Estudios de Norma Técnica para los Sistemas Medianos de Magallanes

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1 Estudios de Norma Técnica para los Sistemas Medianos de Magallanes Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones Preparado para:

2 VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A. Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios 1 25/01/2016 CSL ALE PMD 2

3 Índice 1 Introducción Objetivos del estudio 5 2 Antecedentes Información técnica de los Sistemas Medianos de EDELMAG Definición de los Sistemas Medianos de EDELMAG Unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG Código NEMA de protecciones Normativa Aplicable 9 3 Protecciones existentes en los Sistemas Medianos Sistema Mediano de Punta Arenas Sistema Mediano de Puerto Natales Sistema Mediano de Porvenir Sistema Mediano de Puerto Williams 13 4 Verificación de coordinación de protecciones Sistema Mediano de Punta Arenas Consideraciones y supuestos Tipo de Falla considerados Ubicación de fallas evaluadas Escenarios de despacho de unidades Evaluación de tiempos de operación Demanda Máxima Demanda Mínima Ajustes propuestos Demanda Máxima Demanda Mínima 31 5 Verificación de coordinación de protecciones Sistema Mediano de Puerto Natales Consideraciones y supuestos Tipo de Falla considerados Ubicación de fallas evaluadas Escenarios de despacho de unidades Evaluación de tiempos de operación Demanda Máxima Demanda Mínima Ajustes propuestos 44 6 Verificación de coordinación de protecciones Sistema Mediano de Porvenir Consideraciones y supuestos 48 3

4 6.1.1 Tipo de Falla considerados Ubicación de fallas evaluadas Escenarios de despacho de unidades Evaluación de tiempos de operación Demanda Máxima Demanda Mínima 52 7 Verificación de coordinación de protecciones Sistema Mediano de Puerto Williams Consideraciones y supuestos Tipo de Falla considerados Ubicación de fallas evaluadas Escenarios de despacho de unidades Evaluación de tiempos de operación Demanda Máxima Demanda Mínima 60 8 Conclusiones 63 ANEXO A Tiempos de Operación Sistema Mediano de Punta Arenas 64 ANEXO B Tiempos de Operación Sistema Mediano de Puerto Natales _ 74 ANEXO C Tiempos de Operación Sistema Mediano de Porvenir 84 ANEXO D Tiempos de Operación Sistema Mediano de Puerto Williams _ 94 4

5 1 Introducción La Empresa Eléctrica de Magallanes S.A, en adelante EDELMAG, es una Concesionaria de Distribución Eléctrica que opera en la Región de Magallanes cuatro Sistemas Medianos. En conformidad con lo estipulado en el Articulo 6-3 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para los Sistemas Medianos, en adelante NTSSMM, EDELMAG debe desarrollar diversos estudios técnicos para cada uno de los Sistemas Medianos de su propiedad con una periodicidad de cuatro años. En consideración de lo indicado en el párrafo anterior, EDELMAG encomendó a SYSTEP Ingeniería y Diseños, en adelante SYSTEP o el Consultor, la realización de la actualización de cada uno de los siguientes estudios técnicos para los cuatro Sistemas Medianos de EDELMAG, a saber: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams: Estudio de Restricciones en Instalaciones de Transmisión. Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones. Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva. Estudios de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas. Estudio de Desconexión Automática de Carga (EDAC). Estudio de Planes de Recuperación de Servicio (PRS). El presente informe comprende el Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones, que tiene por objetivo comprobar el correcto funcionamiento de los equipos de protección de cada sistema. 1.1 Objetivos del estudio En el presente estudio se presenta un análisis de la coordinación de los equipos de protección de los Sistemas Medianos de EDELMAG, teniendo como objetivos específicos los siguientes: Verificar la coordinación de los equipos de protección de todos los Sistemas Medianos de EDELMAG, para diversas fallas, y ubicaciones de éstas. Verificar selectividad y sensibilidad de las protecciones de todos los sistemas, para las distintas condiciones de despacho habitual. Es necesario tener en cuenta que los equipos de protección estudiados abarcan las protecciones de sobrecorriente y sobre y sub tensión propias de las unidades generadoras, de los transformadores, de las líneas de transmisión y de las cabeceras de los alimentadores de cada Sistema Mediano. 5

6 2 Antecedentes El DFL Nº 4 de febrero del 2007, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica, define en su Artículo Nº 173 a aquellos sistemas eléctricos de capacidad instalada de generación inferior a 200 MW y superior a kw como Sistemas Medianos o SSMM, estableciendo características especiales en su tarificación y operación respecto a los Sistemas Interconectados. EDELMAG posee cuatro Sistemas Medianos en el extremo sur del país, específicamente en la Región de Magallanes, los cuales se describen a continuación: Sistema Punta Arenas: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Punta Arenas. Se compone por dos subsistemas, central Tres Puentes y central Punta Arenas. Central Tres Puentes cuenta con dos barras de media tensión conectadas entre sí a través de un transformador de 20 MVA 13,2/11,5 kv, donde principalmente en el lado de baja tensión se inyecta la generación y el lado de alta tensión alimenta las cargas. Por otro lado, central Punta Arenas posee una barra en 13,2 kv, en la que se conectan tanto generación como consumo. Los subsistemas mencionados se interconectan mediante una línea de transmisión de 8,15 km en 66 kv. Sistema Puerto Natales: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Natales. Sistema constituido por una única barra principal en 13,2 kv donde se conectan generación y consumos. Sistema Porvenir: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Porvenir. Similar al sistema de Puerto Natales, se compone de una única barra de 13,8 kv en la cual se inyecta generación y se conectan los alimentadores que abastecen los consumos. Sistema Puerto Williams: Ubicado en la Región de Magallanes, comuna de Cabo de Hornos. El sistema se compone de una barra de 13,2 kv en la cual se inyecta la generación y se alimenta las cargas. A continuación se detallan características técnicas y normativas respecto a los Sistemas Medianos de EDELMAG, en relación al control de tensión y requerimientos de potencia reactiva. 2.1 Información técnica de los Sistemas Medianos de EDELMAG La información técnica relevante para el desarrollo del presente estudio, requiere la comprensión de los unilineales de cada Sistema Mediano, junto con otras características asociadas a éstos Definición de los Sistemas Medianos de EDELMAG EDELMAG se compone de cuatro Sistemas Medianos ubicados en Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams. Si bien gran parte de la organización y administración de la empresa funciona de manera centralizada, es importante indicar que cada sistema cuenta con un sistema de administración propio, el que incluye centros de control locales que se encargan de la operación de las distribución y de los despachos diarios y horarios de las centrales de generación, junto con la toma de medidas en caso de eventos particulares. Cada una de estas administraciones propias de cada Sistema Mediano se guía por las directrices dadas por la administración general, pero a su vez posee la capacidad de poder operar diariamente, y de superar las diversas dificultades eventuales que surjan en la operación diaria. 6

7 Alim. 5 Alim. 13 Alim. 11 Alim. 7 Alim. 4 52C6 52C5 52C13 52C11 52C7 52C4 Estudios de Norma Técnica para Sistemas De lo anterior, se tiene que cada Sistema Mediano posee Planes de Recuperación del Servicio propios, diseñados para ser ejecutados por los centros de control locales Unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG A continuación se presentan los unilineales de los Sistemas Medianos de EDELMAG. 66 kv 23 kv 13,2 kv 11,5 kv 6 kv Alim. 6 I.A. PE Cabo Negro 52C1 Alim. 1 U. 3 52C2 Alim. 2 52G3 52C3 Alim. 3 U. 1 U. 4 52G1 52DS1 52G4 52DT2 52DT1 52E1 Ingesur 52G2 U. 2 52G5 U. 5 Des. 52BT4 52C10 52CS5 52C8 52CT1 52C12 52C9 52CT3 52C14 Alim. 10 Alim. 8 Alim. 12 Alim. 9 Alim DT3 52BT1 52B1 52BT3 52CT2 U. 7 U. 8 52DS2 52G7 52G8 52CS2 52CS4 52CS3 U. 9 52DS3 52DT4 52BT2 Sistema Mediano de Puerto Natales 52G9 52DS4 U. 3 U. 2 U. 1 52G3 52G2 52G1 52CT2 Figura 2-1: Unilineal del Sistema Mediano de Punta Arenas U. 5 52G5 U. 11 U. 6 13,2 kv 6 kv 52G11 52G6 Alim. 5 Alim. 4 Alim. 3 Alim. 2 Alim. 1 52C5 52C4 52C3 52C2 52C1 52G5 52G4 52G12 52G10 52G9 52G8 52G3 52G2 U. 12 U. 10 U. 9 U. 8 U. 5 U. 4 U. 3 U. 2 Figura 2-2: Unilineal del Sistema Mediano de Puerto Natales 7

8 U. 10 U. 7 U. 6 U. 4 52G10 52G7 52G6 52G4 Alim. 3 Alim. 2 52C3 52C2 52C1 52C4 52G9 52G8 52G5 Alim. 1 Alim. 4 U. 9 U. 8 U. 5 13,8 kv 6 kv Figura 2-3: Unilineal del Sistema Mediano de Porvenir U. 6 13,2 kv 6 kv 52G6 Alim. 2 Alim. 1 52C2 52C1 52C3 52G1 52G2 52G3 Alim. 3 Figura 2-4: Unilineal del Sistema Mediano de Puerto Williams Código NEMA de protecciones U. 1 U. 2 U. 3 Las funcionalidades de protección se pueden identificar mediante sus códigos NEMA. En la Tabla 2-1 se presentan las funcionalidades comúnmente utilizadas con sus respectivos códigos. Código NEMA Función 21/21N Distancia de fase / residual 25 Sincronización 27 Subtensión de fase (bajo voltaje) 59/59N Sobretensión de fase / Sobretensión residual 46 Detección de fallas desequilibradas (Medición de secuencia negativa) 49 Relé térmico de sobrecarga 50/50N/50G Sobrecorriente de tiempo definido (instantáneo) de fase / residual / tierra 50BF Relé de protección ante falla de interruptor 51/51N/51G Sobrecorriente de tiempo inverso de fase / residual / tierra 67/67N Relé direccional de sobrecorriente de fase / residual 79 Reconección automática 81 Relé de baja frecuencia 85A Receptor de carrier o hilo piloto 86 Relé auxiliar de desenganche (relé maestro) 87B/87T/87L Relé diferencial de barra / transformador / línea 68 Bloqueo por oscilación de potencia 52 Interruptor Tabla 2-1: Código NEMA de las funcionalidades comúnmente utilizadas. 8

9 2.2 Normativa Aplicable La realización de este estudio comprende la verificación de la coordinación de las protecciones de cada sistema, dando cumplimiento de los estándares de Seguridad y Calidad de Servicio establecidos en la NTSSMM: Artículo 3-4 Las instalaciones y equipamientos de medios de generación que operen en el SM, deberán cumplir con las siguientes exigencias mínimas de diseño: a) Si la potencia nominal de cualquier nueva unidad generadora que se instale en un SM, es mayor que el módulo de la mayor unidad existente, el propietario de la nueva unidad deberá realizar estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para demostrar que su desconexión intempestiva del SM no producirá desconexiones automáticas de carga por subfrecuencia adicionales a las resultantes de aplicar la presente NT. b) La protección de las unidades generadoras y sus conexiones con el SM debe cumplir con las exigencias mínimas especificadas a continuación: i. El tiempo máximo para despeje de falla en ningún caso podrá exceder los valores límites resultantes del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente NT, el cual será determinado por la Empresa. ii. Para el caso de unidades generadoras que se incorporan al SM, el tiempo máximo para despeje de falla deberá ser determinado en forma previa a la conexión de la unidad generadora. iii. Cada unidad generadora conectada al SM, deberá disponer de la protección de respaldo para fallas en Instalaciones de Transmisión, debiendo la Empresa disponer de protección para fallas que ocurran en las instalaciones de la unidad generadora. Los tiempos de despeje de fallas de estas protecciones serán coordinados por la Empresa, pero en ningún caso podrán exceder los valores límites resultantes del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente NT. iv. El ajuste de los relés y de las protecciones que afecten al área del Punto de Conexión deberá estar coordinado en forma previa a la conexión de acuerdo a lo que establezca el Estudio que desarrolle la Empresa para tal efecto. v. Las protecciones de máxima y mínima frecuencia deberán estar coordinadas de acuerdo a los límites de frecuencia establecidos en el Artículo 3-6, Artículo 5-31 y Artículo 5-49 de la presente NT. Artículo 3-13 Las Instalaciones de Transmisión deberán estar equipadas con protecciones eléctricas que sean capaces de aislar selectivamente el componente fallado. Los tiempos de actuación de estas protecciones deberán estar en concordancia con el Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente NT. Artículo 4-14 La Empresa deberá comprobar el estado de conservación y mantenimiento de las protecciones eléctricas del SM y verificar que sus ajustes y parámetros corresponden a los valores resultantes del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones establecido en el Título 6-2 de la presente NT. 9

10 Artículo 5-40 Con el fin de garantizar la recuperación del SM frente a las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-36 de la presente NT, los tiempos de actuación de las protecciones principales deberán asegurar el efectivo despeje de las fallas de acuerdo al Estudio de Verificación y Coordinación de las protecciones, especificado en el Título 6-2 de la presente NT. Artículo 5-41 La compatibilidad entre los tiempos de actuación de los mecanismos de reconexión automática, con los requerimientos de estabilidad transitoria del SM y los tiempos mínimos necesarios para asegurar la extinción de la corriente de arco secundario, deberá ser verificada mediante análisis, que formarán parte del Estudio de Verificación y Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente NT, que estarán destinados a definir los parámetros, certificar el adecuado funcionamiento de la instalación y su equipamiento, y determinar la probabilidad de éxito en la reconexión de la línea. Artículo 5-42 La Empresa deberá desarrollar los análisis para definir los parámetros mínimos de la reconexión sea esta monopolar o tripolar, considerando las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-36 de la presente NT, de manera de cumplir con las exigencias de la presente NT, asegurando la minimización del Costo de Operación más el Costo de Falla de Corta Duración. Los resultados obtenidos formarán parte del Estudio de Verificación de Coordinación de Protecciones señalado en el Título 6-2 de la presente NT. 10

11 Alim. 5 Alim. 13 Alim. 11 Alim. 7 Alim. 4 52C6 52C5 52C13 52C11 52C7 52C4 Estudios de Norma Técnica para Sistemas 3 Protecciones existentes en los Sistemas Medianos 3.1 Sistema Mediano de Punta Arenas Para poder realizar la verificación de la coordinación de las protecciones del Sistema Mediano de Punta Arenas, es necesario conocer los equipos asociados a cada elemento eléctrico relevante del sistema, y sus ajustes correspondientes. Como este estudio tiene por objetivo verificar la coordinación de las protecciones en escenarios de operación reales del sistema, en la Figura 3-1 se pueden ver los equipos y funcionalidades de protecciones de los elementos del sistema que estén en servicio. 66 kv 23 kv 13,2 kv 11,5 kv 6 kv MICOM MICOM MICOM P141 P141 P141 51/50/51N 51/50/51N 51/50/51N MICOM P141 51/50/51N Alim. 6 I.A. PE Cabo Negro 52C1 Alim. 1 GE F35 BASLER GE SGC 21A BE1-51/27R 51RV 46 BASLER TOV501 BE /59 59N U. 1 U. 4 U. 3 52G1 52DS1 52G4 52G3 52DT2 GE F35 51/51N 52DT1 52E1 KCEG-130 KCGG N 52DT3 52BT1 Ingesur 52G2 U. 2 52G5 U. 5 Des. MICOM P141 51/50/51N 52B1 52BT4 52BT3 52C2 52C3 Alim. 2 Alim. 3 52C10 Alim CS5 52C8 Alim. 8 52CT1 52C12 Alim CT3 52C9 Alim. 9 52C14 Alim CT2 51/50/51N GE F35 51/50/51N GE F35 51/50/51N GE F35 51/50/51N GE F35 51/50/51N GE F35 51/51N GE F35 51/50/51N GE F35 51/50/51N BECKWHIT M /59/59N 46/50/51V BECKWHIT M /59/59N 46/51V BECKWHIT M /59/59N 46/51V U. 7 U. 8 U. 9 52DS2 52G7 52G8 52DS3 52G9 52DT4 52DS4 52BT2 GE F35 51/51N 50/50N U. 3 U. 2 U. 1 GE T60 51/50N/51N 21/21N 51/50G (BT) 52G3 52G2 52G1 52CS2 52CT2 52CS4 52CS3 U. 5 52G5 Figura 3-1: s de protecciones y funcionalidades utilizadas en las simulaciones El detalle completo de las protecciones y ajustes del Sistema Mediano de Punta Arenas se encuentra en un documento enviado por EDELMAG, adjunto a los anexos. 3.2 Sistema Mediano de Puerto Natales Para poder realizar la verificación de la coordinación de las protecciones del Sistema Mediano de Puerto Natales, es necesario conocer los equipos asociados a cada elemento eléctrico relevante del sistema, y sus ajustes correspondientes. Como este estudio tiene por objetivo verificar la coordinación de las protecciones en escenarios de operación reales del sistema, en la Figura 3-2 se pueden ver los equipos y funcionalidades de protecciones de los elementos del sistema que estén en servicio. 11

12 Micrologic /50 PLC Unidad 12 51/51N 27/59 U. 11 U. 6 13,2 kv 6 kv 52G11 52G6 Alim. 5 Alim. 4 Alim. 3 Alim. 2 Alim. 1 Micom P141 Micom P141 Micom P141 Micom P141 Micom P141 52C5 51/50 51N 52C4 51/50 51N 52C3 51/50 51N 52C2 51/50 51N 52C1 51/50 51N 52G5 52G4 52G12 52G10 52G9 52G8 52G3 52G2 U. 12 U. 10 U. 9 Micrologic 5.0 Micrologic 5.0 U. 8 Multilin SR489 U. 5 Hitachi (Vario Modelos) U. 4 Hitachi (Vario Modelos) U. 3 Multilin SR489 U. 2 51/50 51/50 51/50 27/59 51RV/51N 59/59N 51RV/51N 59/59N 51/50 27/59 Control ECGP /59 PLC Unidad 12 51/51N 27/59 Figura 3-2: s de protecciones y funcionalidades utilizadas en las simulaciones El detalle completo de las protecciones y ajustes del Sistema Mediano de Puerto Natales se encuentra en un documento enviado por EDELMAG, adjunto a los anexos. 3.3 Sistema Mediano de Porvenir Sistema Mediano de Porvenir Para poder realizar la verificación de la coordinación de las protecciones del Sistema Mediano de Porvenir, es necesario conocer los equipos asociados a cada elemento eléctrico relevante del sistema, y sus ajustes correspondientes. Como este estudio tiene por objetivo verificar la coordinación de las protecciones en escenarios de operación reales del sistema, en la Figura 3-3 se pueden ver los equipos y funcionalidades de protecciones de los elementos del sistema que estén en servicio. PLC Unidad 10 50/50N 27/59 Micrologic /50 Multilin SR489 51/51N 27/59 Multilin SR489 51/51N 27/59 U. 10 U. 7 U. 6 Multilin SR489 51/51N 27/59 U. 4 52G10 52G7 52G6 52G4 Alim. 3 Alim. 2 Cooper Form 5 Cooper Form 5 51/51N 51/51N 52C3 52C2 52C1 Cooper Form 6 52C4 Cooper Form 6 51/51N 51/51N 52G9 52G8 52G5 Alim. 1 Alim. 4 U. 9 U. 8 U. 5 Control ECGP /59 13,8 kv 6 kv Tempower AT20 51/50 Figura 3-3: s de protecciones y funcionalidades utilizadas en las simulaciones 12

13 El detalle completo de las protecciones y ajustes del Sistema Mediano de Porvenir se encuentra en un documento enviado por EDELMAG, adjunto a los anexos. 3.4 Sistema Mediano de Puerto Williams Para poder realizar la verificación de la coordinación de las protecciones del Sistema Mediano de Puerto Williams, es necesario conocer los equipos asociados a cada elemento eléctrico relevante del sistema, y sus ajustes correspondientes. Como este estudio tiene por objetivo verificar la coordinación de las protecciones en escenarios de operación reales del sistema, en la Figura 3-4 se pueden ver los equipos y funcionalidades de protecciones de los elementos del sistema que estén en servicio. U. 6 13,2 kv 6 kv 52G6 Alim. 2 Alim. 1 Cooper Form 5 Cooper Form 6 52C2 51/51N/50 52C1 51/51N 52C3 Cooper Form 5 51/51N 52G1 52G2 52G3 Alim. 3 U. 1 U. 2 U. 3 Masterpact STR 28D Digitrip 520i 51/50 51/51N Micrologic Micrologic /50 Figura 3-4: s de protecciones y funcionalidades utilizadas en las simulaciones El detalle completo de las protecciones y ajustes del Sistema Mediano de Puerto Williams se encuentra en un documento enviado por EDELMAG, adjunto a los anexos. 13

14 4 Verificación de coordinación de protecciones Sistema Mediano de Punta Arenas Para verificar los criterios de sensibilidad, selectividad y coordinación en la operación de los equipos de protecciones, se evalúa el comportamiento de las mismas frente a la ocurrencia de distintos tipos de fallas en distintos puntos del sistema eléctrico bajo estudio. 4.1 Consideraciones y supuestos Tipo de Falla considerados Los tipos de fallas considerados para cada punto son: Falla trifásica (3φ) Falla bifásica a tierra (2φ-T) Falla bifásica con resistencia (2φ-r, Rfalla = 4Ω) Falla monofásica a tierra (1φ-T) Falla monofásica a tierra con resistencia de (1φ-r, Rfalla = 25Ω) Para el cálculo de cortocircuitos se utiliza el método IEC implementado en el software PowerFactory DIgSILENT Ubicación de fallas evaluadas La ubicación de cada una de las fallas analizadas en el presente estudio se define considerando todos los puntos interés presentados en la Tabla 4-1 y en la Figura 4-1. Tabla 4-1: Ubicación de los puntos de interés analizados Número falla Descripción Punto de Falla 1 N 1 2 N 2 3 N 3 4 N 4 5 N 5 6 N 6 7 N 7 8 N 8 9 N 9 10 N N N N Barra Punta Arenas 15 Barra Tres Puentes 16 Línea 66kV a 10% de CTP 17 Línea 66kV a 90% de CTP 14

15 Alim. 5 Alim. 13 Alim. 11 Alim. 7 Alim. 4 52C6 52C5 52C13 52C11 52C7 52C4 Estudios de Norma Técnica para Sistemas U. 1 U. 4 U kv 23 kv 13,2 kv 11,5 kv 6 kv 52G1 52G4 52DS1 52G3 52DT2 52DT1 52DT3 52BT1 52E Alim. 6 I.A. PE Cabo Negro 15 52G5 U. 5 52G2 U. 2 Ingesur 52BT4 Des. 52B1 52BT C1 1 52C2 2 52C3 3 52C CS5 52C8 52CT1 8 52C C9 52CT3 9 52C CT2 Alim. 1 Alim. 2 Alim. 3 Alim. 10 Alim. 8 Alim. 12 Alim. 9 Alim. 14 U. 7 U. 8 52G7 52G8 52DS2 52CS2 52CS4 52CS3 U. 9 52G9 52DS3 52DT4 52DS4 52BT2 U. 3 U. 2 U. 1 52G3 52G2 52G CT2 Figura 4-1: Ubicación de los puntos de interés para el análisis de fallas Escenarios de despacho de unidades Para el Sistema Mediano de Punta Arenas se escogieron los siguientes despachos de las máquinas, como se pueden ver en la Tabla 4-2. U. 5 52G5 Tabla 4-2: Despacho de unidades por escenario considerado Escenario Demanda Mínima Demanda Máxima Unidades despachadas Potencia [MW] N 7 6,425 N 9 8,600 PE Cabo Negro 2,175 N 4 2,325 N 7 13,500 N 8 9,630 N 9 13,500 PE Cabo Negro 2, Evaluación de tiempos de operación Para cada una de las posiciones y tipos de fallas mencionadas en la Tabla 4-1, se evaluó el tiempo de operación de las distintas funciones implementadas en cada posición de interruptor/reconectador. Luego para cada tipo de falla y ubicación de la misma se define el tiempo de operación del interruptor/reconectador asociado como el mínimo de los tiempos de operación de las respectivas funciones de protección habilitadas en cada caso. En función de estas magnitudes se verifica la coordinación de protecciones. 15

16 El detalle de los tiempos y magnitudes de operación de cada una de las funciones propuestas se encuentra detallado en el ANEXO A Demanda Máxima Fallas Trifásicas A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas trifásicas, en la Tabla 4-3 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-3 Resumen coordinación de equipos de protección frente a una falla trifásica franca. Tiempo de Operación [seg] Demanda Máxima CC 3F Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV De los resultados anteriores se verifica que todas las fallas simuladas siempre son detectadas por las protecciones principales asociadas a cada caso y por los respaldos de las mismas. Para el caso de una falla en la Barra CTP de 13,2 kv, se tiene una actuación prematura de las protecciones de la Unidad N 8, ya que se desconecta previo a la apertura del equipo 52DT2. 16

17 Fallas bifásicas a tierra A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas bifásicas a tierra, en la Tabla 4-4 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-4: Resumen coordinación de equipos de protección frente a una falla bifásica a tierra franca. Tiempo de Operación [seg] Demanda Máxima CC 2FT Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV En este caso se tienen actuaciones descoordinadas para las ubicaciones de fallas bajo cabeceras de los alimentadores de CTP (4, 5, 6, 7, y 11), entre los equipos de cada alimentador, y las unidades generadoras N 7, 8, y 9. Para el caso de una falla en la Barra CTP de 13,2 kv, se tiene una actuación prematura de las protecciones de las unidades N 7, 8, y 9, ya que se desconectan previo a la apertura del equipo 52DT2. 17

18 Fallas bifásicas con impedancia de 4 [Ω] A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas bifásicas con impedancia de 4 Ω, en la Tabla 4-5 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-5: Tiempos de operación de equipo de protección frente a una falla bifásica con resistencia de falla de 4Ω. Tiempo de Operación [seg] Demanda Máxima CC 2F-r Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV Para todas las ubicaciones de fallas estudiadas se tiene que al menos una de las unidades generadoras N 7, 8 y 9, operan antes que cualquier otro equipo presente en el sistema, produciendo una descoordinación generalizada. 18

19 Fallas monofásicas A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas monofásicas, en la Tabla 4-6 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-6: Tiempos de operación de equipo de protección frente a una falla monofásica a tierra franca. Tiempo de Operación [seg] Demanda Máxima CC 1FT Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV Para todas las ubicaciones de fallas estudiadas se tiene que al menos una de las unidades generadoras N 7, 8 y 9, operan antes que cualquier otro equipo presente en el sistema, produciendo una descoordinación generalizada. 19

20 Fallas monofásicas con impedancia de 25 [Ω] A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas monofásicas con impedancia de 25 Ω, en la Tabla 4-7 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-7: Tiempos de operación de equipo de protección frente a una falla monofásica con resistencia de falla. Tiempo de Operación [seg] Demanda Máxima CC 1F-r Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV De los resultados anteriores se verifica que todas las fallas simuladas siempre son detectadas por las protecciones principales asociadas a cada caso, pero no así las protecciones de respaldo. 20

21 4.2.2 Demanda Mínima Fallas Trifásicas A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas trifásicas, en la Tabla 4-8 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-8 Resumen coordinación de equipos de protección frente a una falla trifásica franca. Tiempo de Operación [seg] Demanda Mínima CC 3F Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV De los resultados anteriores se verifica que todas las fallas simuladas siempre son detectadas por las protecciones principales asociadas a cada caso y por los respaldos de las mismas. 21

22 Fallas bifásicas a tierra A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas bifásicas a tierra, en la Tabla 4-9 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-9: Resumen coordinación de equipos de protección frente a una falla bifásica a tierra franca. Tiempo de Operación [seg] Demanda Mínima CC 2FT Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV En este caso se tienen actuaciones descoordinadas para las ubicaciones de fallas bajo cabeceras de los alimentadores de CTP (4, 5, 6, 7, y 11), entre los equipos de cada alimentador, y las unidades generadoras N 7, y 9. Para el caso de una falla en la Barra CTP de 13,2 kv, se tiene una actuación prematura de las protecciones de las unidades N 7, y 9, ya que se desconectan previo a la apertura del equipo 52DT2. 22

23 Fallas bifásicas con impedancia de 4 [Ω] A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas bifásicas con impedancia de 4 Ω, en la Tabla 4-10 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-10: Tiempos de operación de equipo de protección frente a una falla bifásica con resistencia de falla de 4Ω. Tiempo de Operación [seg] Demanda Mínima CC 2F-r Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV Para todas las ubicaciones de fallas estudiadas se tiene que al menos una de las unidades generadoras N 7 y 9, operan antes que cualquier otro equipo presente en el sistema, produciendo una descoordinación generalizada. 23

24 Fallas monofásicas A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas monofásicas, en la Tabla 4-11 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-11: Tiempos de operación de equipo de protección frente a una falla monofásica a tierra franca. Tiempo de Operación [seg] Demanda Mínima CC 1FT Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV Para todas las ubicaciones de fallas estudiadas se tiene que al menos una de las unidades generadoras N 7 y 9, operan antes que cualquier otro equipo presente en el sistema, produciendo una descoordinación generalizada. 24

25 Fallas monofásicas con impedancia de 25 [Ω] A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas monofásicas con impedancia de 25 Ω, en la Tabla 4-12 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-12: Tiempos de operación de equipo de protección frente a una falla monofásica con resistencia de falla. Tiempo de Operación [seg] Demanda Mínima CC 1F-r Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV De los resultados anteriores se verifica que todas las fallas simuladas siempre son detectadas por las protecciones principales asociadas a cada caso, pero no así las protecciones de respaldo. 4.3 Ajustes propuestos Debido a las descoordinaciones indicadas en las secciones anteriores, por parte de los ajustes de la función de protección de sobrecorriente de secuencia negativa (46) de las unidades N 7, N 8, y N 9, y de la función de sobrecorriente de tiempo del equipo 52DT2, se proponen las siguientes modificaciones: Sobrecorriente de secuencia negativa Unidades N 7 y N 9 o Pickup: 25% o Time Dial: 80 25

26 Sobrecorriente de secuencia negativa Unidad N 8 o Pickup: 20% o Time Dial: 80 Sobrecorriente de tiempo inverso 52DT2 o Time Dial: 0,1 A continuación se muestran los resultados incluyendo los ajustes propuestos para ambos casos de demanda Demanda Máxima Fallas Trifásicas A continuación se resumen los resultados obtenidos al simular fallas trifásicas, en la Tabla 4-13 se verifica la coordinación de protecciones. Tabla 4-13 Resumen coordinación de equipos de protección frente a una falla trifásica franca. Tiempo de Operación [seg] Demanda Máxima CC 3F Alim. N 1 Alim. N 2 Alim. N 3 Alim. N 4 Alim. N 5 Alim. N 6 Alim. N 7 Alim. N 8 10% de CTP 90% de CTP A A A A A A A A A A A A A B BT BT DT U U U U Alim. N 9 Alim. N 10 Alim. N 11 Alim. N 12 Alim. N 14 Barra Punta Arenas Barra Tres Puentes Línea 66kV Línea 66kV 26