Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico Lalackama y Proyecto Eólico Taltal

Transcripción

1 Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico Lalackama y Proyecto Eólico Taltal Niveles de cortocircuito y Verificación de capacidad de ruptura 09 de junio de 2014 Preparado para: Enel Green Power

2 VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A. Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios Eric Sierra J. Pablo Castro N. Benjamín Verdugo G. Enel Green Power Versión Fecha Revisó Aprobó Comentarios Rolando Castrillo Paola Hartung Rolando Castrillo Paola Hartung Se agregó el aumento porcentual de los niveles de cortocircuito Se acoge segunda ronda de comentarios de EGP 1

3 INDICE 1 Introducción Objetivos del estudio 3 2 Antecedentes Descripción del sistema en estudio Parque Eólico Taltal Parque Fotovoltaico Lalackama Parámetros y características de las instalaciones existentes Líneas de transmisión Unidades generadoras Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama Generadores Transformadores Líneas Parámetros y características del Parque Eólico Taltal Generadores Transformadores Líneas Proyectos de generación futuros 16 3 Niveles de Cortocircuito Consideraciones para la determinación de niveles de cortocircuito Procedimiento DO Resultados del estudio de cortocircuito caso sin central Resultados del estudio de cortocircuito caso con central Variación porcentual 26 4 Verificación de capacidad de ruptura Consideraciones para verificación de capacidad de ruptura Capacidad de ruptura Verificación de capacidad de ruptura de interruptores Comparación con niveles de cortocircuito en barras 32 5 Conclusiones 36 2

4 1 Introducción Enel Green Power, en adelante El Cliente o Enel, se encuentra desarrollando dos proyectos de generación ERNC, denominados Parque Eólico Taltal (PE Taltal) y Parque Fotovoltaico Lalackama (PFV Lalackama), en adelante los proyectos ERNC, ubicados en la comuna de Taltal de la provincia y región de Antofagasta. Cada uno los proyectos ERNC serán conectados al Sistema Interconectado Central (SIC) a través de subestaciones en derivación o Tap-off, sobre un circuito de la línea Paposo Diego de Almagro 2x220 kv de propiedad de Transelec. El PFV Lalackama tendrá una capacidad máxima de 55 MW y se conectará al circuito 1 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. En tanto que, el PE Eólico Taltal tendrá una capacidad máxima de 99 MW y se conectará en el circuito 2 de la misma línea. Ambos parques se ubicarán aproximadamente a 20 km de la subestación Paposo. En este contexto, El Cliente solicitó a Systep Ingeniería y Diseños S.A., en adelante Systep, el desarrollo de los estudios eléctricos conducentes a la obtener la aprobación de conexión por parte del CDEC-SIC, para los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. El conjunto de estudios requeridos para tal efecto son los siguientes: Cálculo de niveles de cortocircuito y verificación de capacidad de ruptura Estudio de impacto sistémico estático Estudio de impacto sistémico dinámico Estudio de coordinación de protecciones El presente informe corresponde al estudio Niveles de cortocircuito y verificación de capacidad de ruptura, cuyo objetivo principal es verificar que, ante la incorporación de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama, los niveles de cortocircuitos no superan las capacidades de ruptura de los interruptores de poder de las subestaciones aledañas. 1.1 Objetivos del estudio El objetivo del presente estudio es determinar los niveles de cortocircuito máximo presentes en las subestaciones Tap-Off Lalackama, Tap-Off Taltal Eólico, Paposo, Diego de Almagro, Carrera Pinto y Cardones al momento de la entrada en operación de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. Luego, verificar que los niveles de cortocircuitos determinados no superen las capacidades de ruptura de los interruptores de las subestaciones anteriormente indicadas. Todos los cálculos se realizan considerando las redes del SIC contenidas en la base de datos DIgSILENT del SIC actualizada a marzo de 2014 por el CDEC-SIC y publicada en su sitio web, sobre la cual se ha incorporado la modelación explícita de las instalaciones de 220 kv y 33 kv asociadas a los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama, incluyendo además las nuevas centrales indicadas en la carta N 0247/2014 emitida por el CDEC- SIC. 3

5 2 Antecedentes El presente estudio considera la modelación del sistema eléctrico del SIC representado en la base de datos DigSILENT actualizada al mes de marzo de 2014 por el CDEC-SIC, junto con la actualización de instalaciones de generación. A continuación se señalan cada uno de los antecedentes utilizados en el estudio. 2.1 Descripción del sistema en estudio El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las subestaciones (SS/EE) Paposo 220 kv y Quillota 220 kv, junto con la conexión de los proyectos ERNC Parque Eólico Taltal y Parque Fotovoltaico Lalackama. En la Figura 2-1 se presenta un plano geo referenciado del sistema norte del SIC entre las SS/EE Paposo y Diego de Almagro, junto a los proyectos ERNC. Figura 2-1: Ubicación geográfica de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. En la Figura 2-2 se ilustra las redes y la topología del sistema en estudio, que incluye proyectos de generación futura (destacados en rojo), El PE Taltal y el PFV Lalackama y las unidades generadoras existentes más relevantes para los fines que persigue el presente estudio. 4

6 Central Taltal CC 120 MW c/u SE Paposo 220 kv 220 kv 110 kv <110 kv SVC plus Diego de Almagro 2X50 MVA c/u SVC plus Central Fotovoltaico Lalackama 55 MW Parque Eólico Taltal 99MW SE Emelda 110 kv SE Talta 110 kv Central Fotovoltaica Diego de Almagro 30 MW Circuito #1 Circuito #2 SE Diego de Almagro 110 kv Central Fotovoltaica Javiera 70 MW SE Diego de Almagro 220 kv SE Carrera Pinto 220 kv SE San Andres 220 kv Central Fotovoltaica Inca de Varas I y II 50 MW Central Fotovoltaica Llano de Llampos 100 MW SE Cerro Negro Norte 220 kv Central Guacolda ~ 150 MW c/u Central Fotovoltaica San Andres 50 MW SE Cardones 220 kv SE Guacolda 220 kv L3 L2 L1 Central Fotovoltaica Valleland I y II 67 MW SE Maitencillo 220 kv SE Cardones 110 kv L2 L1 SE Los Loros 110 kv SE Maintencillo 110 kv L2 SE Punta Colorada 220 kv L1 CER Parque Eólico Punta Colorada 20 MW CER Pan de Azúcar 2X40 MVAr c/u L2 L1 SE Pan de Azúcar 220 kv Central Fotovoltaica SolaireDirect 50 MW Central Fotovoltaica Canto del agua, Denersol I y II 58 MW Parque Eólico El Arrayan 115 MW Parque Eólico Pacífico y Cebada 114 MW Parque Eólico Talinay 90 MW Parque Eólico Monte Redondo 48 MW SE Las Palmas 220 kv SE Los Vilos 220 kv Parque Eólico Punto Palmeras 45 MW Parque Eólico Canela MW SE Nogales 220 kv SE Quillota 220 kv Parque Eólico Canela MW SIC Sur Figura 2-2: Diagrama unilineal del sistema eléctrico en estudio. 5

7 El sistema en estudio comprende las redes de 220 kv ubicadas entre las subestaciones Paposo y Quillota. El Parque Fotovoltaico Lalackama se conecta con el circuito 1 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv, mientras que el Parque Eólico Taltal se conecta al circuito 2 de la misma línea. Entre las unidades generadoras convencionales existentes en el sistema y relevantes en para el estudio, se encuentran las cuatro unidades termoeléctricas de la Central Guacolda de 150 MW cada una, conectadas a la S/E Guacolda y las dos centrales termoeléctricas de Taltal 120 MW conectadas a la S/E Paposo. Además, se muestran los parques eólicos y solares que actualmente se encuentran en operación en la zona del SIC en estudio. Se destaca además, entrada en servicio del SVC Plus de Diego de Almagro en mayo de Dicho equipo permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o desde el sistema de transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre tensión localmente. El objetivo principal del SVC Plus de Diego de Almagro es permitir la explotación de la línea 220 kv Cardones Maitencillo más cerca de sus límites de capacidad térmica. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a una capacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensión en Diego de Almagro frente a contingencias en alguno de los circuitos de la línea Maitencillo Cardones 220 kv Parque Eólico Taltal El Parque Eólico Taltal posee una capacidad instalada de 99 MW distribuida en 33 aerogeneradores idénticos, cada uno conectado a un transformador de 33/0,65 kv y 3,45 MVA. Los aerogeneradores son de marca Vestas modelo V MW, correspondientes a generadores síncronos de imanes permanentes que operan a una frecuencia entre Hz, conectados a la red a través de un conversor de escala completa de 650 V. La subestación elevadora del Parque Eólico se compone de un transformador elevador de 220/33 kv y 110 MVA, que interconecta las barras de 110 kv y 33 kv de la subestación. A partir de la barra de 33 kv derivan 6 alimentadores que agrupan a los aerogeneradores distribuidos como se observa en la Figura 2-3 (4 grupos de 6 aerogeneradores, un grupo de 4 aerogeneradores y otro de 5 aerogeneradores). Desde la barra de 220 kv, sale una línea expresa de 47,1 kilómetros de longitud que conecta el Parque Eólico Taltal con el circuito 2 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv, en una subestación de derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de la subestación Paposo y unos 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro. 6

8 SE Taltal Eólico 220 kv 220 kv 33 kv 0,65 kv SE Taltal Eólico 33 kv Grupo 1 Taltal 33 kv Grupo 2 Taltal 33 kv Grupo 3 Taltal 33 kv Grupo 4 Taltal 33 kv Grupo 5 Taltal 33 kv Grupo 6 Taltal 33 kv 6 x 4 x 6 x 6 x 6 x 5 x G01-G06 Taltal G07-G10 Taltal G11-G16 Taltal G17-G22 Taltal G23-G28 Taltal G29-G33 Taltal Figura 2-3: Diagrama unilineal del Parque Eólico Taltal Parque Fotovoltaico Lalackama El proyecto fotovoltaico Lalackama posee una potencia instalada de 55 MW, distribuida en 74 inversores marca SUNWAY y modelo TG V TE 360 OD. La central Lalackama evacuará su potencia generada a través de un transformador elevador con razón 220/33 kv y una potencia nominal de 63 MVA (ONAF). En el lado de media tensión del trasformador se conecta a una barra colectora junto con otros 4 alimentadores. A cada uno de los alimentadores se conectan grupos de transformadores de doble devanado secundario (2 grupos de 10 transformadores, 1 grupo de 9 transformadores y un grupo de 8 transformadores), de razón 33/0,36/0,36 kv y una potencia de 1,65 MVA. Finalmente en cada devanado de 0,36 kv se conecta un inversor de 0,79 MVA. La representación gráfica del proyecto fotovoltaico Lalackama se muestra en la Figura 2-4. A partir de la barra de 220 kv de la subestación elevadora, nace una línea de 2,0 kilómetros de longitud y conductor AAAC Flint que conecta la planta solar Lalackama con el circuito 1 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv en una subestación de derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de distancia de la subestación Paposo y 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro. 7

9 Nomenclatura 220 kv 33 kv 0,36 kv Tr Punto de conexión al sistema de 220 kv Transformador 63 MVA 220/33 kv YNd11 Transformador 1,6/0,8/0,8 MVA 33/0,36/0,36 kv Dyn11yn11 Línea de transmisión 2,0 km Tr SE Lalackama 220 kv Figura 2-4: Diagrama unilineal de Parque Fotovoltaico Lalackama 8

10 2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las subestaciones Paposo y Quillota Líneas de transmisión Las características de las líneas de 220 kv existentes entre la subestación Paposo y Quillota, son obtenidos a partir de la Información Técnica disponibles en el sitio web del CDEC-SIC 1 y de la base de datos del SIC en DigSILENT publicada en marzo de Los parámetros de las líneas son presentados en la Tabla 2-1. Tabla 2-1: Parámetros de las líneas de transmisión troncal entre las subestaciones Paposo y Nogales. Nombre Largo [km] Resistencia (R1) [Ohm/km] Reactacia (X1) [Ohm/km] Susceptancia (B1) [Ohm/km] Capacidad Nominal [A] Paposo - Diego de Almagro 220 kv L1 185,0 0,049 0,400 2, Paposo - Diego de Almagro 220 kv L2 185,0 0,049 0,400 2, Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kv 72,2 0,100 0,393 2, Cardones - Carrera Pinto 220 kv 75,3 0,100 0,398 2, Maitencillo - Cardones 220kV L1 132,7 0,100 0,398 2, Maitencillo - Cardones 220kV L2 132,6 0,100 0,398 2, Maitencillo - Cardones 220kV L3 132,6 0,100 0,398 2, Punta Colorada - Maitencillo 220kV L1 109,2 0,098 0,391 2, Punta Colorada - Maitencillo 220kV L2 109,2 0,098 0,391 2, Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L1 88,0 0,098 0,391 2, Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L2 88,0 0,098 0,391 2, Pan de Azucar - Las Palmas L1 154,2 0,091 0,406 2, Pan de Azucar - Las Palmas L2 154,2 0,091 0,406 2, Los Vilos - Las Palmas L1 74,4 0,091 0,406 2, Los Vilos - Las Palmas L2 74,4 0,091 0,406 2, Nogales - Los Vilos 220 kv L1 97,1 0,099 0,394 2, Nogales - Los Vilos 220 kv L2 97,1 0,099 0,394 2, Quillota - Nogales 220 kv L1 27,0 0,099 0,394 2, Quillota - Nogales 220 kv L2 27,0 0,099 0,394 2, Algunos de los tramos del sistema de transmisión presentan restricciones de transmisión impuestas por ciertos tipos de contingencias probables de ocurrir. En la Tabla 2-2 se muestran las restricciones de transmisión en el SIC Norte, determinadas en el Estudio de Restricciones en el Sistema de Transmisión, presentado por la Dirección de Operación del CDEC-SIC en julio de Dicho documento se encuentra disponible en la página Web del CDEC SIC

11 Tramo Tabla 2-2: Restricciones de transmisión SIC Norte Capacidad térmica 25 Limitación del Tramo Causa c/sol [MVA] [MVA] [-] SE Paposo 220 kv - SE Diego de Almagro 220 kv 2x Conductor SE Diego de Almagro 220 kv - SE Carrera Pinto 220 kv Conductor SE Carrera Pinto 220 kv - SE Cardones 220 kv Conductor SE Maitencillo 220 kv - SE Cardones 220 kv L1 197 SE Maitencillo 220 kv - SE Cardones 220 kv L Regulación de tensión (1) SE Maitencillo 220 kv - SE Cardones 220 kv L3 290 SE Punta Colorada 220 kv-se Maitencillo 220 kv C1 y C2 SE Pan de Azúcar 220 kv - SE Punta Colorada 220 kv C1 y C2 2X197 2X197 Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2) Norte a Sur : 197 Conductor Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2) Norte a Sur : 197 Conductor SE Pan de Azúcar 220 kv - SE Las Palmas 220 kv C1 y C2 2X Conductor Los Vilos - Las Palmas 220 kv C1 y C2 2X Conductor Nogales - Los Vilos 220 kv C1 y C2 2X Conductor Quillota - Nogales 220 kv C1 y C2 2X Conductor (1): Considera la operación del SVC Plus ubicado en la SE Diego de Almagro 220 kv. (2): Límite de transmisión ampliado solamente desde el Norte hacia el Sur, por la aplicación de un EDAG/ERAG a la Central Guacolda por contingencia específica en el corredor Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 220 kv. Cabe mencionar los siguientes aspectos particulares del sistema de transmisión: El corredor Maitencillo Punta Colorada Pan de Azúcar 2x220 kv tiene asociada una potencia máxima de transmisión con criterio N-1 igual a la capacidad de un circuito de la línea: 197 MVA. Sin embargo, si el flujo de potencia por dicho corredor circula en dirección norte sur, es posible transmitir por ambos circuitos una potencia superior a los 197 MVA y hasta un umbral de 350 MVA aproximadamente, el cual es permitido por el automatismo EDAG/ERAG presente en la Central Guacolda. En mayo del 2013 entró en servicio el SVC Plus de Diego de Almagro. Dicho equipo permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o desde el sistema de transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre tensión localmente. El objetivo principal del SVC Plus de Diego de Almagro es permitir la explotación de la línea 220 kv Cardones Maitencillo más cerca de sus límites físicos. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a una capacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensión en Diego de Almagro frente a contingencias en la línea. 10

12 2.2.2 Unidades generadoras Las características de las unidades generadoras convencionales de la zona norte del SIC que son relevantes para el presente estudio, se muestran en la Tabla 2-3. Nombre Central Tabla 2-3: Característica centrales convencionales del norte del SIC Número de unidades po de Unidades Potencia Bruta [MW] Potencia Neta Efectiva [MW] Potencia Mínima Técnica [MW] Taltal 1 Térmica ,8 20 Taltal 2 Térmica ,8 20 Guacolda 1 Térmica ,8 75 Guacolda 2 Térmica ,8 75 Guacolda 3 Térmica ,0 75 Guacolda 4 Térmica ,0 75 En la Tabla 2-4 se presenta la potencia máxima instalada de parques eólicos relevantes existentes en el sistema, principalmente en la zona de Coquimbo. Tabla 2-4: Características parque eólicos relevantes existentes en el norte del SIC Nombre Parque Eólico N Unidades Potencia Bruta por unidad [MW] Potencia Bruta Efectiva [MW] Punta Colorada 10 2,0 20,0 Canela 11 1,7 18,2 Canela ,5 60,0 Monte Redondo 24 2,0 48,0 Totoral 23 2,0 46,0 Talinay 55 1,8 99,0 11

13 2.3 Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama Generadores El PFV Lalackama cuenta con 74 inversores que en conjunto poseen una capacidad nominal de 55,5 MW. Las características de cada unidad generadora son presentadas en la Tabla 2-5. Tabla 2-5: Características de los inversores del proyecto PFV Lalackama Unidad generadora PFV Lalackama Marca y modelo SUNWAY TG V TE OD Capacidad instalada [MVA] 0,790 Potencia activa nominal [MW] 0,750 Tensión nominal [kv] 0,360 Frecuencia nominal [Hz] 50/ Transformadores El parque fotovoltaico Lalackama dispone de transformadores con dos enrollados en su lado de baja tensión, a los cuales se conectan cada uno de los inversores. En la Tabla 2-6 se muestran sus características principales. Tabla 2-6: Parámetros transformador de los inversores del PFV Lalackama Transformador Niveles de Tensión [kv] Capacidad nominal [MVA] Inversor 33/0,36/0,36 33/0,36/0,36 1,65/0,825/0,825 Impedancia de secuencia positiva [%] (Base MVA) 6 (HV-MV) 14 (MV-LV) 6 (LV-HV) Impedancia de secuencia cero [%] (Base MVA) 3 (HV-MV) 3 (MV-LV) 3 (LV-HV) Pérdidas en el cobre [kw] 8,44 (HV-MV) 19,7 (MV-LV) 8,44 (LV-HV) Grupo de conexión Dyn11yn11 En la Tabla 2-11 se presentan las características del transformador elevador del PFV Lalackama. Tabla 2-7: Transformador elevador del PFV Lalackama Tranformador Transformador elevador Lalackama 220/33 Niveles de Tensión [kv] Potencia [MVA] ONAN/ONAF Impedancia de secuencia positiva [%] (Base MVA) Impedancia de secuencia cero [%] (Base MVA) Grupo de conexión 220/33 50/63 9,52 (63) 9,52 (63) YNd11 12

14 2.3.3 Líneas El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PFV Lalackama y el circuito 1 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. Los parámetros eléctricos de la línea de interconexión se presentan en la Tabla 2-8. Tabla 2-8: Parámetros de la línea de interconexión PFV Lalackama y el circuito 1 línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. po de Conductor 1xAAAC Flint Área del conductor [mm 2 ] 375,4 Resistencia secuencia positiva R 1 [ohm/km] 0,089 Reactancia secuencia positiva X 1 [ohm/km] 0,410 Susceptancia capacitiva secuencia positiva B 1 [us/km] 2,793 Resistencia secuencia cero R 0 [ohm/km] 0,339 Reactancia secuencia cero X 0 [ohm/km] 1,091 Susceptancia capacitiva secuencia cero B 0 [us/km] 1,725 Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637 N de circuitos 1 N de cables de guardia 1 Área del cable de guardia [mm 2 ] 81,8 po de cable de guardia Características OPGW Longitud Línea [km] 2,0 13

15 2.4 Parámetros y características del Parque Eólico Taltal Generadores El PE Taltal cuenta con 33 que en conjunto poseen una capacidad nominal 99 MW. En la Tabla 2-10 se presentan las características básicas de los aerogeneradores que componen el parque eólico. Tabla 2-9: Características de los aerogeneradores del PE Taltal. Unidad generadora Taltal Marca y modelo VESTAS V MW Capacidad instalada [MVA] 3,075 Potencia activa nominal [MW] 3,0 Tensión nominal [kv] 0,650 Frecuencia nominal [Hz] 50/ Transformadores Cada uno de los aerogeneradores del parque eólico se conecta a un transformador de 33/0,65 kv y 3,35 MVA, cuyas características son indicadas en la Tabla Tranformador Tabla 2-10: Parámetros transformador de cada aerogenerador Niveles de Tensión [kv] Capacidad nominal [MVA] Impedancia de secuencia positiva [%] (Base MVA) Impedancia de secuencia cero [%] (Base MVA) Pérdidas en el cobre [kw] Grupo de conexión Aerogenerador 0,65/33 kv 0,65/33 3,35 8 (3,35) 7,2 (3,35) 25,2 DyN5 El PE Taltal cuenta con un transformador elevador cuyas características son presentadas en la Tabla Tranformador Niveles de Tensión [kv] Tabla 2-11: Transformador elevador del PE Taltal Potencia Impedancia de Impedancia de Cambiador de taps [MVA] secuencia positiva secuencia cero ONAF II [%] (Base MVA) [%] (Base MVA) po Ubicación Pasos V [%] Grupo de conexión Parque Eólico 220/33 kv 220/ ,5 (110) 10,6 (110) CTBC AT 21 1 YNd Líneas El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PE Taltal y el circuito 2 de la línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. Los parámetros eléctricos de la línea de interconexión se presentan en la Tabla

16 Tabla 2-12: Parámetros de la línea de interconexión del PE Taltal y circuito 2 línea Paposo Diego de Almagro 220 kv. po de Conductor 1xAAAC Flint Área del conductor [mm 2 ] 375,4 Resistencia cc a 20 C [ohm/km] 0,089 Resistencia secuencia positiva R 1 [ohm/km] 0,108 Reactancia secuencia positiva X 1 [ohm/km] 0,410 Susceptancia capacitiva secuencia positiva B 1 [us/km] 2,784 Resistencia secuencia cero R 0 [ohm/km] 0,254 Reactancia secuencia cero X 0 [ohm/km] 1,716 Susceptancia capacitiva secuencia cero B 0 [us/km] 1,508 Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637 N de circuitos 1 N de cables de guardia 1 Área del cable de guardia [mm 2 ] 81,8 po de cable de guardia Características OPGW Longitud Línea [km] 47,1 (*) determinado a 35 C con sol y a 75 C sobre el conductor 15

17 2.5 Proyectos de generación futuros De acuerdo con lo exigido por la Dirección de Operación (D.O.) del CDEC-SIC en los anexos a la carta N 0247/2014, los nuevos proyectos de generación solar y eólica en el norte del SIC se indican en la Tabla 2-13 junto al punto de conexión respectivo. Tabla 2-13: Proyectos de generación futuros indicados por la D.O. y considerados en el estudio. Proyectos de Generación Proyectos Fotovoltaicos Valleland I y Valleland II Proyecto Fotovoltaico Javiera Proyecto Solar SolaireDirect Generation x 05 Proyecto Fotovoltaico Diego de Almagro Proyecto Fotovoltaico Inca de Varas I y II Parque Fotovoltaico Canto del agua, Denerson I y Denerson II Parque Eólico El Arrayán Parques Eólicos Pacifico y La Cebada (Cururos) Parque Eólico San Andres Parque Fotovoltaico Llano Llampos Punto de Conexión Tap-Off en LT 220 kv Maitencillo - Cardones C1 S/E Seccionadora líenea Diego de Almagro - Taltal 110 kv S/E Los Loros Fecha de puesta en servicio Potencia instalada [MW] 1 semestre semestre semestre S/E Emelda Abril semestre S/E Carrera Pinto S/E Maitencillo 110 kv Julio 2014 Barra seccionadora en LT 220 kv Pan de Azúcar - Las Palmas circuito N 2 S/E seccionadora en LT 220 kv Pan de Azucar - Las Palmas N 1 Barra seccionadora en línea 1x220 kv Cardones - Carrera Pinto Barra seccionadora en LT 220 kv Cardones - Cerro Negro Norte Abril 2014 Marzo 2014 Febrero 2014 Enero Punta Palmeras S/E Las Palmas Agosto 2014 Total

18 3 Niveles de Cortocircuito En este capítulo se explica la obtención de los niveles de cortocircuito en las barras principales de las subestaciones Elevadora y Tap-Off Taltal Eólica, Elevadora y Tap-Off Lalackama, Paposo, Diego de Almagro, Carrera Pinto y Cardones, considerando en operación al PE Taltal y PFV Lalackama. Esto se desarrolla de acuerdo al procedimiento planteado por la Dirección de Operaciones del CDEC-SIC para el cálculo de nivel máximo de cortocircuito (basado en la norma IEC (2001) y disponible en el sitio WEB del CDEC-SIC) sobre la plataforma DIgSILENT. 3.1 Consideraciones para la determinación de niveles de cortocircuito Se presentan a continuación las consideraciones para obtener las corrientes de cortocircuito que impone el procedimiento de la DO para estos fines, junto a las barras del SIC que son contempladas en el cálculo Procedimiento DO Las consideraciones asociadas al procedimiento de la DO que se aplican al estudio son las siguientes: i. Escenarios del Sistema Interconectado: a. Se consideran todos los generadores en servicio. b. Se consideran todas las líneas de transmisión, energizadas en ambos extremos. c. La topología considera todos los enmallamientos posibles. ii. iii. iv. pos de falla a considerar: a. Cortocircuitos trifásicos. b. Cortocircuitos bifásicos aislados de tierra. c. Cortocircuitos bifásicos a tierra d. Cortocircuitos monofásicos a tierra. Corrientes de cortocircuito de interés: a. Corriente de cortocircuito simétrica inicial ( ) [. b. Corriente de cortocircuito pico ( ) [A]. c. Componente DC de la corriente de cortocircuito ( ) [A]. d. Corriente de cortocircuito simétrica de interrupción ( ) [. e. Corriente de cortocircuito de régimen ( ) [. f. Corriente de cortocircuito térmica equivalente ( ) [. g. Componente de corriente continua porcentual ( ) [%]. h. Corriente asimétrica de interrupción ( ) [. Consideraciones particulares de la norma: a. Se utiliza un factor de sobretensión de 1,1. b. Se utiliza un tiempo de despeje de fallas de 2 ciclos (40 [mseg]) c. Se utiliza una duración de cortocircuito de 1 [s]. d. Se consideran las reactancias subtransitorias saturadas para máquinas síncronas. e. Se consideran las reactancias de rotor bloqueado para máquinas asíncronas. v. Consideraciones para el aporte de PE Taltal y PFV Lalackama: a. Se considera el aporte máximo posible de las centrales aludidas, considerando un 120% de su potencia aparente nominal. 17

19 3.2 Resultados del estudio de cortocircuito caso sin central En esta sección se presentan los resultados de cortocircuitos trifásico, bifásico aislado de tierra, bifásico a tierra y monofásico a tierra para las barras mencionadas en la sección anterior, en las condiciones previas a la entrada en operación del PE Taltal y PFV Lalackama. Los resultados se presentan de la siguiente manera: Corriente simétrica inicial de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.1 Corriente asimétrica de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.2 Corriente de cortocircuito de corta duración: se presenta en la Tabla 3.3 Corriente de cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3.4 Componente continua de la corriente de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.5 Componente continua porcentual : se presenta en la Tabla 3.6. Además, en cada una de las tablas se incluye una columna con el valor máximo de cortocircuito obtenido en cada barra. Tabla 3.1: Niveles de cortocircuito simétrico máximos en barras. ICC SIMÉTRICA INICIAL SIN LAS CENTRALES (Ik en [ka] rms) Barra I k 3F I k 2F I k 2FT I k 1FT I k Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv

20 Tabla 3.2. Niveles de cortocircuito asimétrico máximos en barras. ICC ASIMÉTRICO SIN LAS CENTRALES (Iasim en [ka] rms) Barra I asim 3F I asim 2F I asim 2FT I asim 1FT I asim Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv Tabla 3.3. Niveles de cortocircuito peak máximos en barras. ICC CORTA DURACIÓN SIN LAS CENTRALES (ip en [ka]) Barra i p 3F i p 2F i p 2FT i p 1FT i p Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv

21 Tabla 3.4 Niveles de cortocircuito térmicos máximos en barras. ICC TÉRMICO SIN LAS CENTRALES (Ith en [ka] rms) Barra i th 3F i th 2F i th 2FT i th 1FT i th Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv Tabla 3.5 Niveles de cortocircuitos máximos de la componente continúa. ICC COMPONENTE CONTINUA SIN LAS CENTRALES (Idc en [ka]) Barra i dc 3F i dc 2F i dc 2FT i dc 1FT i dc Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv

22 Tabla 3.6 Componente continua porcentual. COMPONENTE CONTINUA PORCENTUAL SIN LAS CENTRALES (Kdc en [%]) Barra k dc 3F k dc 2F k dc 2FT k dc 1FT k dc Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv

23 3.3 Resultados del estudio de cortocircuito caso con central En esta sección se presentan los resultados de cortocircuitos trifásico, bifásico aislado de tierra, bifásico a tierra y monofásico a tierra para las barras mencionadas en la sección anterior, tras la entrada en operación del PE Taltal y PFV Lalackama. Los resultados se presentan de la siguiente manera: Corriente simétrica inicial de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.1 Corriente asimétrica de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.2 Corriente de cortocircuito de corta duración: se presenta en la Tabla 3.3 Corriente de cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3.4 Componente continua de la corriente de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.5 Componente continua porcentual : se presenta en la Tabla 3.6. Además, en cada una de las tablas se incluye una columna con el valor máximo de cortocircuito obtenido en cada barra. Tabla 3.7: Niveles de cortocircuito simétrico máximos en barras. ICC SIMÉTRICA INICIAL CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (Ik en [ka] rms) Barra I k 3F I k 2F I k 2FT I k 1FT I k Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv

24 Tabla 3.8. Niveles de cortocircuito asimétrico máximos en barras. ICC ASIMÉTRICO CON CENTRAL (Iasim en [ka] rms) Barra I asim 3F I asim 2F I asim 2FT I asim 1FT I asim Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv Tabla 3.9. Niveles de cortocircuito peak máximos en barras. ICC CORTA DURACIÓN CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (ip en [ka]) Barra i p 3F i p 2F i p 2FT i p 1FT i p Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv

25 Tabla 3.10 Niveles de cortocircuito térmicos máximos en barras. ICC TÉRMICO CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (Ith en [ka] rms) Barra i th 3F i th 2F i th 2FT i th 1FT i th Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv Tabla 3.11 Niveles de cortocircuitos máximos de la componente continúa. ICC COMPONENTE CONTINUA CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (Idc en [ka]) Barra i dc 3F i dc 2F i dc 2FT i dc 1FT i dc Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv

26 Tabla 3.12 Componente continua porcentual. COMPONENTE CONTINUA PORCENTUAL (Kdc en [%]) Barra k dc 3F k dc 2F k dc 2FT k dc 1FT k dc Paposo 220 kv Tap Off PE Taltal 220 kv Tap Off PFV Lalackama 220 kv Diego de Almagro 220 kv Carrera Pinto 220 kv San Andrés 220 kv Cardones 220 kv Maitencillo 220 kv Punta Colorada 220 kv Pad de Azucar 220 kv Las Palmas 220 kv Los Vilos 220 kv Los Nogales 220 kv Quillota 220 kv Diego de Almagro 110 kv Paposo 15 kv B Paposo 15 kv B Lalackama 33 kv Taltal 33 kv

27 3.4 Variación porcentual En esta sección se exponen las diferencias porcentuales de los niveles de cortocircuitos trifásico, bifásico aislado de tierra, bifásico a tierra y monofásico a tierra entre los casos con y sin la entrada del PE Taltal y el PFV Lalackama. Los resultados se presentan de la siguiente manera: Diferencia corriente simétrica inicial de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.13 Diferencia corriente asimétrica de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.14 Diferencia corriente de cortocircuito de corta duración: se presenta en la Tabla 3.3Tabla 3.15 Diferencia corriente de cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3.16 Diferencia componente continua de la corriente de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.17 Además, en cada una de las tablas se incluye una columna con la máxima diferencia encontrada entre los tipos de cortocircuito. Tabla 3.13: Diferencia niveles de cortocircuito simétrico máximos en barras. ICC SIMÉTRICA INICIAL DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%) Barra I k 3F I k 2F I k 2FT I k 1FT I k Paposo 220 kv 7.6% 3.4% 5.6% 0.0% 7.6% Tap Off PE Taltal 220 kv 8.6% 3.8% 5.6% 0.0% 8.6% Tap Off PFV Lalackama 220 kv 7.3% 3.3% 4.9% 0.0% 7.3% Diego de Almagro 220 kv 2.6% 1.2% 1.8% 0.0% 2.6% Carrera Pinto 220 kv 0.9% 0.4% 0.6% 0.0% 0.9% San Andrés 220 kv 0.4% 0.2% 0.2% 0.0% 0.4% Cardones 220 kv 0.2% 0.1% 0.1% 0.0% 0.2% Maitencillo 220 kv 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% Punta Colorada 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Pad de Azucar 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Las Palmas 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Vilos 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Nogales 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Quillota 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Diego de Almagro 110 kv 1.0% 0.5% 0.8% 0.0% 1.0% Paposo 15 kv B1 1.6% 0.7% 1.1% 0.0% 1.6% Paposo 15 kv B2 2.1% 0.9% 1.4% 0.0% 2.1% Lalackama 33 kv 12.6% 5.8% 5.8% 0.0% 12.6% Taltal 33 kv 24.4% 10.6% 10.6% 0.0% 24.4% 26

28 Tabla Diferencia niveles de cortocircuito asimétrico máximos en barras. ICC ASIMÉTRICO DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%) Barra I asim 3F I asim 2F I asim 2FT I asim 1FT I asim Paposo 220 kv 7.6% 2.9% 5.1% 0.0% 7.6% Tap Off PE Taltal 220 kv 8.6% 3.5% 5.2% 0.0% 8.6% Tap Off PFV Lalackama 220 kv 7.3% 2.9% 4.5% 0.0% 7.3% Diego de Almagro 220 kv 2.6% 1.0% 1.6% 0.0% 2.6% Carrera Pinto 220 kv 0.9% 0.4% 0.5% 0.0% 0.9% San Andrés 220 kv 0.4% 0.2% 0.2% 0.0% 0.4% Cardones 220 kv 0.2% 0.0% 0.1% 0.0% 0.2% Maitencillo 220 kv 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% Punta Colorada 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Pad de Azucar 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Las Palmas 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Vilos 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Nogales 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Quillota 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Diego de Almagro 110 kv 1.0% 0.6% 0.9% 0.0% 1.0% Paposo 15 kv B1 1.6% 0.9% 1.3% 0.0% 1.6% Paposo 15 kv B2 2.1% 1.2% 1.7% 0.0% 2.1% Lalackama 33 kv 12.6% 3.3% 3.3% 0.0% 12.6% Taltal 33 kv 24.4% 9.9% 9.9% 0.0% 24.4% Tabla Diferencia niveles de cortocircuito peak máximos en barras. ICC CORTA DURACIÓN DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%) Barra i p 3F i p 2F i p 2FT i p 1FT i p Paposo 220 kv 7.4% 3.2% 5.4% 0.0% 7.4% Tap Off PE Taltal 220 kv 8.4% 3.7% 5.4% 0.0% 8.4% Tap Off PFV Lalackama 220 kv 7.1% 3.1% 4.7% 0.0% 7.1% Diego de Almagro 220 kv 2.5% 1.0% 1.6% 0.0% 2.5% Carrera Pinto 220 kv 0.7% 0.3% 0.4% 0.0% 0.7% San Andrés 220 kv 0.3% 0.1% 0.2% 0.0% 0.3% Cardones 220 kv 0.1% 0.0% 0.1% 0.0% 0.1% Maitencillo 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Punta Colorada 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Pad de Azucar 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Las Palmas 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Vilos 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Nogales 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Quillota 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Diego de Almagro 110 kv 1.1% 0.5% 0.8% 0.0% 1.1% Paposo 15 kv B1 1.6% 0.8% 1.1% 0.0% 1.6% Paposo 15 kv B2 2.2% 1.0% 1.5% 0.0% 2.2% Lalackama 33 kv 11.9% 5.1% 5.1% 0.0% 11.9% Taltal 33 kv 24.0% 10.2% 10.2% 0.0% 24.0% 27

29 Tabla 3.16 Diferencia niveles de cortocircuito térmicos máximos en barras. ICC TÉRMICO DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%) Barra i th 3F i th 2F i th 2FT i th 1FT i th Paposo 220 kv 7.6% 3.3% 5.6% 0.0% 7.6% Tap Off PE Taltal 220 kv 8.6% 3.8% 5.5% 0.0% 8.6% Tap Off PFV Lalackama 220 kv 7.3% 3.3% 4.9% 0.0% 7.3% Diego de Almagro 220 kv 2.6% 1.2% 1.8% 0.0% 2.6% Carrera Pinto 220 kv 0.9% 0.4% 0.5% 0.0% 0.9% San Andrés 220 kv 0.4% 0.2% 0.2% 0.0% 0.4% Cardones 220 kv 0.2% 0.1% 0.1% 0.0% 0.2% Maitencillo 220 kv 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% Punta Colorada 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Pad de Azucar 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Las Palmas 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Vilos 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Nogales 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Quillota 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Diego de Almagro 110 kv 1.1% 0.5% 0.8% 0.0% 1.1% Paposo 15 kv B1 1.6% 0.7% 1.1% 0.0% 1.6% Paposo 15 kv B2 2.2% 1.0% 1.4% 0.0% 2.2% Lalackama 33 kv 12.2% 5.4% 5.4% 0.0% 12.2% Taltal 33 kv 24.3% 10.6% 10.6% 0.0% 24.3% Tabla 3.17 Diferencia niveles de cortocircuitos máximos de la componente continúa. ICC COMPONENTE CONTINUA DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%) Barra i dc 3F i dc 2F i dc 2FT i dc 1FT i dc Paposo 220 kv 2.2% 1.3% 3.5% 0.0% 3.5% Tap Off PE Taltal 220 kv 3.9% 2.0% 3.7% 0.0% 3.9% Tap Off PFV Lalackama 220 kv 2.4% 1.4% 3.0% 0.0% 3.0% Diego de Almagro 220 kv -1.4% -0.4% 0.1% 0.0% 0.1% Carrera Pinto 220 kv -4.3% -1.3% -1.2% 0.0% 0.0% San Andrés 220 kv -2.7% -0.9% -0.9% 0.0% 0.0% Cardones 220 kv -1.9% -0.5% -0.5% 0.0% 0.0% Maitencillo 220 kv -0.9% -0.2% -0.2% 0.0% 0.0% Punta Colorada 220 kv 0.0% -0.1% -0.1% 0.0% 0.0% Pad de Azucar 220 kv -2.9% -0.1% -0.1% 0.0% 0.0% Las Palmas 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Vilos 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Los Nogales 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Quillota 220 kv 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Diego de Almagro 110 kv 2.2% 0.7% 1.1% 0.0% 2.2% Paposo 15 kv B1 3.6% 1.3% 1.7% 0.0% 3.6% Paposo 15 kv B2 4.9% 1.7% 2.2% 0.0% 4.9% Lalackama 33 kv -5.9% -0.4% -0.4% 0.0% 0.0% Taltal 33 kv 12.4% 6.7% 6.7% 0.0% 12.4% 28

30 4 Verificación de capacidad de ruptura A partir de los niveles de cortocircuito máximos calculados y de los datos de diseño de los equipos, se verifica la capacidad de ruptura de los interruptores existentes, emplazados en los paños de 220 kv de las subestaciones Paposo, Diego de Almagro, Carrera Pinto y Cardones, y de los interruptores proyectados, asociados a los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. En caso de identificarse algún interruptor que se vea sobrepasado en su capacidad ante el nivel máximo de cortocircuito calculado, se dimensionará el equipo necesario para su reemplazo. 4.1 Consideraciones para verificación de capacidad de ruptura El cálculo de niveles de cortocircuito se ejecuta sobre las barras del sistema en estudio y no sobre cada tramo particular que se conecta a dicha barra, de manera que se obtienen solicitaciones que en muchos casos son superiores a los valores reales que se obtendrán para cada interruptor. Los niveles de cortocircuito en barra calculados se comparan primeramente con las mínimas capacidades de ruptura de los equipos conectados a cada barra. De esta manera, si el cortocircuito máximo no excede dicha capacidad de ruptura, ningún equipo se verá sobrepasado en su capacidad de ruptura. En caso que una corriente máxima de cortocircuito calculada según lo ya indicado exceda la capacidad de ruptura del interruptor asociado a una barra, se procede a realizar una revisión de las corrientes sobre todos los interruptores asociados a esa barra, considerando las solicitaciones específicas sobre estos. Para esto se aplica la revisión de las cuatro condiciones de conexión del interruptor presentadas en la Figura 4.1. Icc Barra Icc Línea F Icc Barra Icc Línea Icc Line Out F Icc Open End F F Figura 4.1: Condiciones de aplicación de falla sobre interruptores 29

31 La corriente máxima que debe soportar el interruptor en cuestión corresponde a: { ( ) } Finalmente, los valores de capacidad de ruptura simétrica, asimétrica y de corta duración se obtienen a partir de los datos de placa de los interruptores respectivos. De no contar con los datos de ruptura asimétrica y de corta duración o peak, éstos se obtienen a partir del cálculo propuesto por la norma IEC (2001), los cuales se detallan a continuación: i. Capacidades asimétricas: para cada barra se utiliza la capacidad simétrica multiplicada por un factor constante, de acuerdo a la siguiente relación 3 : ii. Capacidades de corriente de peak: para cada barra se utiliza la capacidad simétrica multiplicada por un factor constante, de acuerdo a la siguiente relación 4 : 4.2 Capacidad de ruptura Las capacidades de ruptura para los interruptores instalados en las subestaciones 220 kv Cardones, Diego de Almagro, Carrera Pinto, Paposo, Tap off y subestación elevadora 220/33 kv Taltal Eólica y Tap off y subestación elevadora 220/33 kv Lalackama, se presentan en la Tabla 4.1, cuyos datos fueron obtenidos en la información pública disponible en la página web del CDEC-SIC. Tabla 4.1: Mínimas capacidades de ruptura en las subestaciones. Nombre S/E CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO Paño Capacidad de ruptura [ka] Capacidad de ruptura asim [ka] Capacidad de Cierre en Cortocircuito [ka] S/E Tap-Off Lalackama J S/E Tap-Off Taltal JL S/E Elevadora Lalackama S/E Elevadora Taltal S/E Cardones JT BT Alim. De 33 kv JT BT Alim. De 33 kv J J El factor de amplificación de 1,08 se obtiene de considerar el tiempo mínimo de separación de contactos de 40 ms definido en el procedimiento DO y lo indicado en la sección Rated short-circuit breaking current de la norma IEC High-voltage alternating-current circuit-breakers. 4 El factor de amplificación de 2,5 se obtiene de considerar lo indicado en la sección Rated short-circuit making current de la norma IEC High-voltage alternating-current circuit-breakers. 30