Nº PYTO: /08/2014 Para Revisión 0 28/04/2014 Para Revisión H.O.M. Preparó Revisó Aprobó Aprobó ENLASA ENLASA

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1 Proyecto Coordinación de Protecciones en AT MT considerando instalación de unidades diesel en el Sistema de Distribución eléctrico Planta San Lorenzo de Diego de Almagro Nº PYTO: /08/2014 Para Revisión 0 28/04/2014 Para Revisión H.O.M. Rev Fecha Descripción SIGHT ELECTRIC Preparó Revisó Aprobó Aprobó ENLASA ENLASA 1

2 ÍNDICE Contenido ÍNDICE... 2 TABLAS... 3 IMÁGENES ANÁLISIS DE ANTECEDENTES Alcances Objetivos: LEVANTAMIENTO DEL SISTEMA Datos del sistema de alimentación Datos del transformador principal de planta Unilineal Sistémico Niveles de corrientes de falla COORDINACION DE PROTECCIONES Protecciones implementadas en interruptor de AT (52-J2) Protecciones implementadas en interruptor en MT (52-G) Protecciones implementadas en interruptor en MT (52-202) Protección de Neutro en AT 220 KV Protección de Neutro en MT 11.5 KV TURBOGENERADORES TG1 (52 101) y TG2 (52 201) Protecciones de corriente Protección de frecuencia TG1 (81): Protección de tensión en TG1 (27/59) Protección de Potencia Inversa (32) Protección diferencial Generador (87) Protección Tensión/Frecuencia (24) NUEVAS UNIDADES DE GENERACIÓN DIESEL CONSUMOS INTERNOS EN MT TIEMPOS DE OPERACIÓN DE PROTECCIONES ANEXO Nº 1: HOJAS DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES A.1 INTERRUPTOR 52 kv A.2 INTERRUPTOR 52 kv A.3 INTERRUPTOR 52 kv A.4 INTERRUPTOR 52 kv A.5 INTERRUPTOR 52 kv ANEXO Nº 2: COORDINACIÓN GLOBAL DE PROTECCIONES

3 ANEXO Nº 3: CORTOCIRCUITOS Y TIEMPOS DE RESPUESTA TABLAS Tabla N 1.- Datos del sistema de alimentación en 220 kv Tabla N 2.- Datos del transformador principal de planta Tabla N 3.- Niveles de cortocircuito en planta San Lorenzo de Diego de Almagro... 7 Tabla N 4.- Ajuste de protección de corriente S/E Diego de Almagro 220 kv (52 J)... 8 Tabla N 5.- Ajuste de la unidad de protección de sobrecorriente (52 G)... 9 Tabla N 6.- Ajuste de la unidad de protección de sobrecorriente (52 202)... 9 Tabla N 7.- Ajuste de la unidad de protección falla a tierra en MT Tabla N 8.- Datos de placa del generador TG1 y TG Tabla N 9.- Ajuste de la unidad de protección de fase TG1 y TG Tabla N 10.- Ajuste de la unidad de protección de neutro TG1 y TG Tabla N 11.- Ajuste de parámetros del relé de frecuencia Tabla N 12.- Ajuste de parámetros del relé de tensión Tabla N 13.- Ajuste de parámetros de la protección de potencia inversa TG1 y TG Tabla N 15.- Ajuste de la protección diferencial Tabla N 16.- Ajuste de la protección V/f Tabla N 17.- Datos del generador G1, G2, G3 y V Tabla N 18.- Ajuste de protecciones de fase para nuevas unidades diesel Tabla N 19.- Ajuste de protecciones de neutro para nuevas unidades diesel Tabla N 20.- Ajuste de protecciones para fase (52 203) Tabla N 21.- Ajuste de protecciones para neutro (52 203) Tabla N 22.- Resumen de ajustes de protecciones de Fase en MT (Interruptores principales) Tabla N 23.- Resumen de ajustes de protecciones Residuales en MT (Consumos internos) Tabla Anexo Coordinación en presencia de cortocircuito trifásico Tabla Anexo Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico Tabla Anexo Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico con R=25 ohm IMÁGENES Figura N 1.- Diagrama unilineal general de Planta San Lorenzo de Diego de Almagro actualizado... 6 Figura A. 1.- Coordinación Fase 52-J2/G/ Figura A. 2.- Coordinación Fase /101/ Figura A. 3.- Coordinación Fase /101/ Figura A. 4.- Coordinación Fase /101/ Figura A. 5.- Coordinación Neutro /101/

4 1. ANÁLISIS DE ANTECEDENTES Alcances El presente estudio se basa en los datos aportados por: Plano CDEC SIC REV Plano ENLA001-ELCA-E-PLN-001-D Información técnica de celdas de M.T. GE. Estudio de Impacto Sistémico de Conexión Ampliación de Central San Lorenzo en 7.5 MW en Barra San Lorenzo 11.5 kv. Noviembre Objetivos: El presente estudio tiene por objetivo actualizar la especificación de ajuste de las protecciones en el sistema eléctrico de planta de generación San Lorenzo de Diego de Almagro, efectuando una Coordinación de Protecciones, que considere la inclusión de nuevas unidades de generación diesel (4 unidades), revisando las protecciones relevantes de la planta como: Acometida de 220 KV, Transformador Principal 220/11.5 KV, Barra de 11.5 KV, y las nuevas unidades de generación diesel (4) que aportarán en conjunto 7.5 MW. 4

5 2. LEVANTAMIENTO DEL SISTEMA Datos del sistema de alimentación Los datos relevantes del sistema de alimentación utilizados para el estudio de cortocircuito son los indicados en la Tabla Nº 1, mostrada a continuación: Tabla N 1.- Datos del sistema de alimentación en 220 kv. Tensión Nudo MVA sc 3Ф I sc 3Ф Razón X/R 220 KV D. Almagro KA Datos del transformador principal de planta El transformador principal de la planta de generación, posee las siguientes características de placa, indicadas en Tabla 2. Tabla N 2.- Datos del transformador principal de planta. PARÁMETRO VALOR Tensión primaria 220 KV Tensión secundaria 11,49 KV Conexión Ynyn0d1 Potencia 100 MVA (ONAN) Corriente nominal primaria 262 A (220 KV) con 100 MVA Corriente nominal secundaria 5020 A (11.5 KV) con 100 MVA Reactancia 12 % (100 MVA) X/R 35 5

6 2.3.- Unilineal Sistémico El esquema unilineal básico visto del sistema hasta la central en estudio es el mostrado en la Figura Nº 1. En él se muestra el sistema externo (Barra 220 KV S/E Diego de Almagro), transformador principal de planta, los turbogeneradores (TG1 y TG2), unidades de generación diesel (4) y el acoplamiento entre las barras de MT (11,5 KV), además indican la numeración de nudos utilizada para el estudio de corto circuito. Figura N 1.- Diagrama unilineal general de Planta San Lorenzo de Diego de Almagro actualizado 6

7 2.4.- Niveles de corrientes de falla La Tabla Nº 3, entrega un resumen de los niveles de falla trifásicos y monofásicos del sistema eléctrico en AT y de MT de planta para el caso más desfavorable que corresponde a Plena Generación. Los niveles de falla monofásicos en MT que pueden aportar los generadores no se presentan, pues están limitados por la resistencia de puesta a tierra de 15 (ohm), a un valor de corriente de 442 A, en 10 seg. Tabla N 3.- Niveles de cortocircuito en planta San Lorenzo de Diego de Almagro Barra Tensión Ifalla 3Ф Dem Baja Ifalla 3Ф Dem Alta Ifalla 1Ф Dem Baja Ifalla 1Ф Dem Alta D. Almagro 220 KV 2,28 ka 5.48 ka 2,87 ka 5,64 ka Barra KV ka 56,21 ka 2,90 ka- 2,91 ka - Para el caso de alimentación en 11.5 KV y Demanda Máxima se tiene un nivel de falla trifásica máximo en la barra de MT de 56,41 ka - Los valores anteriores definen los niveles de ruptura de los equipos, los cuales debieran soportar ante la aparición de fallas trifásicas 7

8 3. COORDINACION DE PROTECCIONES. A continuación se presenta el planteamiento y especificación de las protecciones necesarias para garantizar una operación segura y confiable de la planta, y del sistema eléctrico a través de protecciones de corriente, residuales, diferenciales, etc., desde la línea de suministro en 220 kv hasta la totalidad de la Planta San Lorenzo de Diego de Almagro de ENLASA, con el objetivo de evitar que fallas externas al sistema eléctrico que interfieran en la continuidad del servicio de generación. La coordinación involucra plantear el seteo de: Protecciones implementadas en interruptor de AT (52-J2) La corriente aportada al SIC en el nudo de 220 KV, desde la central de generación Diego de Almagro de ENLASA, estará limitada esencialmente por el valor de potencia nominal del transformador principal de planta que corresponde a 100 MVA (ONAN), correspondiente a 263 A en 220 KV y a 5,02 ka en el lado de 11.5 KV. No se considera sobrecarga del transformador puesto que la potencia a generar estará limitada por la capacidad de los Turbogeneradores, es decir, se considera la potencia de 100 MVA. Para efectos de coordinar con la protección en de AT (52-J2) y con la protección en MT (52-G), se plantea una ajuste de corriente en la línea de 220 KV de I fase = 263 A (100 MVA). Los ajustes propuestos para la protección en 52-J2, son lo mostrados en Tabla Nº 4. Además, la protección de cada transformador se basa en recomendaciones de IEEE Std , en la cual se indican los puntos: ANSI, NEC, INRUSH y Corriente Nominal. Tabla N 4.- Ajuste de protección de corriente S/E Diego de Almagro 220 kv (52 J) PICKUP CURVA Time Dial SETEO KV IAC 10,00 seg. Ext. Inversa 8

9 3.2.- Protecciones implementadas en interruptor en MT (52-G) Las protección principal en M.T. (11.5 KV) de la planta, está implementada en el interruptor 52-G, aguas abajo del transformador principal. Las consideraciones realizadas para el ajuste de las protecciones en MT son: Para el ajuste de la unidad de sobrecorriente en M.T., se considera la corriente de operación 10 % bajo de la NOMINAL del transformador. Esto equivale a una corriente máxima de entrada a planta de ka. en 11.5 KV. Así, el ajuste de la unidad direccional de corriente es el indicado en la Tabla Nº 5 (mostrada en Anexo Nº 3). Tabla N 5.- Ajuste de la unidad de protección de sobrecorriente (52 G) PROPUESTO Acción Control- Alarma PICKUP 236 A 220 KV 4518 A 11.5 KV CURVA IAC LEVER 5,0 seg. Ext. Inversa Protecciones implementadas en interruptor en MT (52-202) La protección principal, aguas abajo del transformador principal, corresponde a la acometida de la barra principal de planta. Las consideraciones realizadas para el ajuste de las protecciones en MT está coordinada con la protección 52-G. Así, el ajuste es el indicado en la Tabla Nº 6. Tabla N 6.- Ajuste de la unidad de protección de sobrecorriente (52 202) PROPUESTO Acción Control- Alarma PICKUP 236 A 220 KV 4518 A 11.5 KV CURVA IAC LEVER 2,0 seg. Ext. Inversa 9

10 3.4.- Protección de Neutro en AT 220 KV Para el caso de la protección del Neutro y considerando que los transformadores del sistema de 220 KV poseen conexión estrella sólidamente aterrizado, los niveles de falla monofásicos son similares a los niveles de falla trifásicos, razón por la cual el ajuste de esta unidad se considera similar al ajuste de corriente de fase y queda coordinada con la protección NEUTRO del sistema externo Protección de Neutro en MT 11.5 KV Para el caso de la protección de Neutro, considerando que el transformador principal de planta en 11.5 KV posee conexión estrella levantado de tierra, los niveles de falla monofásicos son nulos, se considera el uso de un transformador de aterrizaje para la detección de falla a tierra mediante desbalances de tensión. Los parámetros de la protección de falla a tierra tendrá los valores en MT (11.5 KV) mostrados en la Tabla N 7. Tabla N 7.- Ajuste de la unidad de protección falla a tierra en MT EQUIPO Pickup CURVA Time 52-G 100 A T.D 0.3 seg A T.D 0.2 seg. 10

11 4. TURBOGENERADORES TG1 (52 101) y TG2 (52 201) Protecciones de corriente Las protecciones del Turbogenerador TG1 y TG2 de la planta, (cuyos datos relevantes se presentan en la Tabla Nº 8), deben ser tales que el equipo opere en forma segura y confiable, asegurando la integridad de las instalaciones y permitiendo una adecuada coordinación de protecciones, para lograr una continuidad de servicio de planta. Las protecciones eléctricas consideradas son: Corriente de Fase y Corriente de Neutro. Los seteos propuestos para la corriente de FASE son los indicados en las Tablas Nº 9 y las curvas de coordinación se presentan en el Anexo Nº 3. Respecto a los ajustes para las protecciones de NEUTRO, éstas quedan definidas por el cómo se aterriza el turbogenerador, que en este caso, corresponde a una resistencia de aterrizaje de 15 ohm. Esto limita la corriente de falla a tierra a 443 A (En 11,5 KV). Así, los ajustes propuestos son los indicados en Tabla Nº

12 Tabla N 8.- Datos de placa del generador TG1 y TG2 PARÁMETRO VALOR Potencia 30 0,85 (35.3 MVA) Tensión 11,5 KV Corriente nominal 1772 KV 93 KV F.P Conexión Estrella aterrizado con resistencias Resistencia aterrizada 15 ohm seg. X 20 % (voltaje nominal) X 30 % Tabla N 9.- Ajuste de la unidad de protección de fase TG1 y TG2 PICKUP CURVA LEVER PROPUESTO kv IAC 3.0 seg. Ext. Inversa Tabla N 10.- Ajuste de la unidad de protección de neutro TG1 y TG2 PICKUP CURVA LEVER PROPUESTO. 100 kv T.D 3.0 seg. 12

13 4.2- Protección de frecuencia TG1 (81): La protección de frecuencia de los generadores está dada por las recomendaciones del fabricante, y tiene relación con la fijación de niveles mínimos y máximos de velocidad de la turbina para asegurar la integridad de los equipos involucrados y el cumplimiento de las exigencias de la Normativa Chilena para estas protecciones. Así, se plantea el siguiente seteo de la protección de frecuencia, indicados en Tabla Nº 11 (concordantes con protecciones 3.5) Tabla N 11.- Ajuste de parámetros del relé de frecuencia F 1 F 1 F 1 F 1 Propuesto 0,1 seg. 2,0 seg. 90 seg. 0,1 seg Protección de tensión en TG1 (27/59) Al igual que para el caso anterior, la protección de tensión de los generadores de planta está dada por recomendaciones del fabricante, y es ajustada en dos niveles, los cuales se presentan en la Tabla Nº 12. Tabla N 12.- Ajuste de parámetros del relé de tensión V V V Propuesto 0,1 seg. (1,40pu) 2 seg. (1,20pu) 10 seg. (0,72pu) Con el fin de permitir la partida de grandes motores, que provocan caídas de tensión temporales, se limita la tensión a 0,8 p.u. y se acepta un aumento a 1,2 p.u. 13

14 4.4.- Protección de Potencia Inversa (32) La protección de potencia inversa, está dada por recomendaciones del Std IEEE 242, 1986, considerando el caso más restrictivo de una turbina a vapor, en el cual se indica que posee un 3% de potencia inversa con un tiempo de 10 a 15 segundos, sin embargo, por tratarse de una protección planteada por el fabricante del equipo, se plantean los indicados. Con esto se logra aislar una falla ubicada en la línea hacia el generador, permitiendo la operación del interruptor y Así se plantea el siguiente seteo de la protección de potencia inversa, indicados en Tabla Nº 13. Tabla N 13.- Ajuste de parámetros de la protección de potencia inversa TG1 y TG2 Potencia 1 Tiempo 1 Potencia 2 Tiempo 2 Propuesto MW 5 seg. 8.0 MW 0.5 seg Protección diferencial Generador (87) La protección diferencial del generador, implementada en la protección dedicada, considera los valores típicos para la protección diferencial de los devanados de estator, lo que corresponde a recomendaciones de norma para este tipo de protección, las cuales se indican a continuación en la Tabla Nº 15. Tabla N 14.- Ajuste de la protección diferencial PROPUESTO Toma desv /5 Toma desv /5 Sensibilidad (10 % I nom prim) 0.50 A Temporización 0.10 seg 14

15 4.7.- Protección Tensión/Frecuencia (24) La protección dedicada de Tensión/Frecuencia (V/f) que se implementará para el generador considera los valores típicos para la protección de sobreexcitación o saturación del fierro de estator de la máquina. Además está especialmente ajustado según recomendaciones del fabricante del equipo (y según norma) para esta protección. Los valores sateados se indican a continuación en la Tabla Nº 16. Tabla N 15.- Ajuste de la protección V/f PROPUESTO Voltaje/Frecuencia 2.64 Temporización 5 seg 15

16 5. NUEVAS UNIDADES DE GENERACIÓN DIESEL Las nuevas unidades de generación correspondientes a la ampliación de la planta San Lorenzo poseen los siguientes parámetros, los cuales se presentan en las Tabla N 17 mientras que los ajustes en Tablas N 18 y Tabla N 19. Tabla N 16.- Datos del generador G1, G2, G3 y V PARÁMETRO VALOR G1 a G3 VALOR G4 Potencia 2,0 MW 1,5 MW Tensión 400 V 400 V Corriente nominal 3208 A 2406 A F.P Conexión Estrella aterrizado Estrella aterrizado X 20 % 20 % X 30 % 30 % Tabla N 17.- Ajuste de protecciones de fase para nuevas unidades diesel PROPUESTO G1 a G3 PROPUESTO G4 I> kv kv t> 10s 10s I> 5xIn 5xIns I>> 0,5 seg. 0,5 seg. IAC/Ext. Inversa IAC/Ext. Inversa Tabla N 18.- Ajuste de protecciones de neutro para nuevas unidades diesel Io to PROPUESTO. 100 A 0,2 seg. TD 16

17 El ajuste del interruptor que conecta las unidades de generación diesen a instalar debe ser capaz de soportar la potencia a conectar equivalente a 7,5 MW en la barra de 11,5 kv. Los ajustes de este interruptor están considerados en Tabla N 20 y Tabla N 21 para las protecciones de Fase y Neutro respectivamente. Tabla N 19.- Ajuste de protecciones para fase (52 203) PICKUP CURVA LEVER PROPUESTO. 377 kv IAC 3.0 seg. Ext. Inversa Tabla N 20.- Ajuste de protecciones para neutro (52 203) PICKUP CURVA Mult. PROPUESTO. 100 A T.D 0,1 seg. Adicionalmente, se agrega una característica de tiempo corto seteada en 5 veces la corriente nominal para todos los equipos, con la diferencia que para la protección de las unidades G1,G2 y G3 se ajusta un tiempo de 4 m(s) y para G4 un tiempo de 3.5 m(s). 17

18 6. CONSUMOS INTERNOS EN MT Se especifican las protecciones en el sistema eléctrico de Media Tensión (11.5 KV), las cuales corresponde a las cargas que alimenta la barra principal de la S/E de 220/11.5 KV, para que el sistema opere en forma segura y confiable, con el fin de garantizar la continuidad de servicio eléctrico de planta, especificando las protecciones requeridas en las celdas de Media Tensión. La protección de las cargas de MT considera primordialmente la protección de los alimentadores principales y los distintos consumos en MT de planta. Estas protecciones constan de Interruptores Automáticos en MT. Para la coordinación de las protecciones automáticas en M.T, se usaron los siguientes criterios: a).- Para el ajuste de la unidad de sobrecorriente en M.T., se considera como corriente nominal de operación del conjunto de cargas (transformadores de poder), considerando una sobrecarga de 10% en todos los trafos de distribución y, además, se considera que cada transformador entrega la potencia nominal en el secundario. b).- Para el ajuste de la protección residual se utilizó como criterio una corriente residual de 20 (A) para las cargas principales conectadas, con característica tiempo-corriente Extremadamente Inversa. Esto permite la coordinación con las protecciones del Turbo Generador de planta. 18

19 Los ajustes de protecciones de las corrientes de fase, de cada alimentador en M.T, se presentan en la Tabla Nº 22, mientras que las protecciones residuales de cada alimentador se presentan en la Tabla Nº 23, siendo coordinadas con la protección residual del Turbogenerador (Anexo Nº 1). Tabla N 21.- Resumen de ajustes de protecciones de Fase en MT (Interruptores principales) EQUIPO Potencia I nom (A) CURVA Lever. (MVA) kv IAC 5.0 seg. Ext. Inv kv IAC 3.0 seg. Ext. Inv. Adicionalmente, se agrega una característica de tiempo corto seteada en 10 veces la corriente nominal para ambos equipos, con la diferencia que para la protección se ajusta un tiempo de 5 m(s) y para la protección un tiempo de 8 m(s). Tabla N 22.- Resumen de ajustes de protecciones Residuales en MT (Consumos internos) EQUIPO Potencia (MVA) Pickup CURVA Time A TD 0.1 seg. Ext. Inv ,5 100 A TD 0.1 seg Ext. Inv. 19

20 7. TIEMPOS DE OPERACIÓN DE PROTECCIONES. A partir de los niveles de cortocircuito y los seteos de las protecciones existentes en planta San Lorenzo de ENLASA, se obtienen los tiempos de operación de las tres protecciones principales de planta (entrada 220 kv, entrada principal en 11.5 kv y barra 11.5 kv), según ajustes realizados, lo cuales se muestran en ANEXO N 3 del presente informe. 20

21 ANEXO Nº 1: HOJAS DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 21

22 A.1 INTERRUPTOR 52 kv 52 J2 I p : 262 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 10,00 Ajuste 52 G I p : 235 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 5, I p : 236 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 3,00 Figura A. 1.- Coordinación Fase 52-J2/G/202 22

23 A.2 INTERRUPTOR 52 kv I p : 93 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 3,00 Ajuste I p : 93 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 3, I p : 236 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 3,00 Figura A. 2.- Coordinación Fase /101/201 23

24 A.3 INTERRUPTOR 52 kv I p : 93 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 3,00 Ajuste I p : 93 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 3, I p : 5,24 A - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 5.00 Figura A. 3.- Coordinación Fase /101/201 24

25 A.4 INTERRUPTOR 52 kv I p : 93 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 3,00 Ajuste I p : 93 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 3, I p : 20 A - Curva: IAC - Tipo: Ext Inv - Time Dial: 3,00 Figura A. 4.- Coordinación Fase /101/201 25

26 A.5 INTERRUPTOR 52 kv Ajuste I p : 100 A - Curva: TD - Time: 0,5 I p : 100 A - Curva: TD - Time: 0,3 - I p : 100 A - Curva: TD - Time: 0,2 - I p : 100 A - Curva: TD - Time: 0,1 Figura A. 5.- Coordinación Neutro /101/201 26

27 ANEXO Nº 2: COORDINACIÓN GLOBAL DE PROTECCIONES 27

28 28

29 ANEXO Nº 3: CORTOCIRCUITOS Y TIEMPOS DE RESPUESTA 29

30 DE CORTOCIRCUITO TRAFO GENERAL TG1 TG2 TR AUX INT G1 G2 G3 G4 BARRA ESCENARIO Máximo Trifásico 52 - J G R Tensión (kv) Nombre Demanda Skss (MVA) Ikss (ka) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) Alta 1259,250 3, S/E DdA Baja 1257,710 3, CSLDdA Barra actual Barra nueva Alta 1257,680 3, Baja 1256,140 3, Alta 1052,390 52, Baja 1052,000 52, Alta 1052,390 52, Baja 1052,000 52, Tabla Anexo Coordinación en presencia de cortocircuito trifásico DE CORTOCIRCUITO TRAFO GENERAL TG1 TG2 TR AUX INT G1 G2 G3 G4 BARRA ESCENARIO Máximo Monofásico 52 - J G R Tensión (kv) Nombre Demanda I0x3 (ka) Ikss (ka) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) Alta 3,866 3, S/E DdA Baja 3,862 3, CSLDdA Barra actual Barra nueva Alta 3,848 3, Baja 3,844 3, Alta 11,282 11, Baja 11,281 11, Alta 11,282 11, Baja 11,281 11, Tabla Anexo Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico Tabla Anexo Coordinación en presencia de cortocircuito monofásico con R=25 ohm BARRA ESCENARIO DE CORTOCIRCUITO TRAFO GENERAL TG1 TG2 TR AUX INT G1 G2 G3 G4 Máximo Monofásico con R=25 (Ω) 52 - J G R Tensión (kv) Nombre Demanda I0x3 (ka) Ikss (ka) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) t (s) 220 S/E DdA CSLDdA Barra actual Barra nueva Alta 3,029 3, Baja 3,028 3, Alta 3,019 3, Baja 3,018 3, Alta 0,291 0, Baja 0,291 0, Alta 0,291 0, Baja 0,291 0,

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