Los casos utilizados para el estudio de coordinación de protecciones serán los que representan la operación normal del sistema para el período de estudio, con la proyección de los escenarios de demanda alta y baja para fecha de puesta en servicio de la línea en cuestión. Se ha utilizado como punto de partida la base de datos oficial del CDEC SIC, la que se adecuara de acuerdo a lo solicitado por el CDEC SIC en su carta DO 0064/2015, configurándose los siguientes escenarios de demanda y operación:

Escenarios de demanda: Se consideraran 2 escenarios de demanda del sistema:

Demanda máxima del SIC

Demanda mínima del SIC Escenarios de operación: Para cada escenario de demanda se consideran dos condiciones de operación, estas son:

Condición 1: Central Guacolda (4 unidades)

Condición 2: Central Guacolda (4 unidades) + Central Taltal (1 unidad)

Condición 3 Central Guacolda (4 unidades) sin generación ERNC al norte de S/E Cardones.

5. CRITERIOS GENERALES DE AJUSTES DE LAS PROTECCIONES En este capítulo se describen los criterios generales que se utilizarán en la especificación de los ajustes de las protecciones del sistema en estudio para determinar los umbrales de operación de las distintas funciones de protección consideradas, las que se indican a continuación:

Función diferencial de línea (87L)

Función de distancia (21/21N)

Sobrecorriente residual direccional de respaldo (67/67N)

Sobrecorriente de emergencia por pérdida de potenciales (51/51N)

Bloqueo por oscilación de potencia

Bloqueo por perdida de potenciales

Delimitadores de carga (Load Encroachment)

Cierre contra falla

Reconexión y verificador de sincronismo

Función de falla de interruptor (50BF)

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5.1. Protección Línea 220kV Cardones - Diego de Almagro

Circuito N°1

5.1.1. Función Diferencial de Línea ABB RED670 (87L) Los ajustes para la protección diferencial se realizaran de acuerdo a las recomendaciones

contenidas en los manuales del fabricante del relé ABB RED670.

En primer lugar para la función diferencial se definirá la corriente base (𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒), como la

corriente nominal de los TT/CC de la línea Cardones - Diego de Almagro.

El umbral de mínima operación de corriente diferencial (𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛) será ajustado como un

múltiplo de la corriente base (𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒), para su cálculo se utilizó lo recomendado en los

manuales de operación del relé ABB RED670, esto es mediante la determinación de la corriente

de carga de la línea Ic:

𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 3.63 × 10−6 × 𝑈𝑁 × 𝑓𝑁 × 𝐶𝐵 × 𝐿

Donde:

𝑈𝑁 = 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝑘𝑉

𝑓𝑁 = 𝐹𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑒𝑛 𝐻𝑧

𝐶𝐵 = 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑛 𝑛𝐹/𝑘𝑚

𝐿 = 𝐿𝑎𝑟𝑔𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 𝑒𝑛 𝑘𝑚

Una vez obtenida la corriente de carga se determinara la corriente mínima

(𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛) teniendo las siguientes consideraciones:

𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛 ≥ 2.5 × 𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎

En algunas ocasiones la corriente de carga (𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎) es demasiado baja de tal forma que de la

ecuación anterior se obtiene un valor inferior al 20% de la corriente base (𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒) que

representa el umbral practico de sensibilidad de la protección, la recomendación del fabricante

para estos casos es ajustar la 𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛 se ajustara el umbral de mínima operación de corriente

diferencial con un valor igual al 30% de la corriente base, es decir:

𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛 ≥ 0.3 × 𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒

Para la definición de las demás características de la curva de operación se seguirán las

recomendaciones del fabricante, de esta forma el alcance de la primera sección EndSection1

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se ajustara al valor recomendado de 1.25 de la 𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒. La segunda sección se extenderá desde

EndSection1 hasta la EndSection2 que tendrá un ajuste recomendado de 3 de la 𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒.

La sensibilidad de esta función estará dada por dos pendientes de operación. La primera

pendiente denominada SlopeSection2, con este ajuste se da una zona de protección de alta

sensibilidad, apropiado para detectar fallas a tierra con resistencia.

La segunda pendiente SlopeSection3 se ajustará considerando una insensibilidad adecuada

ante la eventual saturación de los transformadores de corriente de los extremos de la línea

para fallas externas severas.

El ajuste 𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛𝐻𝑖𝑔ℎ, utilizado para disminuir temporalmente la sensibilidad de la protección

diferencial ante energizaciones de la línea, su ajuste se propone como 1 × 𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒, este ajuste

se mantendrá activo durante 1 segundo (𝑡𝑙𝑑𝑀𝑖𝑛𝐻𝑖𝑔ℎ = 1𝑠)

Para el ajuste de la operación instantánea sin restricción (𝐼𝑈𝑛𝑟𝑒), se propone un valor igual al

100% de la máxima corriente de cortocircuito para una falla en el 50% de la línea.

El tiempo de operación de esta función del relé es instantáneo y no requiere coordinación con

otras protecciones.

En la figura N°3 se muestra la curva de operación de la protección diferencial de línea, donde

se indica gráficamente los umbrales de ajustes de esta protección.

Figura N°3- Curva Características de operación de la protección diferencial de línea

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5.1.2. Protección de Distancia para Fallas Entre Fases y Tierra,

Relé ABB REL670 Sistema 1 y RED670 Sistema 2 (21/21N) Se considera habilitar en forma permanente la función de distancia de fase (característica poligonal, 21) y residual (característica poligonal, 21N), en el relé de distancia marca ABB REL670, del mismo modo se replicaran los ajustes de dicho equipo en el relé ABB RED670 ya que este equipo multifunción también cuenta con funciones 21/21N. A continuación se indican los criterios generales de ajuste para estos equipos: Las protecciones de ambos extremos de la línea Cardones – Diego de Almagro, serán habilitadas con tres (3) zonas de operación con dirección hacia adelante (Forward), y una (1) zona de operación hacia atrás (Reverse), cumpliendo con la función de dar respaldo a la protección diferencial de la propia línea y las protecciones de las líneas e instalaciones adyacentes a las barras de las SS/EE Cardones y Diego de Almagro.

Criterios de ajuste Zona 1

Esta zona del relé de distancia se debe ajustar de tal forma que proteja un porcentaje importante de la extensión total de la línea, permitiendo el espeje instantáneo para cualquier falla ocurrida en la zona protegida. El alcance de esta zona de operación, deberá considerar cualquier error posible derivado del mismo relé, los TT/PP, los TT/CC y datos erróneos de la impedancia de la línea y se ajustara con disparo instantáneo independiente del sistema de teleprotección de modo que aún en caso de fallo de comunicación se mantenga la selectividad. Alcance reactivo de fase y tierra. La primera zona de subalcance instantánea con dirección hacia adelante, tendrá un alcance del 80% de la reactancia de secuencia positiva (+) de la línea protegida, del mismo modo, para la detección de fallas a tierra se propone que su alcance sea el 80% de la reactancia de secuencia cero (0) de la línea. Con estos ajustes se busca eliminar la posibilidad de disparos instantáneos indeseados ante fallas externas o descoordinaciones con las zonas instantáneas de las líneas adyacentes. Alcance resistivo de fases El ajuste del alcance resistivo de las característica cuadrilateral de detección de fallas entre fase para la primera zona se propone ajustarlo con el mismo valor del alcance reactivo de secuencia positiva (+) de la línea. Alcance resistivo para fallas a tierra Para el ajuste del alcance resistivo para fallas a tierra se propone ajustarlo de tal forma que la protección detecte una falla a tierra con resistencia de falla de 20 Ω en el 80% de la línea Cardones – Diego de Almagro.

Criterios de ajuste Zona 2

El criterio de ajuste del alcance de esta zona, corresponde a cubrir el 100% de la línea protegida, como objetivo secundario deberá proteger los elementos adyacentes actuando como

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protección de respaldo, cuidando no alcanzar más allá del 80% de la impedancia equivalente de los trasformadores conectados en la barra remota El ajuste de temporización de la zona 2 deberá permitir un retardo de tiempo que permita la coordinación con los elementos adyacentes con un paso mínimo de 300 [ms].

Alcance reactivo de fase y tierra. Se propone que el alcance reactivo para detección de fallas entre fases de la zona 2 sea del 120% de la reactancia de secuencia positiva (+), para la detección de fallas a tierra se propone que su alcance sea igual al 120% de la reactancia de secuencia cero (0) de la línea. Con estos ajustes se dará protección a la totalidad de la línea Cardones – Diego de Almagro y se brindara adecuado respaldo a los elementos adyacentes Alcance resistivo de fases El ajuste del alcance resistivo de fases se propone ajustarlo con el mismo valor del alcance reactivo de secuencia positiva de la línea (+). Alcance resistivo para fallas a tierra Para el ajuste del alcance resistivo para fallas a tierra se propone ajustarlo de tal forma que la protección detecte una falla a tierra con resistencia de falla de 20 Ω en la barra remota.

Criterios de ajuste Zona 3

La tercera zona de sobrealcance y dirección hacia adelante, se emplea para que actúe como respaldo global para las líneas adyacentes. Alcance reactivo de fase y tierra. Se propone que el alcance reactivo para detección de fallas entre fases de la zona 3 sea del 110% de la reactancia de secuencia positiva (+) resultante de la línea propia y de la línea adyacente más larga que se conecte a la barra remota de la línea protegida, del mismo modo, para la detección de fallas a tierra se propone que su alcance sea el 110% de la reactancia de secuencia cero (0) resultante de la línea propia y de la línea adyacente más larga que se conecte a la barra remota de la línea protegida. Alcance resistivo de fases El ajuste del alcance resistivo de fases se propone ajustarlo con el mismo valor del alcance reactivo de secuencia positiva (+) de la línea. Alcance resistivo para fallas a tierra El ajuste del alcance resistivo de fases se propone ajustarlo con el mismo valor del alcance reactivo de secuencia cero (0) de la línea.

Criterios de ajuste Zona 4

La cuarta zona en dirección reversa, se emplea para respaldar el despeje de fallas en la barra local, su actuación debe estar coordinada con las protecciones a las cuales da respaldo. Ademas en la SE Diego de Almagro la zona 4 se utilizara para verificación de la lógica weak infeed, por lo que los criterios de su ajuste se definirán de acuerdo a los alcances requeridos.

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5.1.3. Tiempos de Operación para Cardones y Diego de Almagro Los tiempos de operación recomendados para las distintas zonas son los siguientes:

Ajuste T1 (s) T2 (s) T3 (s) T4 (s)

Cardones 0 0.4 1.2 2

Diego de Almagro 0 0.4 1.2 2

5.1.4. Protección de Sobrecorriente Direccional Residual (67N) La función de sobrecorriente direccional residual (67N), permite la detección y extinción de fallas residuales, en particular aquellas fallas de alta impedancia donde las protecciones de distancia se ven limitadas en su alcance para “ver” dichas fallas, esto justifica la implementación de la protección de sobrecorriente direccional residual como respaldo. Los criterios de ajuste de esta función serán tales que permitan que actúe en tiempo de segunda zona para fallas que ocurran en el extremo remoto de la línea y en un tiempo comprendido entre primera y segunda zona, para fallas en el extremo cercano.

5.1.5. Esquema de Teleprotección Los esquemas de teleprotección se utilizan como complemento a las protecciones de línea para acelerar el disparo cuando hay una falla dentro de la línea. Se considera la habilitación de un esquema permisivo de teleprotección por sobre alcance (POTT) con emisión por detección en zona 2 por medio y la función 67N. Como complemento de las funciones de teleprotección se habilita la función “Weak Infeed” en el extremo Diego de Almagro, la función contara con la emisión de una señal de “Eco” al extremo remoto de SE Cardones. Para evitar la operación del esquema ante fallas externas, se considera una señal de bloqueo por la detección de fallas en dirección reversa, mediante la activación de la zona 4.

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5.1.6. Función de Pérdida de Potenciales (falla fusible)

La función de perdida de potenciales, también llamada de Supervisión de Tensiones, es la encargada de monitorear y señalizar la pérdida de la señal de voltaje desde los transformadores de tensión de modo que bloquee las protecciones que operan con esta señal, como por ejemplo las funciones de distancia. Para la implementación de la protección ante pérdida de potenciales se utilizara la función SDDRFUF que combinan la supervisión de los MCB en los devanados secundarios de los transformadores de tensión y elementos de supervisión internos de los equipos de protección. Por tanto, la función SDDRFUF opera su algoritmo con base en una señal externa de los MCB´s o con la posición del seccionador de línea otorgándole alta confiabilidad. El criterio para su ajustes será definir la tensión base como la tensión del primario de los TT/PP de línea, identificándose la condición de baja tensión en el sistema se considerándose un umbral del 70% de la tensión base, el algoritmo utilizado para la detección de una perdida de potenciales combina la medición de corrientes de secuencia negativa y cero, además de una medición delta de las tenciones y corrientes para detectar perdidas trifásicas de la tensión.

5.1.7. Protección de Sobrecorriente de Emergencia (51/51N)

Esta función se habilitará solamente cuando se active la pérdida de potenciales, lo cual originará que la protección de distancia (21/21N) y otras funciones que utilizan la señal de tensión se inactiven por esta causa. Bajo la condición de pérdida de potencial, la función de sobrecorriente se activará como protección de la línea en modo emergencia hasta que la señal de tensión sea restablecida. Su ajuste pick-up de fase debe permitir la circulación de la potencia máxima considerando el factor de sobrecarga permanente de 120%, pero no debe ser superior a la corriente nominal de los TTCC. La curva de operación, es de tiempo muy inverso o extremo inverso según la norma IEC con índice de tiempo adecuado de manera de asegurar que la protección detecte una falla franca en la barra del extremo remoto de la línea en un tiempo de segunda zona (superior a 400 ms). El ajuste del valor pick-up residual debe ser el 40% del pick up de fase. La curva de operación, es del tipo tiempo inverso o muy inverso según la norma IEC, ajustando en tiempo de segunda zona para fallas que ocurran en extremo remoto de la línea de y en un tiempo comprendido entre el de primera y segunda zona, para fallas en el extremo cercano.

5.1.8. Función de Selección de Fase y Delimitadores de Carga

La función de selección de fase con delimitación de carga está diseñada para seleccionar en forma precisa el loop de falla en la función de medida de distancia dependiendo del tipo de falla. El algoritmo de esta función incrementa el alcance resistivo de la selección de fase y de las zonas de distancia sin interferir con la carga. El selector de fase deberá cubrir hasta la zona 3 de la protección distancia para asegurar una correcta selección de la fase cuando se realicen recierres monopolares en la línea.

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5.1.9. Función de Cierre Contra Falla (Switch Onto Fault – 50HS)

Se recomienda habilitar la función de cierre contra falla, que actúa en forma instantánea en caso de que al momento del cierre del interruptor la protección detecte condiciones de falla. La función de cierre en falla puede ser activada por señales auxiliares desde el interruptor, por la orden de cierre o por el cambio de posición abierto/cerrado del interruptor. El criterio de ajuste de la corriente de arranque de esta función es considerar el 50% de la corriente de falla trifásica franca al en el extremo opuesto de la línea desde la subestación Local. La lógica de cierre contra falla se encuentra implementada en la función ZCVPSOF, cuyo disparo generalmente es no direccional con el fin de asegurar el despeje de las fallas cuando la señal del transformador de tensión no se encuentre disponible.

5.1.10. Función Bloqueo por Oscilación de Potencia (68) Luego de la ocurrencia de eventos dinámicos en el sistema, como saltos de carga, cortocircuitos, tiempos muertos de ciclos de recierre o energizaciones, es posible que los generadores deban realinearse a sí mismos, de manera oscilatoria, con el nuevo balance de carga del sistema. Estas oscilaciones de potencia se caracterizan por la presencia de grandes corrientes y caídas de tensión en las barras de la zona de influencia; por consiguiente, la impedancia característica vista por los relés distancia podría desplazarse hasta las zonas de operación de la característica de dichos relés, y provocar disparos indeseados. Por lo anterior, es necesario que los relés distancia bloqueen su operación ante la detección de una oscilación de potencia

5.1.11. Protección Falla Interruptor (50BF)

El objetivo de la protección de falla interruptor CCRBRF es la de asegurar el disparo del interruptor cuando este no opere después de una orden de disparo por parte de las protecciones del paño involucrado y prevenir operaciones indeseadas ante condiciones de mantenimiento o durante la operación normal. El esquema de falla interruptor CCRBRF envía una orden de disparo sobre los interruptores conectados a la misma barra del interruptor fallado y una señal de aceleración de disparo al interruptor del extremo remoto. De esta manera, esta función realiza la supervisión del tiempo de persistencia de la falla después de la orden de apertura al interruptor. Esta función realiza el monitoreo de la corriente de las tres fases y su ajuste permite el arranque de la función en forma selectiva por cada fase, permitiendo la detección de fallas a tierra y entre fases.

5.1.12. Criterios de Ajuste Para la Función de Verificación de

Sincronismo (25) La verificación de sincronismo es una operación necesaria una vez se ha perdido la condición de sincronismo por disparos trifásicos de los interruptores, debidos a fenómenos transitorios que son producidos por la dinámica del sistema.

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Ante esta condición, se debe determinar cuál de las dos subestaciones debe recerrar en forma inmediata con esquema de recierre barra viva - línea muerta, y cuál debe implementar la verificación de sincronismo en esquema de barra viva - línea viva. Los criterios de ajuste que normalmente se utilizan para la función de sincronismo de las líneas son: Diferencia de Tensión: 10% Unom Diferencia de Frecuencia: 0.1 Hz Diferencia de Angulo: 20° a 30°

5.1.13. Criterios de Ajuste para la Función de Reconexión

Automática (79) El reenganche automático de los interruptores se efectuará después de la activación de la función 25 de verificación de sincronismo. Se habilita reconexión monopolar con un sólo intento de cierre. La reconexión se realiza si la apertura del interruptor se debe al disparo instantáneo por fallas al interior de la línea. Esto es actuación de la función de distancia, apoyada por su respectiva lógica de teleprotección. Para apertura de interruptor por cualquiera de las otras funciones habilitadas, o con algún retardo de tiempo, no se activa la reconexión. El tiempo de retardo para la orden de cierre será el adecuado para asegurar la extinción del arco. Cabe destacar que la reconexión monopolar quedara disponible para ser utilizada, pero en primera instancia quedara deshabilitada.

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6. AJUSTES PROPUESTOS A continuación se presentan los ajustes propuestos para las funciones de protección junto con la memoria de cálculo, además se incluirá un resumen de los ajustes de protecciones propuestos en las protecciones nuevas y existentes debido a la incorporación en el sistema del presente proyecto.

6.1. Protección de Línea 220 [KV] Cardones – Diego de Almagro

6.1.1. Parámetros del Sistema

Impedancia de la línea Cardones – Diego de Almagro

𝑍1𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 = 11.402 + 𝑗62.165 Ω − prim

𝑍0𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 = 53.458 + 𝑗180.671 Ω − prim

Equipamiento primario SE Cardones y SE D. de Almagro

𝑇𝑇/𝑃𝑃 =230000

√3

115

√3⁄ 𝑅𝑡𝑝 = 2000

𝑇𝑇/𝐶𝐶 = 800 1⁄ 𝑅𝑡𝑐 = 800

Luego la impedancia de transformación es la siguiente:

𝑍𝑡𝑟 =𝑅𝑡𝑝

𝑅𝑡𝑐=

2000

800= 2.5

6.1.2. Protección Diferencial de Línea 87L

De acuerdo a los criterios planteados en la sección 5.1.1 se procederá a calcular los ajustes de

la protección diferencia de línea relé ABB RED670:

𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒 = 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑇𝑇/𝐶𝐶 = 800 𝐴

Para calcular la corriente de mínima operación (𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛) se calculara primero la corriente de

carga capacitiva de la línea (𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎) por medio de la siguiente ecuación:

𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 3.63 × 10−6 × 𝑈𝑁 × 𝑓𝑁 × 𝐶𝐵 × 𝐿

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Donde:

𝑈𝑁 = 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝑘𝑉

𝑓𝑁 = 𝐹𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑒𝑛 𝐻𝑧

𝐶𝐵 = 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑛 𝑛𝐹/𝑘𝑚

𝐿 = 𝐿𝑎𝑟𝑔𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 𝑒𝑛 𝑘𝑚

𝐼𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 3.63 × 10−6 × 220 𝑘𝑉 × 50 𝐻𝑧 × 9.04 𝑛𝐹 × 156 𝑘𝑚 = 56,31 𝐴

De estos cálculos se determina que la corriente de carga es demasiado pequeña, no alcanzando

el 20% de la 𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒, 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 𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛 con un valor igual al 30% de la corriente base, es decir:

𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛 = 0.3 × 800 𝐴 = 240 𝐴

El alcance de la primera sección (EndSection1) se ajustara al valor recomendado de 1,25 de la

𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒 es decir:

𝐸𝑛𝑑𝑆𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛1 = 1.25 × 800 𝐴 = 1000 𝐴

La segunda sección se extenderá desde EndSection1 hasta la EndSection2 que tendrá un ajuste

recomendado de 3 de la 𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒 es decir:

𝐸𝑛𝑑𝑆𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛2 = 3 × 800 𝐴 = 2400 𝐴

La sensibilidad de esta función estará dada por dos pendientes de operación. La primera

pendiente se propone ajustarla en un valor igual al 40% (SlopeSection2), con este ajuste se da

una zona de protección de alta sensibilidad, apropiado para detectar fallas a tierra con

resistencia.

𝑆𝑙𝑜𝑝𝑒𝑆𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛2 = 40%

La segunda pendiente se ajustará considerando una insensibilidad adecuada ante la eventual

saturación de los transformadores de corriente de los extremos de la línea para fallas externas

severas, el valor propuesto será de 80% (SlopeSection3).

𝑆𝑙𝑜𝑝𝑒𝑆𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛3 = 80%

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Ajustes de insensibilidad para energización de la línea:

𝐼𝑑𝑀𝑖𝑛𝐻𝑖𝑔ℎ = 1 × 𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒 = 800 𝐴

𝑡𝑙𝑑𝑀𝑖𝑛𝐻𝑖𝑔ℎ = 1 𝑠

Ajuste de la operación instantánea sin restricción (IUnre),

𝐼𝑈𝑛𝑟𝑒 = 𝐼𝐶𝐶 50% 𝐿𝑇 = 2200 𝐴

6.1.3. Protección de Distancia 21/21N Extremo Cardones De acuerdo a lo indicado en el apartado 5.1.2, a continuación se presentan los cálculos para determinar los ajustes de las protecciones REL670 sistema N°1 y RED670 sistema N°2 ubicadas en el extremo Cardones. Ajuste Zona 1 (Forward) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 80% de la reactancia de secuencia positiva de la línea.

X1 = 0.8 × 62.165 = 49.732 Ω − prim. R1: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 80% de la resistencia de secuencia positiva de la línea.

R1 = 0.8 × 11.402 = 9.121 Ω − prim. RFPP: Alcance resistivo para fallas entre fases, este ajuste tendrá el mismo valor de X1. Se deberá considerar que el ajuste de alcance resistivo de falla es calculado por el REL670 como RFPP/2 por lo tanto su ajuste se calculara de la síguete manera:

RFPP = 2 × X1 = 2 × 49.732 = 99.464 Ω − prim. X0: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 80% de la reactancia de secuencia cero de la línea.

X0 = 0.8 × 180.671 = 144.537 Ω − prim. R0: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 80% de la resistencia de secuencia cero de la línea.

R0 = 0.8 × 53.458 = 42.766 Ω − prim.

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RFPE: Alcance resistivo para fallas entre fases y tierra, este ajuste corresponderá al valor calculado mediante software de tal forma que la protección sea capaz de detectar una falla a tierra en el 80% de la línea con una Rf = 20 Ω. El valor calculado es el siguiente:

RFPE = 90 Ω − prim. Ajuste Zona 2 (Forward) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 120% de la reactancia de secuencia positiva de la línea.

X1 = 1.2 × 62.165 = 74.598 Ω − prim.

R1: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 120% de la resistencia de secuencia positiva de la línea.

R1 = 1.2 × 11.402 = 13.682 Ω − prim. RFPP: Alcance resistivo para fallas entre fases, este ajuste tendrá el mismo valor de X1. Se deberá considerar que el ajuste de alcance resistivo de falla es calculado por el REL670 como RFPP/2 por lo tanto su ajuste se calculara de la síguete manera:

RFPP = 2 × X1 = 2 × 74.598 = 149.196 − prim X0: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 120% de la reactancia de secuencia cero de la línea.

X0 = 1.2 × 180.671 = 216.805 Ω − prim. R0: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 80% de la resistencia de secuencia cero de la línea.

R0 = 1.2 × 53.458 = 64.149 Ω − prim.

RFPE: Alcance resistivo para fallas entre fases y tierra, este ajuste corresponderá al valor de 1,5 veces el valor de X0, con lo que se logra cubrir fallas a tierra con resistencia de falla de 20 Ω en el 100% de la línea protegida.

RFPE = 213.84x1,5 = 245 Ω − prim.

Ajuste Zona 3 (Forward) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 110% de la reactancia de secuencia positiva de la línea propia más la reactancia de secuencia positiva de la línea adyacente más larga correspondiente a la línea de 220 kV Diego de Almagro – Tap Lalackama – Paposo, de la que se muestran sus parámetros a continuación:

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A continuación se muestran las impedancias de ambas líneas:

𝑍1𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 = 11.402 + 𝑗62.165 Ω − prim

𝑍0𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 = 53.458 + 𝑗180.671 Ω − prim

𝑍1𝐿𝑇 𝐷𝑑𝐴−𝑇𝑎𝑝 𝐿𝑎𝑙𝑎𝑐𝑘𝑎𝑚𝑎−𝑃𝑎𝑝𝑜𝑠𝑜 = 9.102 + 𝑗73.963 Ω − prim

𝑍0𝐿𝑇 𝐷𝑑𝐴−𝑇𝑎𝑝 𝐿𝑎𝑙𝑎𝑐𝑘𝑎𝑚𝑎−𝑃𝑎𝑝𝑜𝑠𝑜 = 48.784 + 𝑗274.521 Ω − prim

A continuación se suman las impedancias de ambas líneas:

𝑍1𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 + 𝑍1𝐿𝑇 𝐷𝑑𝐴−𝑇𝑎𝑝 𝐿𝑎𝑙𝑎𝑐𝑘𝑎𝑚𝑎−𝑃𝑎𝑝𝑜𝑠𝑜 = 20.540 + 𝑗136.128 Ω − prim

𝑍0𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 + 𝑍0𝐿𝑇 𝐷𝑑𝐴−𝑇𝑎𝑝 𝐿𝑎𝑙𝑎𝑐𝑘𝑎𝑚𝑎−𝑃𝑎𝑝𝑜𝑠𝑜 = 102.242 + 𝑗455.192 Ω − prim

Ajuste Zona 3 (Forward) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 110% de la reactancia de secuencia positiva de la línea propia más la línea adyacente.

X1 = 1.1 × 136.128 = 149,740 Ω − prim.

R1: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 110% de la reactancia de secuencia positiva de la línea propia más la línea adyacente.

R1 = 1.1 × 20.540 = 22.594 Ω − prim. RFPP: Alcance resistivo para fallas entre fases, este ajuste tendrá el mismo valor de X1. Se deberá considerar que el ajuste de alcance resistivo de falla es calculado por el REL670 como RFPP/2 por lo tanto su ajuste se calculara de la síguete manera:

RFPP = 2 × X1 = 2 × 149,740 = 299,48 Ω − prim X0: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 110% de la reactancia de secuencia cero de la línea propia más la línea adyacente.

X0 = 1.1 × 455.192 = 500.711 Ω − prim. R0: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 110% de la resistencia de secuencia cero de la línea.

R0 = 1.1 × 102.242 = 112.466 Ω − prim.

RFPE: Alcance resistivo para fallas a tierra, este ajuste será igual al alcance reactivo de secuencia cero X0

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RFPE = X0 = 500.711 Ω − prim. Ajuste Zona 4 (Reverse) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 25% de la reactancia de secuencia positiva de la línea de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia, correspondiente a la línea de 220 kV Cardones – Llano de Llampos, de la que se muestran sus parámetros a continuación: Línea de 220 kV Cardones – Llano de Llampos

𝑍1𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐿𝑙.𝑑𝑒 𝐿𝑙𝑎𝑚𝑝𝑜𝑠 = 4.34 + 𝑗18.77 Ω − prim

𝑍0𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐿𝑙.𝑑𝑒 𝐿𝑙𝑎𝑚𝑝𝑜𝑠 = 14.85 + 𝑗52.69 Ω − prim

Ajuste Zona 4 (Reverse) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 25% de la reactancia de secuencia positiva de la línea adyacente Cardones – Ll de Llampos.

X1 = 0.25 × 18.77 = 4.7 Ω − prim.

R1: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 110% de la reactancia de secuencia positiva de la línea propia más la línea adyacente.

R1 = 0.25 × 4.34 = 1.08 Ω − prim. RFPP: Alcance resistivo para fallas entre fases, este ajuste tendrá el mismo valor de X1. Se deberá considerar que el ajuste de alcance resistivo de falla es calculado por el REL670 como RFPP/2 por lo tanto su ajuste se calculara de la síguete manera:

RFPP = 2 × X1 = 2 × 4.7 = 9.4 Ω − prim X0: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 25% de la reactancia de secuencia cero de la línea adyacente de menor impedancia.

X0 = 0.25 × 52.69 = 13.17 Ω − prim. R0: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 25% de la resistencia de secuencia cero de la línea.

R0 = 0.25 × 14.85 = 3.71 Ω − prim.

RFPE: Alcance resistivo para fallas a tierra, este ajuste será igual al alcance reactivo de secuencia cero X0

RFPE = X0 = 13.17 Ω − prim.

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Resumen de Ajustes de la protección REL670 y RED670 correspondientes al paño J12 de S/E Cardones

Diagrama R-X de la función de distancia poligonal de fase y tierra asociado al paño J12 de S/E Cardones.

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6.1.4. Protección de Distancia 21/21N Extremo Diego de Almagro De acuerdo a lo indicado en el apartado 5.1.2, a continuación se presentan los cálculos para determinar los ajustes de las protecciones de las protecciones REL670 sistema N°1 y RED670 sistema N°2 ubicadas en el extremo Diego de Almagro. Ajuste Zona 1 (Forward)

X1 = 0.8 × 62.165 = 49.732 Ω − prim. R1: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 80% de la resistencia de secuencia positiva de la línea.

R1 = 0.8 × 11.402 = 9.121 Ω − prim. RFPP: Alcance resistivo para fallas entre fases, este ajuste tendrá el mismo valor de X1. Se deberá considerar que el ajuste de alcance resistivo de falla es calculado por el REL670 como RFPP/2 por lo tanto su ajuste se calculara de la síguete manera:

RFPP = 2 × X1 = 2 × 49.732 = 99.464 Ω − prim. X0: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 80% de la reactancia de secuencia cero de la línea.

X0 = 0.8 × 180.671 = 144.537 Ω − prim. R0: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 80% de la resistencia de secuencia cero de la línea.

R0 = 0.8 × 53.458 = 42.766 Ω − prim. RFPE: Alcance resistivo para fallas entre fases y tierra, este ajuste corresponderá al valor calculado mediante software de tal forma que la protección sea capaz de detectar una falla a tierra en el 80% de la línea con una Rf = 20 Ω. El valor calculado es el siguiente:

RFPE = 134 Ω − prim.

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Ajuste Zona 2 (Forward) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 120% de la reactancia de secuencia positiva de la línea.

X1 = 1.2 × 62.165 = 74.598 Ω − prim.

R1: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 120% de la resistencia de secuencia positiva de la línea.

R1 = 1.2 × 11.402 = 13.682 Ω − prim. RFPP: Alcance resistivo para fallas entre fases, este ajuste tendrá el mismo valor de X1. Se deberá considerar que el ajuste de alcance resistivo de falla es calculado por el REL670 como RFPP/2 por lo tanto su ajuste se calculara de la síguete manera:

RFPP = 2 × X1 = 2 × 74.598 = 149.196 − prim X0: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 120% de la reactancia de secuencia cero de la línea.

X0 = 1.2 × 180.671 = 216.805 Ω − prim. R0: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 80% de la resistencia de secuencia cero de la línea.

R0 = 1.2 × 53.458 = 64.149 Ω − prim.

RFPE: Alcance resistivo para fallas a tierra, este ajuste corresponderá al valor que permita cubrir fallas a tierra con resistencia de falla de 20 Ω en el 100% de la línea protegida, para la condición operacional más exigente, condición que se produce en los escenarios en que Central Taltal esta fuera de servicio. De esta forma para determinar el alcance resistivo de la zona dos se utiliza el software DIgSILENT, y se simula una falla monofásica con resistencia de falla de 20 Ω, al 100% de la línea protegida, de este cálculo la impedancia vista por el relé es de 253 Ω, por lo que el alcance resistivo se ajusta a 253 Ω

RFPE = 253 Ω − prim.

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Ajuste Zona 3 (Forward) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 110% de la reactancia de secuencia positiva de la línea propia más la reactancia de secuencia positiva de la línea adyacente más larga correspondiente a la línea de 220 kV Maitencillo – Cardones, de la que se muestran sus parámetros a continuación: A continuación se muestran las impedancias de ambas líneas:

𝑍1𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 = 11.402 + 𝑗62.165 Ω − prim

𝑍0𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 = 53.458 + 𝑗180.671 Ω − prim

𝑍1𝐶𝑎𝑟𝑑−𝑀𝑎𝑖𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑙𝑙𝑜 = 13.230 + 𝑗52.774 Ω − prim

𝑍0𝐶𝑎𝑟𝑑−𝑀𝑎𝑖𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑙𝑙𝑜 = 32.338 + 𝑗175.522 Ω − prim

A continuación se suman las impedancias de ambas líneas:

𝑍1𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 + 𝑍1𝐿𝑇𝐶𝑎𝑟𝑑−𝑀𝑎𝑖𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑙𝑙𝑜 = 24.632 + 𝑗114.939 Ω − prim

𝑍0𝐿𝑇 𝐶𝑎𝑟−𝐷𝑑𝐴 + 𝑍0𝐶𝑎𝑟𝑑−𝑀𝑎𝑖𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑙𝑙𝑜 = 85.796 + 𝑗356.193 Ω − prim Ajuste Zona 3 (Forward) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 110% de la reactancia de secuencia positiva de la línea propia más la línea adyacente.

X1 = 1.1 × 114.939 = 126.432 Ω − prim.

R1: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 110% de la reactancia de secuencia positiva de la línea propia más la línea adyacente.

R1 = 1.1 × 24.632 = 27.095 Ω − prim. RFPP: Alcance resistivo para fallas entre fases, este ajuste tendrá el mismo valor de X1. Se deberá considerar que el ajuste de alcance resistivo de falla es calculado por el REL670 como RFPP/2 por lo tanto su ajuste se calculara de la síguete manera:

RFPP = 2 × X1 = 2 × 126.432 = 252.864 Ω − prim X0: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 110% de la reactancia de secuencia cero de la línea propia más la línea adyacente.

X0 = 1.1 × 356.193 = 391.812 Ω − prim. R0: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 110% de la resistencia de secuencia cero de la línea.

R0 = 1.1 × 85.796 = 94.375 Ω − prim.

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RFPE: Alcance resistivo para fallas a tierra, este ajuste será igual al alcance resistivo de la zona 2.

RFPE = X0 = 391.812 Ω − prim. Ajuste Zona 4 (Reverse) Este parámetro se ajustara al 60% de la reactancia de secuencia positiva del tramo de línea de 220 kV Diego de Almagro – Tap Lalackama. 220 kV Diego de Almagro – Tap Lalackama.

𝑍1𝐿𝑇 𝐷𝑑𝐴−𝑇𝑎𝑝 𝐿𝑎𝑙𝑎𝑐𝑘𝑎𝑚𝑎 = 8.11 + 𝑗65.96 Ω − prim

𝑍0𝐿𝑇 𝐷𝑑𝐴−𝑇𝑎𝑝 𝐿𝑎𝑙𝑎𝑐𝑘𝑎𝑚𝑎 = 43.51 + 𝑗244.84 Ω − prim

Ajuste Zona 4 (Reverse) X1: Alcance reactivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 60% de la reactancia de secuencia positiva del tramo de línea de 220 kV Diego de Almagro – Tap Lalackama.

X1 = 0.6 × 65.96 = 39.57 Ω − prim.

R1: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro se ajustara al 60% de la reactancia de secuencia positiva del tramo de línea de 220 kV Diego de Almagro – Tap Lalackama.

R1 = 0.6 × 8.11 = 4.86 Ω − prim. RFPP: Alcance resistivo para fallas entre fases, este ajuste tendrá el mismo valor de X1. Se deberá considerar que el ajuste de alcance resistivo de falla es calculado por el REL670 como RFPP/2 por lo tanto su ajuste se calculara de la síguete manera:

RFPP = 2 × X1 = 2 × 39.57 = 79.14 Ω − prim X0: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 60% de la reactancia de secuencia cero del tramo de línea de 220 kV Diego de Almagro – Tap Lalackama.

X0 = 0.6 × 244.84 = 146.9 Ω − prim. R0: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro se ajustara al 60% de la resistencia de secuencia cero del tramo de línea de 220 kV Diego de Almagro – Tap Lalackama.

R0 = 0.6 × 43.51 = 26.1 Ω − prim.

RFPE: Alcance resistivo para fallas a tierra, este ajuste será igual al alcance reactivo de secuencia cero X0 .

RFPE = X0 = 146.9 Ω − prim.

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Resumen de Ajustes de la protección REL670 y RED670 del paño J5 de S/E Diego de Almagro

Diagrama R-X de la función de distancia poligonal de fase y tierra asociado al paño J5 de S/E Diego de Almagro

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6.1.5. Protección de Sobrecorriente Residual Direccional 67N

Extremo Cardones y Diego de Almagro. Según los criterios expresados en el punto 5.1.4, se procede a presentar el ajuste de la protección de sobrecorriente residual direccional para el extremo Cardones. Para cumplir con los criterios expuestos anteriormente se considera la habilitación de esta función con características inversas para la detección de fallas en la línea. A continuación se muestran los ajustes seleccionados para el relé ABB REL670 del paño J12 de S/E Cardones.

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A continuación se muestran los ajustes seleccionados para el relé ABB REL670 del paño J5 de S/E Diego de Almagro.

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6.1.6. Ajustes del Esquema de Teleprotección De acuerdo a lo indicado en el apartado 5.1.5 el esquema de teleprotección utilizado será el de sobrealcance permisivo POTT con activación de la función “Weak Infeed” en el extremo Diego de Almagro. De esta manera, la lógica de la función ZCPSCH (distancia) y ECPSCH (sobrecorriente residual direccional) se deberá configurar en el relé REL670 como se muestra a continuación:

Ajustes de la Función “Weak Infeed” en el extremo Diego de Almagro.

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6.1.7. Ajustes de la Función de Perdida de Potenciales (falla

fusible) Para los ajustes de la función de falla fusible SDDRFUF de supervisión de la señal de tensión secundaria de los transformadores de tensión, se consideraron los criterios definidos en el numeral 5.1.6 utilizando valores conservadores para la función de falla fusible, en particular para las tensiones y corrientes de secuencia, lo cual permitirá una adecuada operación de la función ante una condición de falla sistémica en el área. Para la habilitación de la función se ajusta el parámetro Opreation en On y se define la corriente base (IBase) y tensión base (UBase) como los valores primarios nominales de los TT/CC y TT/PP de línea respectivamente, se selecciona el modo de supervisión de la tensión secundaria (OpMode) como la combinación de los algoritmos de secuencia negativa y secuencia cero ajustándose sus parámetros umbrales (3U0>, 3I0<, 3U2>, 3I2<) de acuerdo a lo recomendado por el fabricante del equipo, se habilita el parámetro para supervisión en delta de la corriente y tensión para detectar perdida trifásica (OpDUDI, DU, DI) En la tabla mostrada a continuación se presentan el resumen de los ajustes recomendados para la función de falla fusible para los relés de ambos extremos de la línea.

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6.1.8. Ajustes de la Protección de Sobrecorriente de Emergencia

(51/51N) Extremo Cardones Para la habilitación de las funciones de sobrecorriente de emergencia se activara la etapa 1 de la función OC4PTOC y Para habilitar la protección de sobrecorriente de tierra (51N), se habilitará la etapa 3 (IN3>) de la función EF4PTOC. Para la selección de los ajustes se consideran los criterios planteados en la sección 5.1.7. De acuerdo con esto, la corriente de arranque se selecciona como el menor valor entre el 130% de la corriente de carga máxima en la línea y la corriente nominal de los transformadores de corriente asociados a la misma. Para obtener el valor de la corriente de carga máxima de la línea se corre un flujo de potencia para el escenario de demanda máxima. Los resultados del flujo de carga indican una corriente máxima por la línea de 220 A. con este resultado la corriente de arranque seria:

I1 > = 220 × 1.3 = 286 A − prim. De igual manera, la corriente nominal primaria del transformador de corriente asociado con la línea es de 800 A. Con lo que la corriente de arranque tendría el valor de:

I1 > = 800 × 1.3 = 1040 A − prim. De lo anterior se selecciona el menor ajuste correspondiente a 286 A.

I1 > = 286

800 × 100 = 35.75%𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒

Luego para la función de sobrecorriente de tierra se selecciona el 40% de la corriente de fase, es decir 114.4 A.

IN2 > = 114.4

800 × 100 = 14.3%𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒

Para el ajuste del dial de la unidad de sobrecorriente de fases y de tierra se considerará un tiempo entre los ajustados para la segunda y tercera zona de distancia, es decir entre 400 y 1200 milisegundos para una falla trifásica y monofásica franca en el extremo remoto de la línea. Considerando este criterio, se presentan a continuación los ajustes propuestos para la protección de sobrecorriente de emergencia del extremo Cardones.

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Ajustes de la funcion OC4PTOC y EF4PTOC para la funcion de sobrecorriente de emegencia (51/51N)

Grafica tiempo corriente de la función de sobrecorriente de emegencia (51/51N)

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6.1.9. Ajustes de la Protección de Sobrecorriente de Emergencia

(51/51N) Extremo Diego de Almagro Para la habilitación de las funciones de sobrecorriente de emergencia se activara la etapa 1 de la función OC4PTOC y Para habilitar la protección de sobrecorriente de tierra (51N), se habilitará la etapa 2 (IN2>) de la función EF4PTOC. Para la selección de los ajustes se consideran los criterios planteados en la sección 5.1.7, y desarrollados anteriormente para obtener los ajustes del extremo Cardones, con lo cual los ajustes de pick up quedan determinados por la corriente de carga máxima presentes en la línea, correspondiente a 220 A. Con esto, la corriente de arranque de la función de sobrecorriente de fase queda ajustada según la siguiente expresión:

I1 > = 220 × 1.3 = 286 A − prim. Con lo que se calcula el porcentaje de la corriente base

I1 > = 286

800 × 100 = 35.75%𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒

Luego para la función de sobrecorriente de tierra se selecciona el 40% de la corriente de fase, es decir 114.4 A.

IN2 > = 114.4

800 × 100 = 14.3%𝐼𝐵𝑎𝑠𝑒

Para el ajuste del dial de la unidad de sobrecorriente de fases y de tierra se considerará un tiempo entre los ajustados para la segunda y tercera zona de distancia, es decir entre 400 y 1200 milisegundos para una falla trifásica y monofásica franca en el extremo remoto de la línea. Cabe mencionar que debido al escaso aporte de corriente de falla para los escenarios de demanda baja cuando la unidad de central Taltal no se encuentre en servicio, la protección de sobrecorriente de fase no lograra arrancar con los ajustes dados, y la protección lograra despejar fallas trifásicas francas aproximadamente hasta un 80% desde S/E Diego de Almagro. Considerando lo anterior, se presentan a continuación los ajustes propuestos para la protección de sobrecorriente de emergencia del extremo Diego de Almagro.

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Ajustes de la funcion OC4PTOC y EF4PTOC para la funcion de sobrecorriente de emegencia (51/51N)

Grafica tiempo corriente de la función de sobrecorriente de emegencia (51/51N)

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6.1.10. Función de Selector de Fases y Delimitadores de Carga Los ajustes de la función FDPSPDIS de selección de fase de la característica cuadrilateral de la función de distancia, se ajustará con base en los criterios definidos en el numeral 5.1.8 y a las recomendaciones del fabricante del equipo para dicha función. Como se indicó anteriormente, el selector de fase deberá cubrir por completo el ajuste más extenso de la protección de distancia, en el caso particular de las protecciones de los extremos Cardones y Diego de Almagro corresponden a la zona 3, así los ajustes se calculan en base a las zonas 3 respectivas, a las que se les aplica un factor de seguridad. A continuación se presentan los cálculos del selector de fases:

Función Selector de Fases extremo Cardones.

𝑋1 = 1.44 × 𝑋1𝑃𝑃𝑧3 = 1.44 × 149.74 = 215.62 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. 𝑋0 = 1.44 × 𝑋0𝑃𝐸𝑧3 = 1.44 × 500.71 = 721.02 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅𝐹𝐹𝑤𝑃𝐸 = 1.1 × 𝑅𝐹𝑃𝐸𝑧3 = 1.1 × 500.71 = 550.77 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. 𝑅𝐹𝑅𝑣𝑃𝐸 = 1.2 × 𝑅𝐹𝑃𝐸𝑧4 = 1.2 × 13.17 = 15.80 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅𝐹𝐹𝑤𝑃𝑃 = 1.25 × 𝑅𝐹𝑃𝑃𝑧3 = 1.25 × 299.14 = 373.92 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. 𝑅𝐹𝑅𝑣𝑃𝑃 = 1.25 × 𝑅𝐹𝑃𝑃𝑧4 = 1.25 × 9.4 = 11.75 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝐴𝑛𝑔𝐿𝑑 = 30° 𝑅𝐿𝑑𝐹𝑤 > 𝑅𝐹𝑃𝐸𝑧3 → 𝑅𝐿𝑑𝐹𝑤 = 800 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. 𝑅𝐿𝑑𝑅𝑣 > 𝑅𝐹𝑃𝐸𝑧4 → 𝑅𝐿𝑑𝐹𝑣 = 800 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

Debido a que la zona 4 en dirección reversa es demasiado pequeña en relación a la zona 3, los ajustes de alcance resistivo de fase y tierra (RFRvPP y RFRvPE) de la función de selección de fase no alcanzan a cubrir completamente el polígono de la zona de protección más extenso, por lo que estos ajustes se determinan gráficamente, con lo que estos parámetros quedan con los siguientes ajustes:

𝑅𝐹𝑅𝑣𝑃𝐸 = 130 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. 𝑅𝐹𝑅𝑣𝑃𝑃 = 145 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

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Función Selector de Fases extremo Diego de Almagro.

𝑋1 = 1.44 × 𝑋1𝑃𝑃𝑧3 = 1.44 × 126.43 = 182.06 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. 𝑋0 = 1.44 × 𝑋0𝑃𝐸𝑧3 = 1.44 × 391.81 = 564.20 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅𝐹𝐹𝑤𝑃𝐸 = 1.1 × 𝑅𝐹𝑃𝐸𝑧3 = 1.1 × 391.81 = 430.99 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. 𝑅𝐹𝑅𝑣𝑃𝐸 = 1.2 × 𝑅𝐹𝑃𝐸𝑧4 = 1.2 × 146.9 = 176.28 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅𝐹𝐹𝑤𝑃𝑃 = 1.25 × 𝑅𝐹𝑃𝑃𝑧3 = 1.25 × 252.86 = 316.07 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. 𝑅𝐹𝑅𝑣𝑃𝑃 = 1.25 × 𝑅𝐹𝑃𝑃𝑧4 = 1.25 × 79.15 = 98.93 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝐴𝑛𝑔𝐿𝑑 = 30°

𝑅𝐿𝑑𝐹𝑤 > 𝑅𝐹𝑃𝐸𝑧3 → 𝑅𝐿𝑑𝐹𝑤 = 800 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. 𝑅𝐿𝑑𝑅𝑣 > 𝑅𝐹𝑃𝐸𝑧4 → 𝑅𝐿𝑑𝐹𝑣 = 800 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

Características de la función selector de fases:

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6.1.11. Ajustes de la Función Cierre Contra Falla (50HS)

La protección de cierre en falla será implementada en la función ZCVPSOF, siguiendo los criterios indicados en el numeral 5.1.9 Para calcular el ajuste de corriente IPh< primero se selecciona la corriente base IBase como la corriente nominal de los TT/CC de ambos extremos de la línea, esto es 800 A. luego se realiza la simulación de una falla trifásica franca al 100% de la línea desde la subestación local, considerando la línea abierta en el extremo remoto y un escenario de demanda mínima, luego se toma como ajuste el 50% de la corriente de falla vista por el relé en el extremo local. Resultados de la simulación de la falla trifásica al 100% de la línea desde S/E Cardones

Resultados de la simulación de la falla trifásica al 100% de la línea desde S/E Diego de Almagro

Luego con estos valores se procede a parametrizar los ajustes de la función ZCVPSOF de acuerdo las recomendaciones del fabricante:

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6.1.12. Ajustes de la Función Bloqueo por Oscilación de Potencia

(68)

Esta función (68) se habilita para evitar que la función 21 opere de forma errónea ante oscilaciones estables de potencia que se puedan generar. Esto se logra a través de la medición del tiempo de tránsito de la impedancia entre dos áreas de operación, una externa y una interna.

En la siguiente figura se muestra la forma en que se definen los límites interior y exterior de la

función 68.

Figura. Característica de operación para la función ZMRPSB

Se ha considerado que el límite interno (Inner Blinder) sobrepasa la zona 3 del ajuste de

distancia (21), con un margen de un 15% para el alcance reactivo y resistivo, considerando un

tiempo de detección de oscilaciones de potencia de 30 ms (equivalente a 1,5 ciclos). De esta

manera, los ajustes para la función 68 se calculan con las siguientes expresiones:

X1InFw: Define el límite reactivo interior, en dirección hacia adelante.

R1FInFw: Línea de la resistencia de falla para la frontera resistiva interna, hacia

adelante.

R1LIn: Línea resistiva para la característica del ángulo interno.

X1InRv: Define el límite reactivo interior, en dirección reversa.

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R1FInRv: Define la línea de la resistencia de falla para la frontera resistiva interna, en

dirección reversa.

RLdOutFw: Corresponde al límite exterior de la característica de detección de oscilación

de potencia en dirección adelante el que tendrá un margen de seguridad determinado

por el factor kLdFw.

RLdOutRv: Corresponde al límite exterior de la característica de detección de oscilación

de potencia en dirección reversa, el que tendrá un margen de seguridad determinado

por el factor kLdFv.

Los valores de RLdOutFw y RLdOutRv quedan determinados por la siguiente expresión:

𝑅𝐿𝑑𝐼𝑛𝐹𝑤 = 𝑅𝐿𝑑𝑂𝑢𝑡𝐹𝑤 ∗ 𝑘𝐿𝑑𝐹𝑤 Donde el factor de seguridad kLdFw se recomienda ajustarlo en 0,75 A continuación se presentan los cálculos para ajustar la función de oscilación de potencia: Ajustes función oscilación de potencia Extremo Cardones:

𝑋1𝐼𝑛𝐹𝑤 = 1.15 × 𝑋1𝑧3 = 1.15 × 149.74 = 172.2 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅1𝐹𝐼𝑛𝐹𝑤 = 1.15 × (𝑅𝐹𝑃𝑃

2)𝑧3 = 1.15 × 149.7 = 172.2 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅1𝐿𝐼𝑛 = 1.15 × 𝑅1𝑧3 = 1.15 × 22.59 = 26 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑋1𝐼𝑛𝑅𝑣 = 1.15 × 𝑋1𝑧3 = 1.15 × 149.7 = 172.2 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅1𝐹𝐼𝑛𝑅𝑣 = 1.15 × (𝑅𝐹𝑃𝑃

2) 𝑧3 = 1.15 × 149.7 = 172.2 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅𝐿𝑑𝑂𝑢𝑡𝐹𝑤 = 172 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. ; 𝐶𝑜𝑛 𝑘𝐿𝑑𝐹𝑤 = 0.75

𝑅𝐿𝑑𝑂𝑢𝑡𝑅𝑣 = 172 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. ; 𝐶𝑜𝑛 𝑘𝐿𝑑𝑅𝑣 = 0.75

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Ajustes función oscilación de potencia Extremo Diego de Almagro:

𝑋1𝐼𝑛𝐹𝑤 = 1.15 × 𝑋1𝑧3 = 1.15 × 126.4 = 145.3 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅1𝐹𝐼𝑛𝐹𝑤 = 1.15 × (𝑅𝐹𝑃𝑃

2)𝑧3 = 1.15 × 126.4 = 145.3 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅1𝐿𝐼𝑛 = 1.15 × 𝑅1𝑧3 = 1.15 × 27.17 = 31.24 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑋1𝐼𝑛𝑅𝑣 = 1.15 × 𝑋1𝑧3 = 1.15 × 126.4 = 145.3 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅1𝐹𝐼𝑛𝑅𝑣 = 1.15 × (𝑅𝐹𝑃𝑃

2) 𝑧3 = 1.15 × 126.4 = 145.3 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚.

𝑅𝐿𝑑𝑂𝑢𝑡𝐹𝑤 = 145.3 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. ; 𝐶𝑜𝑛 𝑘𝐿𝑑𝐹𝑤 = 0.75

𝑅𝐿𝑑𝑂𝑢𝑡𝑅𝑣 = 145.3 Ω − 𝑝𝑟𝑖𝑚. ; 𝐶𝑜𝑛 𝑘𝐿𝑑𝑅𝑣 = 0.75

6.1.12.1. Ajustes Función Falla Interruptor (50BF)

Los ajustes básicos de esta función corresponden a una corriente de arranque y dos temporizadores, los cuales son iguales para las tres fases. A continuación se presentan los ajustes recomendados para los equipos de ambos extremos de la línea: Función 50BF Extremo Cardones

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Función 50BF Extremo Diego de Almagro

6.1.13. Ajustes Función de Verificación de Sincronismo (25) A continuación se muestra los ajustes básicos para la función de Verificación de sincronismo recomendados para los equipos de protección de ambos extremos de la línea: Función Verificacion de Sincronismo Extremo Cardones

Función Verificacion de Sincronismo Extremo Diego de Almagro

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6.1.14. Ajuste para la Función de Reconexión Automática (79) De acuerdo a los criterios mencionados en el punto 5.1.13, a continuación se presentan los ajustes para la función de reconexión automática, esta consistirá en un intento de reconexión ante fallas monopolares, la función quedara disponible, pero desactivada de acuerdo a los requerimientos de CDEC SIC Los ajustes se presentan a continuación: Función de reconexion Extremo Diego de Almagro

Función de reconexion Extremo Diego de Almagro

*El parámetro Operation ha quedado ajustado en Off en ambos extremos de la línea, es decir con la reconexión deshabilitada.

Operation: Con este parámetro se configura si el recierre es controlado por el relé

ARMode: Este ajuste selecciona el tipo de recierre a realizar (monopolar, tripolar, etc.)

t1 3PhHS: Se usa para ajustar el tiempo de cierre del interruptor sin verificar condiciones

de sincronismo.

t1 1Ph: Ajuste del tiempo de recierre monopolar.

t1 3Ph: Ajuste del tiempo de recierre tripolar.

tReclaim: Es el tiempo en el cual la función de recierre se reinicia y en caso de

presentarse una nueva falla, ésta será tratada como un caso independiente a un nuevo

ciclo de recierre tSync: Tiempo máximo de espera para que se presenten condiciones

de sincronismo para el cierre del interruptor.

NoOfShots: Es el número máximo de ciclos para el recierre.

CBReadyType: Parámetro que señala que el interruptor se encuentra disponible

para ejecutar el ciclo de recierre. Ninguna de las señales de bloqueo o inhibición

deberán encontrarse activas.

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6.2. Ajustes de las Protecciones Existentes

6.2.1. Criterios de Ajuste de las Protecciones de Diferenciales de

Barra (87B) Los esquemas de protección diferencial de las barras de 220kV de las subestaciones Cardones y Diego de Almagro están constituidos por un terminal multifunción conformado por una unidad central (UC) y unidades de bahía (BU), una por cada paño o interruptor. La UC es la que contiene la configuración de las zonas de protección y los ajustes de la función diferencial, se comunica con las UB mediante fibra óptica. Las unidades de bahía poseen la programación de los contactos de salida y entradas binarias propias, permitiendo además la configuración de funciones propias como PFI o discordancia de polos. En cada BU se configuran las entradas analógicas.

6.2.1.1. Protección diferencial de Barra S/E Cardones Siemens

7SS52 La protección diferencia de barra de S/E Cardones corresponde a una unidad central marca Siemens 7SS52, a la que se le incorporara una unidad de bahía marca Siemens 7SS5235 para el nuevo paño J12 asociado a la línea Cardones – Diego de Almagro Cto. N°1.

6.2.1.2. Ajustes de las protección diferencial de barra de S/E

Cardones SIEMENS 7SS52 La barra de 220 kV de la S/E Cardones tiene una configuración de doble barra principal con barra de transferencia. La barra de esta subestación tiene un sistema de protección diferencial de barra Siemens modelo 7SS522, protección de diseño distribuido. A continuación se muestran los ajustes actuales de la protección diferencial de la barra de 220kV de S/E Cardones:

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De acuerdo a lo mostrado en la tabla de ajustes existentes el ajuste límite de sensibilidad Id (6102, Diff-current threshold BZ) está en un valor de 120% de la corriente de carga máxima admisible por la barra o corriente normalizada, la cual corresponde a la a 1200 A por lo que el ajuste del límite de sensibilidad es de 1440 A para esta protección. A continuación se corrobora que este ajuste sea correcto mediante la siguiente expresión:

1.3 𝐼max 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 < 𝑰𝒅> 𝒃𝒂𝒓𝒓𝒂 < 0.8 𝐼𝐶𝐶𝑚𝑖𝑛

Para el cálculo de la carga máxima se simulan flujos de potencia en el escenario de máxima

demanda, determinándose que el máxima flujo se produce en la nueva línea Cardones - Diego

de Almagro, cuando se pierde el vínculo Cardones – San Andrés, la corriente de carga máxima

bajo estas condiciones alcanza 495 A. por la línea Cardones - Diego de Almagro.

𝐼max 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 495 𝐴 → 1.3 × 𝐼max 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 643.5 𝐴

La corriente se cortocircuito 𝐼𝐶𝐶𝑚𝑖𝑛 se calcula para un escenario de demanda mínima, mediante un cortocircuito trifásico con una resistencia de falla Rf = 50 Ω, el resultado se muestra a continuación:

Con lo que calculamos 𝐼𝐶𝐶𝑚𝑖𝑛 :

𝐼𝐶𝐶𝑚𝑖𝑛 = 1954 𝐴 → 0,8 × 𝐼𝐶𝐶𝑚𝑖𝑛 = 1563,2 𝐴

Con estos resultados se evalúa el ajuste actual Id de la protección diferencial de la barra de Cardones

404,3 < 𝑰𝒅> 𝒃𝒂𝒓𝒓𝒂 < 1592 𝐴 = 404,3 < 𝟏𝟒𝟒𝟎 < 1592

De lo anterior se comprueba que el ajuste Id cumple la inecuación.

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Por otra parte, para evitar una operación errónea de la protección producida por saturación de los transformadores de corriente, se tiene el factor de estabilización ajustado en 0.6. Este valor se determina tomando en cuenta la magnitud de los factores de carga aparente de los transformadores de corriente asociados a la protección diferencial de barra, los cuales se indican a continuación en la siguiente tabla.

Nota: Los factores de carga aparente de la tabla se determinan considerando que la corriente máxima de falla en la barra tiene un valor igual a 10.51kA, de acuerdo a lo establecido en el estudio de cortocircuito. De acuerdo a los resultados anteriores, y a lo recomendado por el fabricante de la protección para los factores de carga Kb < 2 basta con un factor k de 0.6, por lo que el ajuste actual no se ve alterado por la incorporación del nuevo paño.

6.2.1.3. Verificación de la operación de la protección diferencial de

barra de S/E Cardones FALLA INTERNA Para verificar la operación de la protección ante una falla al interior de la barra, se analiza la condición más crítica, la cual consiste en tener la mínima corriente de cortocircuito esperada y que se tenga el máximo error en los CT’s . En este caso, la corriente mínima de cortocircuito corresponde a una falla trifásica en barras con resistencia de falla de 50 Ω, como se calculó anteriormente, el valor esta corriente de cortocircuito es de 1954 A. Con lo que se calcula la corriente diferencial Id y la corriente de estabilización Is, de acuerdo con las siguientes expresiones:

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙, 𝐼𝑑 = | 𝐼1 + 𝐼2 … . +𝐼𝑛|

Magnitud de estabilización Is:

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛, 𝐼𝑠 = | 𝐼1| + |𝐼2| … . +|𝐼𝑛|

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Donde el criterio de disparo por falla en la barra se define como:

𝐼𝑑 > 𝑘 × 𝐼𝑠; 𝑐𝑜𝑛 𝑘 = 0.6 A continuación se presentan los resultados de los cálculos de la falla trifásica con Rf= 50 Ω en la barra de 220kV de S/E Cardones.

Para el error de los TT/CC se considerara la siguiente convención, error del CT´s saliente = +5% error de los CT´s entrante = -5% I1 = corriente entrante paño J12 LT Cardones – Diego de Almagro N°1 = 149 A I2 = corriente entrante paño J4 LT Maitencillo - Cardones N°1 = 582 A I3 = corriente entrante paño J5 LT Maitencillo - Cardones N°2 = 547 A I4 = corriente entrante paño J6 LT Maitencillo - Cardones N°3 = 547 A I5 = corriente entrante paño J3 LT Cardones - San Andrés = 288 A I6 = corriente entrante paño J8 LT Cardones – Ll. de Llampos = 205 A I7 = corriente saliente paño JT1 ATR1 Cardones = 70 A I8 = corriente saliente paño JT2 ATR2 Cardones = 65 A I9 = corriente saliente paño JT3 ATR3 Cardones = 65 A I10 = corriente saliente paño J2 LT Cardones – Minera Candelaria = 174 A

𝐼𝑑 = | 𝐼7(1 + 05) + 𝐼8(1 + 05) + 𝐼9(1 + 05) + 𝐼10(1 + 05) − 𝐼1(1 − 05)− 𝐼2(1 − 05) − 𝐼3(1 − 05) − 𝐼4(1 − 05) − 𝐼5(1 − 05) − 𝐼16(1 − 05)|

𝐼𝑑 = | 70(1.05) + 65(1.05) + 65(1.05) + 174(1.05) − 149(0.95) − 582(0.95)

− 547(0.95) − 547(0.95) − 288(0.95) − 205(0.95)|

𝐼𝑑 = 1809.4 𝐴. A continuación se calcula la corriente de estabilización Is:

𝐼𝑠 = | 𝐼7(1 + 05)| + |𝐼8(1 + 05)| + |𝐼9(1 + 05)| + |𝐼10(1 + 05)| + |𝐼1(1 − 05)|+ |𝐼2(1 − 05)| + |𝐼3(1 − 05)| + |𝐼4(1 − 05)| + |𝐼5(1 − 05)|+ |𝐼16(1 − 05)|

𝐼𝑠 = | 70(1.05)| + |65(1.05)| + |65(1.05)| + |174(1.05)| + |149(0.95)| + |582(0.95)|

+ |547(0.95)| + |547(0.95)| + |288(0.95)| + |205(0.95)|

𝐼𝑠 = 2594.8 𝐴.

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Con los resultados anteriores se evalúa el criterio de disparo por falla interna en la barra, observándose que la protección actúa correctamente ante fallas internas.

𝐼𝑑 > 𝑘 × 𝐼𝑠; 𝑐𝑜𝑛 𝑘 = 0.6

1809.4 > 0.6 × 2594.8 = 1809.4 > 1556.88 Además se cumple que la corriente diferencial Id es mayor a la mínima corriente de operación Id = 1.2 I/Ino = 1440 A. ESTABILIDAD ANTE FALLA EXTERNA Para la evaluación de la estabilidad de la protección diferencial de barras ante una falla externa a la subestación, es necesario validar previamente que en el transformador de corriente de cada paño que se conecta a la barra, no se presenten fenómenos de saturación de los núcleos asociados con las protecciones, en particular con la protección diferencial de barras 87B, sin embargo para efecto de los siguientes cálculos se considerara que no existe saturación de ninguno de los TT/CC asociados a la barra de 220kV de S/E Cardones. Para evaluar la estabilidad de la protección diferencial de barra ante una falla externa se procederá a simular una falla en el nuevo paño que se agrega a dicha barra, para realizar estos cálculos se deberá considerar lo siguiente:

No existe saturación de los transformadores de corriente.

Se considera la siguiente convención, el error será positivo en el paño que alimenta

directamente la falla y error negativo para el resto de los paños de la subestación.

Las fallas se simularan para el Escenario de demanda alta – con las la 4 Unidades de

Central Guacoda en servicio + Una unidad de Central Taltal en servicio, considerando

que este escenario es el de mayores aportes de corrientes de cortocircuitos a la barra

La forma de establecer las corrientes diferencial y de estabilización será de acuerdo a

las consideraciones indicadas en el manual del fabricante del equipo SIEMENS 7SS52,

esto es:

Vector de corriente diferencial que activa el disparo, el que se obtiene de la siguiente sumatoria;

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙, 𝐼𝑑 = | 𝐼1 + 𝐼2 … . +𝐼𝑛|

Magnitud de estabilización Is:

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛, 𝐼𝑠 = | 𝐼1| + |𝐼2| … . +|𝐼𝑛| Donde el criterio de disparo por falla en la barra se define como:

𝐼𝑑 > 𝑘 × 𝐼𝑠

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A continuación se simulara una falla en la salida de la nueva línea de 220kV Cardones – Diego de Almagro (paño J12) para comprobar la estabilidad de la protección diferencial de barra ante esta falla externa, los resultados de la simulación se presentan a continuación:

Falla trifásica franca salida de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro, Paño J12. Se considerar el error del CT saliente = +5% y el error de los CT´s entrante = -5% I1 = corriente saliente = 4025 A (corriente por la salida de la LT Cardones – Diego de Almagro, Paño J12) I2 = corriente entrante paño J4 LT Maitencillo - Cardones N°1 = 1103 A I3 = corriente entrante paño J5 LT Maitencillo - Cardones N°2 = 1035 A I4 = corriente entrante paño J6 LT Maitencillo - Cardones N°3 = 1035 A I5 = corriente entrante paño J3 LT Cardones - San Andrés = 465 A I6 = corriente entrante paño J8 LT Cardones – Ll. de Llampos = 238 A I7 = corriente entrante paño JT1 ATR1 Cardones = 61 A I8 = corriente entrante paño JT2 ATR2 Cardones = 57 A I9 = corriente entrante paño JT3 ATR3 Cardones = 57 A Con los datos anteriores se calcula Id, teniendo en consideración el error de los TT/CC

𝐼𝑑 = | 𝐼1(1 + 05) − 𝐼2(1 − 05) − 𝐼3(1 − 05) − 𝐼4(1 − 05) − 𝐼5(1 − 05) − 𝐼6(1 − 05)− 𝐼7(1 − 05) − 𝐼8(1 − 05) − 𝐼9(1 − 05)|

𝐼𝑑 = | 4025(1.05) − 1103(0.95) − 1035(0.95) − 1035(0.95) − 465(0.95)

− 238(0.95) − 61(0.95) − 57(0.95) − 57(0.95)|

𝐼𝑑 = 377.8 𝐴. A continuación se calcula la corriente de estabilización Is:

𝐼𝑠 = | 𝐼1(1 + 05)| + |𝐼2(1 − 05)| + |𝐼3(1 − 05)| + |𝐼4(1 − 05)| + |𝐼5(1 − 05)|+ |𝐼6(1 − 05)| + |𝐼7(1 − 05)| + |𝐼8(1 − 05)| + |𝐼9(1 − 05)|

𝐼𝑠 = | 4025(1.05)| + |1103(0.95)| + |1035(0.95)| + |1035(0.95)| + |465(0.95)|

+ |238(0.95)| + |61(0.95)| + |57(0.95)| + |57(0.95)|

𝐼𝑠 = 8074 𝐴.

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De los cálculos anteriores se comprueba que ante la falla externa en la salida del paño J12, la protección diferencial se comporta estable no cumpliéndose el criterio de disparo de dicha protección:

Con 𝐼𝑑 = 377.8 𝐴. y 𝐼𝑠 = 8074 𝐴.se tiene

𝐼𝑑 > 𝑘 × 𝐼𝑠 → 377.8 > 0.6 × 8074 → 377.8 > ! 4844.4

Como se observa de los cálculos anteriores no se cumple la desigualdad del criterio de disparo, concluyéndose que la protección diferencial de barras es estable ante fallas externas.

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6.2.1.4. Protección diferencial de Barra S/E Diego de Almagro ABB

REB500 S/E Diego de Almagro cuenta con una unidad central marca ABB REB500CU, a la que se le incorporara una unidad de bahía marca ABB REB500BU para el nuevo paño J5 asociado a la línea Cardones – Diego de Almagro Cto. N°1. Las características de operación de la protección diferencial de barra REB500 con configuración distribuida obedece a los siguientes parámetros básicos: 𝑰𝑲𝒎𝒊𝒏: 𝐴𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙

𝒌: 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙

𝑫𝒊𝒇𝒇𝒆𝒓𝒆𝒏𝒕𝒊𝒂𝒍 𝒄𝒖𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕 𝒂𝒍𝒂𝒓𝒎: 𝐴𝑙𝑎𝑟𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙

𝑻𝒊𝒎𝒆 𝑫𝒆𝒍𝒂𝒚 (𝑫𝒊𝒇𝒇𝒆𝒓𝒆𝒏𝒕𝒊𝒂𝒍 𝒄𝒖𝒓𝒓𝒆𝒏𝒕 𝒂𝒍𝒂𝒓𝒎): Tiempo de retardo antes de activar la

alarma de corriente diferencial

A continuación se indican los ajustes actuales:

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6.2.1.5. Ajustes de las protección diferencial de barra de S/E Diego

de Almagro ABB REB500 La característica de operación diferencial de fases es determinada por los siguientes ajustes: 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 : Umbral mínimo de operación de la protección diferencial, ajustado en amperios

primarios.

1,3 𝐼max 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 < 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 < 0,8 𝐼𝐶𝐶𝑚𝑖𝑛

La corriente máxima de carga se selecciona como el mayor valor entre las corrientes de carga máxima estimada entre los diferentes paños: Flujo de potencia en condiciones normales

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Flujo de potencia con la salida del paño de trasformación JT3

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Flujo de potencia con la salida del paño de línea hacia Carrera Pinto

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La corriente de cortocircuito mínima en la barra de 220 kV se obtiene ante una falla bifásica a tierra con impedancia de 50 Ω, en condición de mínimos aportes (demanda baja, día domingo)

𝐼𝐶𝐶𝑚𝑖𝑛 = 1410𝐴 → 0,8 × 𝐼𝐶𝐶𝑚𝑖𝑛 = 1128 𝑘𝐴

378 𝐴 < 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 < 1128 𝐴

De acuerdo con estos resultados, el parámetro 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 = 900 A. Este valor es superior a la máxima corriente nominal de cualquiera de los paños conectados a la subestación, con lo cual se evitan disparos erróneos por corrientes máximas de carga no esperadas y se asegura la detección y el disparo de la protección diferencial de barras ante la mínima corriente de cortocircuito en la barra de la subestación. De esta manera se verifica el correcto ajuste

𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 = 800 𝐴

Sin embargo, debido a que el TT/CC del nuevo paño J5 de S/E Diego de Almagro es de razón de

transformación 800/1, lo que lo convierte en el paño con el TT/CC con corriente nominal

primaria más alta, se estima que el ajuste de 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 = 800 𝐴, pudiera producir una operación

indeseada de la protección diferencial ante la salida del o paño J5, o ante la indisponibilidad de

la medida de dicho TT/CC, por lo se propone ajusta el 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 como la corriente del TT/CC de

mayor valor de corriente nominal primaria más un factor de seguridad del 20%, con esto

tenemos que el ajuste quedaría como:

𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 = 800 × 1,2 = 960 𝐴 Se propone realizar el mismo cambio sobre el 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 de la zona de chequeo.

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CALCULO DEL FACTOR DE ESTABILIDAD K

Según la tabla anterior, en todos los casos se encuentra que el umbral mínimo de corriente diferencial seleccionado (960 A) es superior al mínimo valor de la corriente diferencial ΔI calculada y que el valor mínimo a ser ajustado para el factor k debe ser superior a 0,73. Adicional a esto, pruebas realizadas por el fabricante del relé REB500 han mostrado que un ajuste de 0,80 para el factor k resulta ser el ajuste más favorable para una adecuada operación de la protección diferencial. Teniendo en cuenta que se encontró que el ajuste debe ser mayor a 0,73 y la recomendación del fabricante, el factor de estabilidad se ajusta en un valor de 0,80, con lo cual se tendrá una operación adecuada ante fallas internas y se eliminan disparos indeseados ante fallas externas a la barra. Se establece por lo tanto que el ajuste actual del factor K es adecuado:

𝑘 = 0.8

𝐷𝑖𝑓𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡 𝑎𝑙𝑎𝑟𝑚 = 1.5 × 𝜀 𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑇 × 𝐼𝑛,𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝐶𝑇

𝐷𝑖𝑓𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡 𝑎𝑙𝑎𝑟𝑚 = 1.5 × 5% × 900

𝐷𝑖𝑓𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡 𝑎𝑙𝑎𝑟𝑚 = 67.5 𝐴

𝐷𝑖𝑓𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡 𝑎𝑙𝑎𝑟𝑚 = 67.5 𝐴

𝐼𝑘𝑚𝑖𝑛=

60 𝐴

800 𝐴= 7.5% 𝐼𝑘𝑚𝑖𝑛

Del cálculo anterior se considera adecuado el ajuste actual de del 10%. El ajuste 𝑇𝑖𝑚𝑒 𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 (𝐷𝑖𝑓𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡 𝑎𝑙𝑎𝑟𝑚) de acuerdo a la recomendación del fabricante es de 5 por lo que se conserva el ajuste actual.

𝑇𝑖𝑚𝑒 𝐷𝑒𝑙𝑎𝑦 (𝐷𝑖𝑓𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑖𝑎𝑙 𝑐𝑢𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡 𝑎𝑙𝑎𝑟𝑚) = 5𝑠

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6.2.1.6. Verificación de la operación de la protección diferencial de

Barra de S/E Diego de Almagro

FALLA INTERNA Para verificar la operación de la protección ante una falla al interior de la barra, se analiza la condición más crítica, la cual consiste en tener la mínima corriente de cortocircuito esperada y que se tenga el máximo error en los CT’s por defecto. En este caso, la corriente mínima de cortocircuito corresponde a una falla trifásica en barras con Rf = 50 Ohm, como se muestra a continuación con un valor de 1.537 kA.

Con lo que, considerando un error de medición de los TT/CC del 5%

𝐼𝑑 = 0.95 × 1.537 𝑘𝐴 = 1.46 𝑘𝐴

𝐼𝑖𝑛 = 0.95 × 1.537 𝑘𝐴 = 1.46 𝑘𝐴

𝑆 × 𝐼𝑖𝑛 = 0.8 × 1.46 𝑘𝐴 = 1.168 𝑘𝐴

De esta manera, la corriente diferencial es mayor que la mínima corriente de operación dada por 𝑆 × 𝐼𝑖𝑛, concluyéndose correcto funcionamiento de la protección diferencial ante fallas internas.

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ESTABILIDAD ANTE FALLA EXTERNA Para comprobar la operación estable de la protección diferencial ante fallas externas se tendrán en cuanta las siguientes condiciones:

No existe saturación de los transformadores de corriente.

Error máximo en los CT’s de entrada de las líneas (5% en los paños más críticos).

Se considera la siguiente convención, el error será positivo en el paño que alimenta

directamente la falla y error negativo para el resto de los paños de la subestación.

Las fallas se simularan para el Escenario de demanda alta – con las la 4 Unidades de

Central Guacoda en servicio + Una unidad de Central Taltal en servicio, considerando

que este escenario es el de mayores aportes de corrientes de cortocircuitos.

La forma de establecer las corrientes diferencial y de estabilización será de acuerdo a las consideraciones indicadas en el manual del fabricante del equipo ABB REB500, esto es:

Corriente diferencial superior al mínimo valor de la corriente diferencial.

𝐼𝑑 > 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛

Factor de estabilidad k mayor al ajuste.

𝑘 = 𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓

𝐼𝑟𝑒𝑠𝑡𝑟> 𝑘𝑠𝑒𝑡

Donde se tiene que:

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙, 𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓 = | 𝐼1 + 𝐼2 … . +𝐼𝑛|

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑠𝑡𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛, 𝐼𝑟𝑒𝑠𝑡𝑟 = | 𝐼1| + |𝐼2| … . +|𝐼𝑛|

La zona de chequeo, cuando se activa, supervisa el disparo de la función diferencial.

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A continuación se simulara una falla en la salida de la nueva línea de 220kV Cardones – Diego de Almagro (paño J12) para comprobar la estabilidad de la protección diferencial de barra ante esta falla externa, los resultados de la simulación se presentan a continuación:

Falla trifásica franca salida de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro, Paño J5 de S/E D. de Almagro. Se considerar el error del CT saliente = +5% y el error de los CT´s entrante = -5% I1 = corriente saliente = 1919 A (corriente por la salida de la LT Diego de Almagro - Cardones, Paño J5) I2 = corriente entrante paño J1 LT Carrera Pinto - D. de Almagro = 1041 A I3 = corriente entrante paño JT3 ATR3 y ATR4 D. de Almagro = 0.007 A I4 = corriente entrante paño J4 LT D. de Almagro –Paposo N°1= 449 A I5 = corriente entrante paño J3 LT D. de Almagro –Paposo N°2= 449 A Con los datos anteriores se calcula Id, teniendo en consideración el error de los TT/CC

𝐼𝑑 = | 𝐼1(1 + 05) − 𝐼2(1 − 05) − 𝐼3(1 − 05) − 𝐼4(1 − 05) − 𝐼5(1 − 05)

𝐼𝑑 = | 1919(1.05) − 1041(0.95) − 0.007(0.95) − 449(0.95) − 449(0.95)

𝐼𝑑 = 172.89 𝐴. A continuación se calcula la corriente de restricción:

𝐼𝑟𝑒𝑠𝑡𝑟 = | 𝐼1(1 + 05)| + |𝐼2(1 − 05)| + |𝐼3(1 − 05)| + |𝐼4(1 − 05)| + |𝐼5(1 − 05)|

𝐼𝑟𝑒𝑠𝑡𝑟 = | 1919(1.05)| + |1041(0.95)| + |0.007(0.95)| + |449(0.95)| + |449(0.95)|

𝐼𝑟𝑒𝑠𝑡𝑟 = 3857 𝐴.

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De los cálculos anteriores se comprueba que ante la falla externa en la salida del paño J5 de S/E Diego de Almagro, la protección diferencial se comporta estable no cumpliéndose los criterios de disparo de dicha protección:

Con 𝐼𝑑 = 172.89, 𝐼𝑟𝑒𝑠𝑡𝑟 = 3857, 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 = 960 𝐴 y 𝑘 = 0.8 se tiene:

𝐼𝑑 > 𝐼𝐾𝑚𝑖𝑛 → 172.89 > ! 960 → no se cumple el criterio de disparo

Por otra parte:

𝐼𝑑𝑖𝑓𝑓

𝐼𝑟𝑒𝑠𝑡𝑟> 𝑘𝑠𝑒𝑡 →

172.89

3857> ! 0.8→ no se cumple el criterio de disparo

Como se observa de los cálculos anteriores no se cumple la desigualdad del criterio de disparo, concluyéndose que la protección diferencial de barras es estable ante fallas externas. RESUMEN DE CAMBIOS PROYECTADOS EN LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL REB500 DE S/E DIEGO DE ALMAGRO

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7. VERIFICACIÓN DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES. Este capítulo tiene como objetivo verificar que los ajustes y modificaciones propuestas en las protecciones del sistema eléctrico en estudio cumplan con los criterios de sensibilidad, selectividad y coordinación necesarios para preservar los estándares de seguridad del sistema.

7.1. Tipos de fallas

Para evalúa el comportamiento del sistema de protecciones frente a la ocurrencia de fallas, se simularan cortocircuitos en diferentes elementos del sistema eléctrico. Los tipos de fallas considerados en cada posición son:

Falla trifásica (3φ)

Falla monofásica a tierra (1φ-T)

Falla monofásica a tierra con resistencia de 25Ω (Rfalla = 25Ω)

Las fallas consideradas se encuentran acorde con lo estipulado por el CDEC-SIC en su carta “DO N°0064-2015”. Para el cálculo de cortocircuitos se utiliza el método Completo implementado en el software PowerFactory DIgSILENT, con el fin de obtener una respuesta lo más real posible de la operación de las protecciones eléctricas.

7.2. Ubicación de fallas evaluadas

La ubicación de cada una de las fallas analizadas se define considerando todos los puntos interés que permitan verificar la operación coordinada de las protecciones. Dichos puntos abarcan el sistema de 220 kV entre las subestaciones Maitencillo y Paposo en el extremo norte del SIC. La ubicación de cada una de las fallas simuladas se realizó de acuerdo a lo indicado en el anexo de la carta DO 0064-2015 en la letra c) Estudio de ajustes y coordinación de protecciones. A continuación se enumeran las fallas indicadas.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

la línea proyectada de 220kV. Cardones – Diego de Almagro al 5% y 95% de S/E

Cardones.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

la línea de 220kV. Carrera Pinto – Diego de Almagro al 5% y 95% de S/E Carrera Pinto.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

el circuito N°1 de la línea de 220kV. Paposo – Diego de Almagro al 5% y 95% de S/E Diego

de Almagro.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

la línea de 220kV. San Lorenzo – Diego de Almagro al 5% de S/E Diego de Almagro.

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Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

la línea de 220kV. Cardones – San Andrés al 5% y 95% de S/E Cardones.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

la línea de 220kV. Cardones – Llano de Llampos al 5% y 95% de S/E Cardones.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

la línea de 220kV. Cardones – Medellín al 5% de S/E Cardones.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

la línea de 220kV. Cardones – Central Cardones al 5% de S/E Cardones.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

la línea de 220kV. Cardones – Minera la Candelaria al 5% y 95% de S/E Cardones.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

la línea de 220kV. Cardones – Maitencillo al 5% y 95% de S/E Cardones

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

el lado de 220kV. De los transformadores 220/110 kV de S/E Diego de Almagro.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

el lado de 110kV. De los transformadores 220/110 kV de S/E Diego de Almagro.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

el lado de 220kV. Del transformador N°1 220/110 kV de S/E Cardones.

Fallas trifásicas y monofásicas francas y monofásicas con resistencia de falla de 25 Ω en

el lado de 110kV. Del transformador N°1 220/110 kV de S/E Cardones.

Para la evaluación de cada una de las fallas antes descritas, se consideró como criterio general un paso de coordinación entre equipos de protección es de 0,3 segundos, salvo excepciones que se encuentran justificadas en las conclusiones del estudio. Para obtener los tiempos de operación que permitan determinar la actuación coordinada de las protecciones del sistema, se utilizó la herramienta tiempo - distancia del software DIgSILENT, la que permite realizar un barrido de cortocircuito en una ruta definida y obtener los tiempos de operación de las distintas protecciones incluidas en dicha ruta, además se han incluido los tiempos de operación de las protecciones que dan respaldo a las protecciones principales, de esta forma se podrá tener un cuadro general de la operación de las distintas protecciones. Con el fin de simplificar el análisis, se han propuesto dos rutas generales que mostraran los tiempos de operación de las distintas protecciones involucradas, estas rutas se describen a continuación. Ruta 1. Esta ruta considerara fallas desde las subestaciones Maitencillo – Cardones – Diego de Almagro – Paposo, obteniéndose los tiempos de operación de las protecciones principales y de respaldo en dicha ruta. Ruta 2. Considerará fallas desde la subestación San Andrés – Cardones – Diego de Almagro – Carrera Pinto, obteniéndose los tiempos de operación de las protecciones principales y de respaldo en dicha ruta.

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Además de las rutas generales indicadas anteriormente, se consideraran rutas individuales que buscan presentar los tiempos de operación de las protecciones con elementos del entorno eléctrico conectados directamente a las barras de las Subestaciones Cardones y Diego de Almagro, de este modo se presentaran las rutas siguientes: Ruta 3. Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Cardones – Diego de Almagro – Central San Lorenzo. Ruta 4. Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Diego de Almagro – Cardones – Central Cardones. Ruta 5. Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Diego de Almagro – Cardones – Central Medellín. Ruta 6. Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Diego de Almagro – Cardones – Minera Candelaria. Ruta 7. Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Diego de Almagro – Cardones – Llanos de Llampos Ruta 8. Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Diego de Almagro – Cardones – ATR1 Cardones Ruta 9. Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Cardones - Diego de Almagro –– ATR3 Diego de Almagro RUTA 10: Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta LT Maitencillo -Cardones N°1– ATR1 Cardones, RUTA 11: Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta LT Maitencillo N°2- Cardones – San Andrés - Diego de RUTA 12: Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta LT Maitencillo - Cardones N°2 - Diego de Almagro, RUTA 13: Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta LT Maitencillo - Cardones N°1 – San Andrés – Carrera Pinto - Diego de Almagro, RUTA 14: LT Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Maitencillo - Cardones N°1 - Diego de Almagro. RUTA 15: Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta LT Maitencillo - Cardones N°1 – LT Maitencillo - Cardones N°2, para diferentes topologías de operación. RUTA 16: Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Paposo – Diego de Almagro N°1- ATR3 Diego de Almagro

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RUTA 17: Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Paposo – Diego de Almagro N°2- ATR3 Diego de Almagro RUTA 18: Considera el análisis y reporte de tiempos de operación en la ruta Paposo – Diego de Almagro N°2- ATR4 Diego de Almagro. Del mismo modo, se han considerado en las rutas de la 10 a la 15 diferentes modo de operación con el fin de determinar la correcta coordinación de las protecciones del sistema ante las diferentes contingencias que pudiesen ocurrir.

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8. CONCLUSIONES

De acuerdo a los resultados obtenidos en el desarrollo de este informe, respecto del diseño del sistema de protecciones eléctricas y cálculo de los parámetros de los equipos de protección, se puede indicar que y cumplen con las exigencias establecidas en la NTSyCS. Los ajustes fueron calculados de acuerdo a los indicado en la carta DO064-2015 del CDEC SIC procediendo a darle ajustes a los nuevos equipos de protección, verificando su coordinación con los equipos de protecciones adyacentes, permiten la operación coordinada y selectiva del sistema de protección asociado al sistema eléctrico en estudio, lo cual ha sido demostrado mediante el cálculo de los tiempos de operación de las protecciones, que se efectúa en las siguientes condiciones:

a. Ante eventos de cortocircuito trifásico, monofásico franco y monofásico con resistencia de falla de 25 ohms.

b. En los escenarios extremos de generación.

Sin perjuicio de lo anterior, es importante destacar lo siguiente:

Para los escenarios de demanda baja y sin aportes de la Central Taltal, se observa un reducido aporte de corrientes de falla desde Diego de Almagro hacia el SIC, este escaso aporte de corriente de falla produce la falta de polarización de las protección de distancia de S/E Diego de Almagro por ser este un extremo débil, obteniéndose un alcance reducido de las zonas 2 y 3, también se observa que no opera la zona 4 en reversa de la protección del extremo Cardones, este efecto es particularmente severo en el escenario de demanda baja y sin generación ERNC, sin embargo este problema se encuentra cubierto por la implementación de la lógica weak infeed con emisión de “eco” habilitado en el extremo Diego de Almagro, este esquema permitirá que ante la falta de arranque de las protecciones del extremo Diego de Almagro se emita una señal de trip desde el extremo remoto, la que tendrá permiso de operar siempre que no esté viendo una falla en su zona reversa.

En cuanto a los ajustes de la protecciones del paño J1 J2 y J8 de S/E Maitencillo asociado a la línea de 220kV Maitencillo – Cardones N°1 y al circuito 2x220kV Maitencillo – Cardones N°2 y N°3, se determinó que dichas protecciones conservaran sus ajustes actuales, de manera que su alcance máximo de sus zonas de respaldo no sobrepase la barra de 220 kV de S/E San Andrés, con los ajustes actuales se logra dar respaldo parcial ante fallas en la nueva línea Cardones – Diego de Almagro N°1, llegando a cubrir fallas hasta aproximadamente el 20% de dicha línea, sin embargo se debe señalar que en el esquema de protecciones de la nueva línea Cardones – Diego de Almagro N°1 se considera un esquema de teleprotecciones con sistema de telecomunicaciones duplicado por vías separadas, en conformidad con lo indicado en el artículo 3.23 de la Norma Técnica, por lo que los respaldos limitados de las protecciones del sistema adyacente no representa un problema para la seguridad de la operación de la nueva línea.

Cabe mencionar además que con los ajustes actuales de las protecciones asociadas a los paños J1, J2 y J8 de S/E Maitencillo estas protecciones no detectan fallas en la barra de 110

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kV de Cardones, como se puede comprobar en los resultados de las tablas con tiempos de operación de las protecciones en el anexo N°1.

En cuanto a los ajustes de mantenimiento (Grupo N°2) de los paños J2 y J8 de Maitencillo, asociados a la Línea 2x220 Maitencillo – Cardones, no se propusieron cambios sobre dichas protecciones considerándose que el alcance reactivo de la zona 3 está ajustado en 133.33 Ohm primarios lo que resulta adecuado en conformidad con los criterios indicados anteriormente.

Por otra parte, se han encontrado tiempos de pasos de coordinación reducidos y en ocasiones simultáneos en análisis de coordinación con las instalaciones de la Generadora San Lorenzo, sin embargo se debe destacar que dicha instalación tiene como protecciones principales un doble esquema diferencial, cuya longitud de enlace es de 300 metros, haciéndola altamente confiable, por lo que se estima que las fallas al interior de dicha instalación serán despejadas de forma instantánea por el esquema diferencial antes descrito.

Lo anteriormente dicho también es aplicable a las Centrales ubicadas en la subestación Cardones, ya que tanto Central Medellín Como la Central Cardones Cuentan con un doble esquema diferencial y el enlace de comunicaciones es bastante reducido.

9. ANEXOS. Anexo N°1: Verificación de la coordinación de Protecciones: Tablas con tiempos de Operación Anexo N°2: Base de datos DIgSILENT utilizada en el estudio.