Enel Green Power Pattern Energy

Transcripción

1 Enel Green Power Pattern Energy Chile Parques Fotovoltaicos Conejo y Pampa Solar Norte Estudio de Coordinación de Protecciones Proyectos EE EE Informe Técnico EE-ES Revisión 1 Power System Studies & Power Plant Field Testing and Electrical Commissioning ISO9001:2008 Certified 11/03/2016

2 Este documento EE-ES R1 fue preparado para Enel Green Power Pattern Energy por Estudios Eléctricos. Para consultas técnicas respecto del contenido del presente comunicarse con: Ing. Alejandro Musto Coordinador Dpto. Estudios Ing. Javier Vives Departamento de Estudios Ing. David Perrone Departamento de Estudios Ing. Nazareno Staffolani Departamento de Estudios Este documento contiene 190 páginas y ha sido guardado por última vez el 11/03/2016 por Javier Vives, sus versiones y firmantes digitales se indican a continuación: Rev Fecha Comentario Realizó Revisó Aprobó A 09/10/2015 Para revisión. JV/NS DP AM B 23/10/2015 C 13/01/2016 D 02/02/2016 E 04/02/2016 Se contemplan observaciones de EGP y Pattern Energy Se contemplan observaciones de Transelec y CDEC, las cuales se responden en Anexo 5 y 6 Contempla observaciones de Transelec, las cuales se responden en el Anexo 5. Contempla observaciones de CDEC, las cuales se responden en el Anexo 6. JV/NS DP AM JV/NS DP AM JV/NS DP AM JV/NS DP AM 0 26/02/2016 Definitivo para aprobación. JV/NS DP AM 1 11/03/2016 Se consideran casos de estudio adicionales JV/NS DP AM previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 2/190

3 Índice 1 INTRODUCCIÓN DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROYECTOS Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte Información General Modelo estático de inversores Transformador de bloque 33/0.38kV 1.7MVA Red interna MT Transformador de potencia 33/220kV Línea de Transmisión Parque Fotovoltaico Conejo Información General Modelo estático de los inversores Transformador de bloque 33/0.4kV 2.4MVA Red interna MT Transformador de potencia 33/220kV Línea de Transmisión DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES Parque fotovoltaico Pampa Solar Norte Parque fotovoltaico Conejo Zona de estudio Parámetros de Líneas REQUERIMIENTOS NORMATIVOS Artículo Artículo Artículo 5-44 relacionado ESCENARIOS DE ESTUDIO CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO VERIFICACIÓN DE TTCC Relación de transformación Cálculo de saturación CRITERIOS DE AJUSTE S/E Seccionadora PSN Protección de Barra Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. PSN TO Taltal Paposo «J1» Protecciones de la línea: Secc. PSN Diego de Almagro «J2» Protecciones de la línea Secc. PSN Elev. PSN «J3» S/E Elevadora PSN Protecciones de la línea: Elevadora PSN Seccionadora PSN «JT1» Protecciones del Transformador 220/33kV Protecciones de Media Tensión S/E Seccionadora Conejo Protección de Barra Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. Conejo TO Lalackama Paposo «J3» Protecciones de la línea: Secc. Conejo Diego de Almagro «J2» Protecciones de la línea Secc. Conejo Elev. Conejo «J1» previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 3/190

4 8.4 S/E Elevadora Conejo Protecciones de la línea: Elevadora Conejo Seccionadora Conejo Protecciones del Transformador 220/33kV y Reactor ZIGZAG 33kV Protección Media Tensión MODIFICACIÓN DE AJUSTES EXISTENTES S/E Diego de Almagro PAÑOS J3 y J S/E Tap off Taltal PAÑO JL1 SISTEMA: Secc. PSN TO Taltal Paposo PAÑO JL1 PE Taltal: TO Taltal PE Taltal S/E Tap off Lalackama PAÑO JL2 SISTEMA: Secc. CNJ TO Lalackama Paposo S/E Paposo PAÑOS J1 y J S/E Cardones Paño J12: Cardones Diego de Almagro S/E Carrera Pinto Paño J2: Carrera Pinto Diego de Almagro VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN Análisis del factor de compensación K Actuación secuencial: Falla del sistema de Teleprotección Operación con Tramos F/S Caso Caso Caso Red Interna PV Pampa Solar Norte Fallas entre fase Fallas a tierra Tiempos de actuación Red Interna PV Conejo Fallas entre fase Fallas a tierra Tiempos de actuación Sistema 220kV ANEXOS ANTECEDENTES Estudios Documentos previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 4/190

5 1 INTRODUCCIÓN Pattern Energy se encuentra desarrollando un proyecto de generación fotovoltaica en el sistema interconectado central de chile (SIC), denominado CONEJO, cuya fecha de puesta en servicio se estima para finales de este año El parque se considera con una potencia nominal de 104MW. El proyecto se conectará en uno de los circuitos Paposo Diego de Almagro 220kV, específicamente en el tramo TO LALACKAMA DIEGO DE ALMAGRO, mediante el seccionamiento de dicho circuito en la S/E denominada Fransisco, en adelante Seccionadora CNJ. A su vez, Enel Green Power se encuentra desarrollando el Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte, en adelante, PV PSN. El parque se considera con una potencia nominal de 69MW y con fecha de Puesta en Servicio (PES) a fines de Se prevé que el parque inyecte su generación en la uno de los circuitos Paposo Diego de Almagro 220kV, específicamente en el tramo TO TALTAL- DIEGO DE ALMAGRO mediante el seccionamiento de dicho circuito en la subestación denominada Cachiyuyal, en adelante Seccionadora PSN. proyectos. En la siguiente figura se muestra esquemáticamente la zona de interconexión de ambos ~ ~ Central Taltal CC (120MW c/u) S/E Paposo Lalackama 1 (55MW) + Ampl. Lalackama (16MW) Tap Off Lalackama 20km 20km Tap Off PE Taltal Parque Eólico Taltal (99MW) Conejo (104MW) Paposo D.Almagro 2x220kV Circuito N 1 71,6km 71,5km Paposo D.Almagro 2x220kV Circuito N 2 S/E Cachiyuyal PF Pampa Solar Norte (69MW) S/E Francisco S/E Diego de Almagro Figura 1-1: Zona de interconexión de los nuevos proyectos previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 5/190

6 En el presente documento se realiza análisis de coordinación de protecciones debido a la interconexión de los nuevos proyectos el cual incluye, el modelado detallado de cada uno de los parques en estudio, los criterios de coordinación, los sistemas de protecciones involucrados y la verificación de la coordinación de protecciones. Se presentan a continuación los siguientes puntos: Descripción general de los proyectos Se presenta de manera detallada las características y modelos de cada una de las nuevas instalaciones de los nuevos parques fotovoltaicos. Descripción del sistema de protecciones Se presenta el detalle de las nuevas protecciones a instalar en los nuevos parques y las protecciones existentes presentes en la zona de influencia. Escenarios de Estudio Se presentan las características de los escenarios de estudio los cuales tienen correspondencia con la base de datos de estudio. Los mismos corresponden a los indicados en las cartas DO Nº0714/2015 y Nº0715/2015. Corrientes de Cortocircuito Se especifican las corrientes de cortocircuito de fallas trifásicas, bifásicas, bifásicas a tierra y monofásicas en las barras de la zona de influencia de los nuevos proyectos para todos los escenarios de estudio. Verificación del equipamiento Se realiza la verificación de saturación de los transformadores de corriente a instalar con las nuevas instalaciones indicándose si los mismos presentan condiciones de saturación para las máximas corrientes de cortocircuito. Criterios de Ajuste Se especifican los criterios de coordinación a utilizar en los nuevos parques y subestaciones, los cuales conforman los lineamientos necesarios para lograr una correcta coordinación en la zona de estudio. Modificación de Ajustes Existentes Se detallan los cambios que deben realizarse sobre las protecciones actualmente instaladas en el sistema con el fin de permitir el ingreso de la nuevas instalaciones. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 6/190

7 Verificación de la Coordinación Se realizan los análisis relacionados con la coordinación de protecciones del sistema de 220kV y redes internas de los parques. Se destaca que este capítulo se complementa con el Anexo 1 Tiempos de Operación. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 7/190

8 2 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS PROYECTOS 2.1 Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte Información General El proyecto cuenta con 88 Santerno Sunway TG V TE-380 OD de kw, conformando un total de 69MW. Los mismos serán distribuidos en 5 circuitos colectores. Cada inversor se conecta a través de un transformador de bloque de tres arrollamientos (1.7MVA, 0.38/33kV) con la red interna de media tensión (33kV), constituida por ternas de cables unipolares. El modelado en DIgSILENT se realiza de manera detallada, contemplando los 88 inversores y su red interna. Los circuitos de la red colectora se conectan a la barra principal en 33kV, en la cual se encuentra conectado además el transformador elevador 33/220kV de 70/90 MVA Modelo estático de inversores El modelo estático empleado para representar cada inversor del parque fotovoltaico es un «ElmGenStat», que permite reproducir las características de este tipo de equipo mediante la selección de la categoría Photovoltaic. Los parámetros utilizados para modelar se detallan a continuación: Tabla 2-1: Descripción modelado inversores. Debido al tipo de tecnología de generación el aporte al cortocircuito resulta de un 1.1xInom. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 8/190

9 2.1.3 Transformador de bloque 33/0.38kV 1.7MVA Los transformadores de bloque de todas las unidades son iguales, y presentan las siguientes características: Figura 2-1: Parámetros del transformador de bloque 1.7 MVA previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 9/190

10 2.1.4 Red interna MT utilizada: Se han modelado los tipos de cables empleados. A continuación se resume la información Sección [mm2] Tres cables en triángulo y en contacto (Tresbolillo) directamente enterrados R1 [Ω/km] X1 [Ω/km] C1 [µf/km] (B1 [µs/km]) R0 [Ω/km] X0 [Ω/km] C0 [µf/km] (B0 [µs/km]) 3x1x (60.3) (63.3) 3x1x (72.7) (76.3) 3x1x (96.5) (101.3) 3x1x (106.2) (111.5) Tabla 2-2: Características de los cables de la red interna del Parque En la siguiente tabla se presentan el detalle de los conductores que conforman la red interna del Parque Eólico, junto con las longitudes. Colector 5 Colector 4 Colector 3 Colector 2 Colector 1 Tramo Sección [mm2] Longitud [km] C5-C4 95 0,18 C4-C ,18 C3-C ,18 C2-C ,18 C1-SE 300 1,16 C9-C8 95 0,18 C8-C ,18 C7-C ,18 C6-SE 400 2,66 C11-C ,18 C10-C ,59 C22-C ,18 C21-SE 400 2,64 C16-C ,18 C15-C ,18 C14-C ,18 C13-C ,18 C12-SE 300 1,02 C20-C ,18 C19-C ,18 C18-C ,18 C17-SE 300 1,92 Tabla 2-3: Caracerística de tramos de cable La Figura 2-2 muestra el modelado en detalle. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 10/190

11 DIgSILENT S/E Pampa Norte/BB Pampa Norte 33kV Pow erfactory Estudio de Compensación de Reactivos Parque Fotovoltaico Pampa Solar Norte Project: Graphic: Pampa Solar Nort Date: 8/20/2015 Annex: Figura 2-2: Modelado de la red interna del Parque previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 11/190

12 2.1.5 Transformador de potencia 33/220kV El transformador general de la planta presenta las siguientes características: Figura 2-3: Características del transformador de potencia 33/220kV previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 12/190

13 2.1.6 Línea de Transmisión La siguiente figura muestra los parámetros de la línea de transmisión que vincula la S/E elevadora con la S/E seccionadora del PV PSN. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 13/190

14 2.2 Parque Fotovoltaico Conejo Información General El proyecto cuenta con 104 inversores ABB PVS800 de 1000 kw, conformando un total de 104MW. Los mismos serán distribuidos en 6 circuitos colectores. Cada inversor se conecta a través de un transformador de bloque de tres arrollamientos (2.4MVA, 0.4/0.4/33kV) con la red interna de media tensión (33kV) El modelado en DIgSILENT se realiza de manera detallada, contemplando los 104 inversores y su red interna. Los circuitos de la red colectora se conectan a la barra principal en 33kV, en la cual se encuentra conectado además el transformador elevador 33/220kV de 70/93/117 MVA Modelo estático de los inversores El modelo estático empleado para representar cada inversor del parque eólico es un «ElmGenStat», que permite reproducir las características de este tipo de equipo mediante la selección de la categoría Photovoltaic. Los parámetros utilizados para modelar se detallan a continuación: Tabla 2-4: Descripción modelado inversores. Debido al tipo de tecnología de generación el aporte al cortocircuito resulta de un 1.1xInom Transformador de bloque 33/0.4kV 2.4MVA Los transformadores de bloque de todas las unidades son iguales, y presentan las siguientes características: previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 14/190

15 Figura 2-4: Parámetros del transformador de bloque 2.4 MVA Red interna MT utilizada: Se han modelado los tipos de cables empleados. A continuación se resume la información PV Conejo Sección [mm2] R1 [Ω/km] X1 [Ω/km] B1 [µs/km] R0 [Ω/km] X0 [Ω/km] B0 [µs/km] 1x240 0,125 0,111 0,200 0,334 0,059 0,210 1x400 0,0778 0,103 0,230 0,427 0,051 0,240 1x630 0,0469 0,095 0,29 0,552 0,0444 0,3 Tabla 2-5: Características de los cables de la red interna del Parque En la siguiente tabla se presentan el detalle de los conductores que conforman la red interna del Parque Eólico, junto con las longitudes. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 15/190

16 Colector 1 Colector 2 Colector 3 Tramo Sección [mm2] Longitud [km] Tramo Sección [mm2] Longitud [km] A ,448 D ,085 A ,184 D ,186 A ,427 D ,184 A ,184 D ,184 A ,184 D ,184 A ,27 D ,184 A ,184 D ,184 A ,184 D ,184 A ,184 E ,826 A ,27 E ,184 B ,188 E ,184 B ,184 E ,184 B ,439 E ,184 B ,184 E ,184 B ,184 E ,184 B ,27 F ,76 B ,184 F ,184 B ,184 F ,184 B ,184 F ,184 B ,27 F ,184 C ,59 F ,184 C ,184 F ,184 C ,439 C ,184 C ,184 C ,184 C ,184 C ,184 C ,184 C ,184 Colector 4 Colector 5 Colector 6 Tabla 2-6: Caracerística de tramos de cable La Figura 2-5 muestra el modelado en detalle. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 16/190

17 PV CONEJO DIgSILENT Figura 2-5: Modelado de la red interna del Paque previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 17/190

18 Tel (+rot) Transformador de potencia 33/220kV El transformador general de la planta presenta las siguientes características: Figura 2-6: Características del transformador de potencia 33/220kV previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 18/190

19 Tel (+rot) Línea de Transmisión La siguiente figura muestra los parámetros de la línea de transmisión que vincula la S/E elevadora con la S/E seccionadora del PV Conejo. Figura 2-7: Características del transformador de potencia 33/220kV previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 19/190

20 Tel (+rot) 3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES A continuación se presenta el diagrama unilineal de las protecciones asociadas con las instalaciones a ser interconectadas. Luego se presenta un diagrama esquemático de los sistemas de protección del parque y las redes aledañas, junto con las tablas que resumen las protecciones consideradas. 3.1 Parque fotovoltaico Pampa Solar Norte La Figura 3-1 detalla los modelos de equipos de protección a instalar en el parque Pampa Solar Norte y sus instalaciones de conexión al SIC Figura Descripción del sistema de protecciones previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 20/190

21 Tel (+rot) 3.2 Parque fotovoltaico Conejo La Figura 3-1 detalla los modelos de equipos de protección a instalar en el parque Conejo y sus instalaciones de conexión al SIC Figura Descripción del sistema de protecciones 3.3 Zona de estudio La Figura 3-3 detalla los modelos de equipos de protección existentes en las subestaciones aledañas a los PVs Conejo y Pampa Solar Norte. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 21/190

22 Tel (+rot) Figura Descripción del sistema de protecciones previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 22/190

23 3.4 Parámetros de Líneas En la siguiente tabla se presentan los parámetros de las líneas de 220kV del área de influencia de los proyectos. Longitud [km] R1 [ohm] X1 [ohm] B1 [us]] R0 [ohm] X0 [ohm] R0m [ohm] X0m [ohm] Cardones - Diego de Almagro C ,404 62, ,756 51, , Carrera Pinto - La Coipa 220 kv 78 6,271 30, ,874 17, , Carrera Pinto - Luz del Norte 220kV 2 0,182 0,877 5,222 0,461 2, Carrera Pinto - Pastora 220kV 2,635 0,238 1,125 7,089 0,825 2, Carrera Pinto - San Andrés 220kV 45,3 4,516 18, ,586 11,040 59, Conejo - Secc Conejo 1x220kV 16 1,455 6,662 44,197 4,415 16, Diego de Almagro - Carrera Pinto 220 kv 72,15 7,193 28, ,983 17,583 95, PSN - Secc PSN 1x220kV 12 1,015 5,009 32,996 3,235 12, Paposo - Tap Lalackama 20 0,984 7,996 60,734 5,274 29,678 2,743 15,682 Paposo - Tap Taltal 20 0,984 7,996 60,734 5,274 29,678 2,743 15,682 San Andrés - Cardones 220kV 30 2,991 11,931 83,832 7,311 39, Secc CNJ - Diego de Almagro 113,5 5,584 45, ,668 29, ,423 15,567 88,994 Secc PSN- Diego de Almagro 113,5 5,584 45, ,668 29, ,423 15,567 88,994 Tap Lalackama - Secc CNJ 51,5 2,534 20, ,391 13,581 76,421 7,063 40,381 Tap Off Lalackama - Lalackama 220kV 2 0,217 0,828 5,586 0,715 2, Tap PE Taltal - PE Taltal 220kV 47,1 5,087 19, ,126 11,963 80, Tap PE Taltal - Secc PSN 51,5 2,534 20, ,391 13,581 76,421 7,063 40,381 Tabla 3-1: Parámetros Líneas 220kV previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 23/190

24 4 REQUERIMIENTOS NORMATIVOS 4.1 Artículo 3-5 Las instalaciones y equipamientos de centrales generadoras que operen interconectadas en el SI, deberán cumplir con las siguientes exigencias mínimas de diseño: a) Si un Coordinado decide instalar una unidad generadora sincrónica, o un parque eólico o fotovoltaico, tal que en su Punto de Conexión éste sea de mayor potencia nominal que la de la mayor unidad generadora existente a la fecha de puesta en servicio de su proyecto, deberá realizar previo a la puesta en servicio, estudios de transitorios electromecánicos de sistemas de potencia para determinar los efectos de su desconexión intempestiva (falla de severidad 5). Si como resultado de los estudios se comprobara que es necesario aplicar un monto de EDAC mayor que el que se justifica económicamente en la aplicación del Criterio N-1, evaluado en los términos indicados en el Artículo 5-5, la DO podrá limitar el despacho de esta unidad. b) La conexión de los transformadores de poder de las unidades generadoras interconectadas al SI debe contar con un sistema de protecciones que asegure el cumplimiento de los tiempos máximos de despeje de fallas especificados en el Artículo c) La protección de las unidades generadoras y sus conexiones con el SI debe cumplir con las exigencias mínimas especificadas a continuación: I. El TDF para fallas en las distintas instalaciones de la central deberá ser determinado por el Coordinado que la explota en el Estudio de Coordinación de Protecciones que deberá someter a la aprobación de la DO, pero en ningún caso podrá exceder los valores límites establecidos en Artículo II. Cada central generadora, incluido su transformador de poder, interconectada al SI, deberá disponer de protección de respaldo desde su Punto de Conexión para fallas en las instalaciones del ST. Por su parte, dichas instalaciones del Sistema de Transmisión deberán disponer de protección de respaldo para fallas que ocurran hasta en el lado de baja tensión del transformador de poder de la central. Los tiempos de despeje de fallas de estas protecciones de respaldo deberán respetar los Pasos de Coordinación establecidos en el Artículo III. Los paños que conectan los transformadores de poder de las centrales generadoras al SI deberán contar con protección de falla de interruptor con detección de discrepancia de polos basada en la medición de las corrientes, que den orden de desenganche necesarias para eliminar las contribuciones a la falla. IV. Las protecciones de sobre y baja frecuencia de las unidades sincrónicas de centrales generadoras, de parques eólicos o fotovoltaicos deberán estar ajustadas respetando los tiempos de operación mínimos exigidos en el Artículo 3-9. V. Cada unidad generadora conectada al SI deberá soportar, sin desconectarse del SI, la circulación de la corriente de secuencia negativa correspondiente a una falla asimétrica en el Punto de Conexión de la central, considerando el despeje de la falla en tiempos de operación en respaldo. VI. Los esquemas de protección de la central, incluidos sus transformadores de poder, deben permitir el acceso local y remoto desde la sala de control de la instalación, a sus parámetros, ajustes, registros oscilográficos de fallas y registros de eventos. En caso de centrales cuyo Punto de Conexión al SI es en un nivel de tensión superior a 200 [kv], deben adicionalmente permitir el acceso remoto a la lectura de esta información desde el CC que la coordina y desde el CDC. d) Las unidades sincrónicas deberán disponer de los equipamientos requeridos para participar en el Control de Tensión y amortiguación de las oscilaciones electromecánicas que sean necesarios para mantener la estabilidad. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 24/190

25 e) Las unidades sincrónicas deberán disponer del equipamiento necesario para participar en el CPF y adicionalmente, disponer de una entrada para recibir el control de la consigna de potencia para participar en el CSF, cuando así lo determine la DO. Los parques eólicos y fotovoltaicos deberán participar en el CPF en el rango de sobrefrecuencias, según lo establecido en el Artículo 3-16, letra e), por lo que deberá contar con el sistema de control necesario para tal efecto. f) Las centrales con unidades sincrónicas deberán disponer de partida autónoma, cuando así lo determine la DO como resultado del Estudio PRS. g) Disponer de los equipamientos necesarios para participar en el EDAG, ERAG y en los Sistemas de Protección Multiárea en función de las necesidades que la DO identifique para el SI como resultado del Estudio PDCE. 4.2 Artículo 3-23 Las instalaciones del Sistema de Transmisión deberán estar equipadas con Sistemas de Protecciones Eléctricas que sean capaces de desconectarlas del SI en forma rápida, oportuna y selectiva, respetando los tiempos máximos de despeje establecidos en el Artículo 5-45, ante la ocurrencia de cortocircuitos entre fases y a tierra. Además, dichos sistemas deberán estar respaldados frente al evento que, ante la ocurrencia de una falla en la instalación protegida, el sistema de protección no cumpla su función. En particular, dichos Sistemas de Protecciones deberán poseer al menos las siguientes características: a) Para líneas del Sistema de Transmisión: I. Sobre 200 [kv]: Cada circuito debe contar con un doble esquema de protecciones redundante y dedicado para cada instalación, cada uno alimentado desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente y alambrados independientes desde los transformadores de tensión, con teleprotección e interruptores con doble bobina de desenganche. Además cada interruptor de línea deberá contar con un esquema de protección contra falla de interruptor, el cual debe aislar la sección de barra a la que se conecta el circuito, y enviará orden de desenganche directo vía teleprotección al extremo remoto del circuito. Las protecciones deberán proporcionar respaldo para fallas en la subestación del extremo remoto a la cual se conecta el circuito. Dependiendo de las contribuciones intermedias, también deberán proporcionar, el mayor respaldo remoto posible para fallas en los circuitos conectados a dicha subestación del extremo remoto. El estudio de verificación de coordinación de ajustes de protecciones que debe presentar el Coordinado a la aprobación de la DO, debe demostrar que si la falla ocurre estando la teleprotección fuera de servicio, su despeje sigue siendo selectivo, y que el sistema es transitoriamente estable sin aplicar desconexión de consumos adicionales a los determinados de acuerdo a la aplicación del Criterio N-1, suponiendo una condición normal de operación de las restantes componentes del sistema de protecciones. Si ello no es posible, debe exigirse la duplicación de la teleprotección mediante vías de comunicación independientes. El Coordinado debe diseñar el esquema de teleprotección de modo de garantizar una disponibilidad de al menos 99,95% e incorporar al Sistema de Monitoreo la información que permita a la DO verificar esta disponibilidad. II. Bajo 200 [kv]: Cada circuito deberá contar al menos con un simple esquema de protecciones, siempre que se cumplan simultáneamente las siguientes condiciones: Las protecciones de los tramos de línea y transformación adyacentes que contribuyen a la falla deben poseer ajustes que permitan garantizar, al menos secuencialmente, el despeje de la falla en respaldo remoto. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 25/190

26 Esta operación en respaldo no debe implicar la desconexión de más de tres tramos de línea o de transformación inmediatamente adyacentes que contribuyan a la falla. Esta operación en respaldo no debe implicar un tiempo total de despeje de la falla en respaldo que exceda en más de 30 ciclos (600 [ms]) los tiempos máximos indicados en el Artículo No obstante lo anterior, a solicitud del Coordinado y previa entrega del correspondiente estudio de verificación de coordinación de ajustes de protecciones y estabilidad transitoria, la DO podrá aceptar tiempos de operación en respaldo mayores al indicado si lo estima justificable. En caso contrario, el circuito deberá contar con un doble esquema de protecciones y con un esquema de protección contra falla de interruptor para garantizar el respaldo local. En caso de requerirse la duplicación del esquema de protecciones, las líneas entre 150 y 200 [kv] deberán contar con alimentación de cada esquema desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente y con alambrados independientes desde los transformadores de potencial. Adicionalmente, las líneas entre 150 y 200 [kv] deberán contar con un esquema de protección contra falla de interruptor. III. En el caso de líneas entre 100 y 200 [kv], a solicitud de la DO con el objeto de no limitar las transmisiones, el esquema de protección deberá ser complementado con teleprotección si ello evita la pérdida de sincronismo de unidades generadoras ante la ocurrencia de un cortocircuito en la mencionada línea. b) Para barras del Sistema de Transmisión: I. Sobre 300 [kv]: Cada barra debe contar con un doble esquema de protecciones diferenciales por cada sección de barra, interruptores con doble bobina de desenganche y alimentación de cada esquema desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente. Además, la protección diferencial de cada sección de barra, deberá emitir una orden de desenganche directo vía enlace de comunicaciones a los interruptores remotos de las líneas conectadas a dicha sección. II. Entre 200 y 300 kv: Cada barra debe contar con un simple esquema de protecciones diferenciales por cada sección de barra. Igualmente deberá contar con un simple esquema de protecciones diferenciales aun cuando la barra no esté seccionada. Además, la protección diferencial de cada sección de barra, deberá emitir una orden de desenganche directo vía enlace de comunicaciones a los interruptores remotos de las líneas conectadas a dicha sección, salvo en los casos que existan conexiones en derivación de la línea y ésta pueda continuar operando entre los terminales no fallados. III. Bajo 200 [kv]: Cada barra debe contar con un simple esquema de protecciones diferenciales por cada sección de barra. Si la barra no está seccionada, no será exigible un esquema de protección diferencial de barras, siempre que la falla en barra sea despejada en un tiempo inferior a 20 ciclos (400 [ms]) por la operación de las protecciones propias de las instalaciones conectadas a la barra y que contribuyen a la falla. c) Para transformadores de poder: Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea superior a 300 [kv], deben contar con un doble esquema de protecciones diferenciales y con la alimentación a cada esquema desde núcleos diferentes de los transformadores de corriente de cada enrollado, e interruptores de poder con doble bobina de desenganche, y esquema de protección contra falla de interruptor. Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 300 [kv] y mayor a 200 [kv], deben contar con un simple esquema de protección diferencial y un esquema de protección propia con otra característica de operación, e interruptores de poder con doble bobina de desenganche y esquema de protección contra falla de interruptor. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 26/190

27 Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 200 [kv] y superior o igual a 100 [kv], deberán contar con un simple esquema de protección diferencial y un esquema de protección propia con otra característica de operación. Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 100 [kv] y de potencia máxima superior a 12 [MVA] deberán utilizar un simple esquema de protección diferencial o un esquema de protección propia con otra característica de operación. Los transformadores cuyo enrollado de mayor tensión sea inferior a 150 [kv] conectados en derivación de una línea y que tengan una potencia máxima inferior a 12 [MVA] podrán estar excepcionalmente protegidos mediante desconectadores fusibles, en cuyo caso sólo se aceptaría la operación descoordinada de las protecciones de la línea para fallas entre el fusible y el enrollado de alta tensión del transformador. Las protecciones de los tramos de línea o de transformación adyacentes que contribuyan a la falla deberán proporcionar respaldo remoto que no supere el tiempo establecido en el Art más 30 ciclos (600 ms), para fallas en bornes de cualquier enrollado del transformador. En caso, de no ser posible garantizar este respaldo remoto, el transformador no respaldado deberá contar con un doble esquema de protecciones y con un esquema de protección contra falla de interruptor para garantizar el respaldo local. d) Para reactores shunt y condensadores serie: son aplicables exigencias análogas a las establecidas en el literal c) precedente para transformadores según el nivel de tensión. Los esquemas de protección indicados en el presente artículo, deben permitir: En el ST con tensión igual o superior a 200 [kv], el acceso local y remoto desde la sala de control de la instalación, CC y CDC, a sus parámetros, ajustes, registros oscilográficos de fallas y registros de eventos. El acceso desde el CDC deberá ser configurado para permitir la lectura remota de los datos requeridos. En el ST con tensión superior a 100 [kv] y menor a 200 [kv], el acceso local y remoto desde la sala de control de la instalación, a sus parámetros, ajustes, registros oscilográficos de fallas y registros de eventos. En el ST con tensión inferior a 100 [kv] sólo se exige el acceso local a esta información. La información de registros oscilográficos y de eventos de protecciones deberá contar con una estampa de tiempo, la que deberá estar sincronizada mediante GPS. 4.3 Artículo 5-44 relacionado Con el fin de garantizar la recuperación del SI frente a las contingencias y severidad especificadas en el Artículo 5-37 y Artículo 5-38, los tiempos de actuación de los sistemas de protección propios de la instalación fallada deberán asegurar el efectivo despeje de las fallas en un tiempo: a) Inferior a 6 ciclos (120 [ms]), en el caso de fallas en unidades generadoras directamente conectadas a instalaciones del ST. b) Inferior a 20 ciclos (400 [ms]), para fallas en líneas y transformadores del ST con tensión nominal inferior a 200 [kv]. c) Inferior a 6 ciclos (120 [ms]), para fallas en líneas y transformadores del ST con tensión nominal igual o superior a 200 [kv]. d) El tiempo máximo de despeje de fallas indicado en c) es exigido ante Contingencia Simple y estando los esquemas de teleprotección en condiciones de operación normal. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 27/190

28 e) Para garantizar la selectividad en la operación de los Sistemas de Protecciones, los Pasos de Coordinación para operaciones en respaldo deberá ser como mínimo igual a 15 ciclos (300 [ms]). No obstante lo anterior, a solicitud del Coordinado y previa entrega del correspondiente estudio de verificación de coordinación de ajustes de protecciones, la DO podrá aceptar tiempos de operación mayores a 20 ciclos en instalaciones del ST con nivel de tensión inferior a 200 [kv], siempre que ello no comprometa la seguridad del sistema ni la continuidad de suministro a clientes finales. Asimismo, los tiempos de operación de los equipos de protección de las Instalaciones de Clientes deberán ser sometidos a la aprobación de la DO mediante la entrega del correspondiente estudio de coordinación de protecciones que deberán realizar los Coordinados que exploten las instalaciones en cada caso. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 28/190

29 5 ESCENARIOS DE ESTUDIO Se presentan los escenarios del SIC, sobre los cuales se analizará la coordinación de protecciones. Con el fin de evaluar el desempeño del sistema de protecciones para diversas condiciones sistémicas de operación, se consideran los siguientes escenarios de estudio definidos en las cartas DO Nº0714/2015 y Nº0715/2015. Caso 1: Considera 4 unidades de la central Guacolda a plena carga y central PSN sin generar. La central Conejo despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión. Caso 2: Considera 4 unidades de la central Guacolda a plena carga y central Conejo sin generar. La central PSN despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión. Caso 3: Representa el Caso 1 con la central PSN generando a plena carga. Caso 4: Representa el Caso 2 con la central Conejo generando a plena carga. Este caso resulta muy similar al caso 3 en cuanto a corrientes de cortocircuito por lo que se considerará un único caso. Caso 5: Considera en servicio 4 unidades de la central Guacolda, 2 unidades de la central térmica Taltal y la central PSN sin generar. La central Conejo despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión. Caso 6: Considera en servicio 4 unidades de la central Guacolda, 2 unidades de la central térmica Taltal y la central Conejo sin generar. La central PSN despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión. Caso 7: Representa el caso 5 con la central PSN generando a plena carga. La central Conejo despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión. Caso 8: Representa el caso 6 con la central Conejo generando a plena carga. La central PSN despachada de manera tal que se respeten los límites de transmisión. Este caso resulta muy similar al caso 7 en cuanto a corrientes de cortocircuito por lo que se considerará un único caso. Caso 9 (adicional): Considera mínima generación en la zona de interconexión de los proyectos. Caso 10 (adicional): Considera máxima generación sobre el tramo Paposo-Diego de Almagro. Este escenario deberá considerar la activación de un EDAG/ERAG para evitar sobrecargas del tramo Diego de Almagro-Carrera Pinto ante fallas en el tramo Diego de Almagro Cardones. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 29/190

30 Caso 11 (adicional): Tomando como referencia las consideraciones del Caso 10, dejando fuera de servicio los transformadores de los parques Pampa Solar Norte y Conejo. Caso 12 (adicional): Tomando como referencia las consideraciones del Caso 1, dejando fuera de servicio los transformadores de los parques Pampa Solar Norte y Conejo. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 30/190

31 6 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO En las siguientes tablas se presentan para el área de interés, los niveles de cortocircuito encontrados en los escenarios de estudio descritos en el capítulo 5. Para los cálculos de cortocircuito se utiliza el método completo el cual se basa en el flujo de potencia previo para la determinación de las corrientes dando resultados realistas respecto al escenario considerado. Subestación CC Trifásico Ikss[kA] Escenario 01 CC Bifásico Ikss[kA] CC Bifásico a tierra 3xI0[kA] CC Monofásico 3xI0[kA] S/E Paposo 2,11 1,33 4,63 2,12 S/E Cardones 5,02 3,51 9,91 5,41 San Andrés 4,04 2,75 4,74 3,49 S/E Carrera Pinto 3,57 2,29 6,01 3,37 S/E Diego de Almagro 3,54 2,13 6,68 3,27 S/E PE Taltal 1,72 1,11 3,09 1,67 S/E Lalackama 2,11 1,33 3,85 2,00 Secc Conejo 2,24 1,40 3,75 2,06 PSN 220kV 1,97 1,29 3,15 1,87 Conejo 220kV 2,06 1,31 3,67 1,96 Secc PSN 2,13 1,38 3,37 1,98 Tabla 6-1 Corrientes de Cortocircuito Escenario 01 Subestación CC Trifásico Ikss[kA] Escenario 02 CC Bifásico Ikss[kA] CC Bifásico a tierra 3xI0[kA] CC Monofásico 3xI0[kA] S/E Paposo 2,04 1,31 4,49 2,10 S/E Cardones 4,98 3,50 9,85 5,40 San Andrés 4,00 2,75 4,71 3,48 S/E Carrera Pinto 3,53 2,28 5,96 3,35 S/E Diego de Almagro 3,45 2,11 6,55 3,24 S/E PE Taltal 1,69 1,11 3,05 1,66 S/E Lalackama 2,01 1,30 3,72 1,97 Secc Conejo 2,07 1,36 3,52 2,00 PSN 220kV 1,99 1,30 3,17 1,87 Conejo 220kV 1,87 1,26 3,40 1,90 Secc PSN 2,13 1,38 3,38 1,97 Tabla 6-2 Corrientes de Cortocircuito Escenario 02 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 31/190

32 Subestación CC Trifásico Ikss[kA] Escenario CC Bifásico Ikss[kA] CC Bifásico a tierra 3xI0[kA] CC Monofásico 3xI0[kA] S/E Paposo 1,91 1,27 4,27 2,04 S/E Cardones 4,36 3,29 8,88 5,11 San Andrés 3,41 2,56 4,26 3,30 S/E Carrera Pinto 2,90 2,10 5,17 3,12 S/E Diego de Almagro 2,75 1,92 5,50 2,98 S/E PE Taltal 1,60 1,07 2,93 1,62 S/E Lalackama 1,91 1,27 3,57 1,92 Secc Conejo 1,98 1,33 3,43 1,96 PSN 220kV 1,82 1,24 2,98 1,80 Conejo 220kV 1,84 1,24 3,38 1,88 Secc PSN 1,94 1,31 3,16 1,90 Tabla 6-3 Corrientes de Cortocircuito Escenario Subestación CC Trifásico Ikss[kA] Escenario 05 CC Bifásico Ikss[kA] CC Bifásico a tierra 3xI0[kA] CC Monofásico 3xI0[kA] S/E Paposo 4,02 3,00 6,67 4,33 S/E Cardones 5,36 4,13 10,00 6,21 San Andrés 4,33 3,28 4,60 3,92 S/E Carrera Pinto 3,91 2,86 6,02 4,03 S/E Diego de Almagro 4,26 3,10 7,05 4,49 S/E PE Taltal 2,30 1,82 3,33 2,49 S/E Lalackama 3,50 2,65 4,68 3,50 Secc Conejo 3,17 2,38 4,13 3,12 PSN 220kV 2,69 2,09 3,38 2,71 Conejo 220kV 2,78 2,09 4,05 2,89 Secc PSN 3,01 2,32 3,66 2,95 Tabla 6-4 Corrientes de Cortocircuito Escenario 05 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 32/190

33 Subestación CC Trifásico Ikss[kA] Escenario 06 CC Bifásico Ikss[kA] CC Bifásico a tierra 3xI0[kA] CC Monofásico 3xI0[kA] S/E Paposo 3,95 2,98 6,58 4,31 S/E Cardones 5,35 4,13 9,99 6,22 San Andrés 4,33 3,28 4,59 3,93 S/E Carrera Pinto 3,90 2,86 6,00 4,03 S/E Diego de Almagro 4,22 3,09 7,00 4,48 S/E PE Taltal 2,29 1,81 3,32 2,49 S/E Lalackama 3,41 2,62 4,59 3,47 Secc Conejo 2,98 2,32 3,96 3,06 PSN 220kV 2,75 2,11 3,44 2,73 Conejo 220kV 2,58 2,03 3,83 2,82 Secc PSN 3,06 2,34 3,70 2,96 Tabla 6-5 Corrientes de Cortocircuito Escenario 06 Subestación CC Trifásico Ikss[kA] Escenario CC Bifásico Ikss[kA] CC Bifásico a tierra 3xI0[kA] CC Monofásico 3xI0[kA] S/E Paposo 3,84 2,93 6,44 4,25 S/E Cardones 4,82 3,93 9,21 5,95 San Andrés 3,79 3,09 4,22 3,76 S/E Carrera Pinto 3,19 2,60 5,19 3,74 S/E Diego de Almagro 3,55 2,85 6,15 4,19 S/E PE Taltal 2,23 1,79 3,26 2,46 S/E Lalackama 3,33 2,58 4,52 3,43 Secc Conejo 2,96 2,30 3,94 3,04 PSN 220kV 2,61 2,05 3,32 2,67 Conejo 220kV 2,62 2,03 3,88 2,82 Secc PSN 2,88 2,26 3,56 2,90 Tabla 6-6 Corrientes de Cortocircuito Escenario previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 33/190

34 Subestación CC Trifásico Ikss[kA] Escenario 09 CC Bifásico Ikss[kA] CC Bifásico a tierra 3xI0[kA] CC Monofásico 3xI0[kA] S/E Paposo 1,28 1,09 3,02 1,74 S/E Cardones 3,77 3,07 7,89 4,82 San Andrés 2,92 2,39 3,82 3,13 S/E Carrera Pinto 2,30 1,90 4,32 2,86 S/E Diego de Almagro 2,05 1,71 4,32 2,64 S/E PE Taltal 1,08 0,92 2,14 1,39 S/E Lalackama 1,28 1,08 2,58 1,65 Secc Conejo 1,36 1,15 2,55 1,71 PSN 220kV 1,29 1,09 2,29 1,60 Conejo 220kV 1,27 1,07 2,51 1,64 Secc PSN 1,36 1,15 2,41 1,68 Tabla 6-7 Corrientes de Cortocircuito Escenario 09 Subestación CC Trifásico Ikss[kA] Escenario 10 CC Bifásico Ikss[kA] CC Bifásico a tierra 3xI0[kA] CC Monofásico 3xI0[kA] S/E Paposo 4,16 6,84 3,02 4,36 S/E Cardones 4,80 9,18 3,90 5,90 San Andrés 3,78 4,21 3,06 3,73 S/E Carrera Pinto 3,18 5,17 2,58 3,71 S/E Diego de Almagro 3,58 6,18 2,84 4,19 S/E PE Taltal 2,51 3,55 1,88 2,56 S/E Lalackama 3,61 4,77 2,66 3,52 Secc Conejo 3,08 4,05 2,32 3,07 PSN 220kV 2,72 3,40 2,07 2,69 Conejo 220kV 2,71 3,97 2,05 2,84 Secc PSN 3,02 3,66 2,29 2,92 Tabla 6-8 Corrientes de Cortocircuito Escenario 10 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 34/190

35 7 VERIFICACIÓN DE TTCC En este apartado se presenta la descripción de los transformadores de corriente de los parques fotovoltaicos y su comportamiento ante cortocircuitos en el sistema para el análisis de saturación Relación de transformación Se adoptan las siguientes relaciones de transformación para los TTCC de las nuevas instalaciones PV Pampa Solar Norte - Figura 7-1. Transformadores de Corriente PV PSN previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 35/190

36 PV Conejo - Figura 7-2. Transformadores de Corriente PV CNJ Cálculo de saturación A partir de la información disponible en los esquemas representados en las Figura 7-1 y Figura 7-2, se realiza la verificación de la saturación de los transformadores de corriente proyectados. Para la realización de esta evaluación se utilizan los máximos niveles de cortocircuito reales esperados (método completo basado en un flujo de cargas previo). Como primera instancia se verifica el cumplimiento de los transformadores de corriente (TTCC) considerando que los mismos se encuentran cargados con un Burden igual al nominal. Para los casos que no se alcanza el cumplimiento en condiciones nominales se indican los niveles de Burden límite para asegurar la prestación ante tales niveles de cortocircuito. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 36/190

37 La siguiente tabla resume los niveles de cortocircuito encontrados para fallas en barras de las SS/EE proyectadas. 1F 2FT 2F 3F I[kA] I[kA] I[kA] I[kA] ICCFALLA Secc PSN 2,92 3,09 2,29 3,02 Trf PSN 220/33kV 0,52 0,64 0,17 0,15 A01 0,24 0,22 0,24 0,22 B01 0,19 0,18 0,19 0,18 C01 0,19 0,18 0,19 0,18 D01 0,24 0,22 0,24 0,22 E01 0,19 0,18 0,19 0,18 ICCFALLA PSN 220kV 2,69 2,84 2,07 2,72 Trf PSN 220/33kV 0,57 0,7 0,17 0,15 A01 0,24 0,22 0,24 0,22 B01 0,19 0,18 0,19 0,18 C01 0,19 0,18 0,19 0,18 D01 0,24 0,22 0,24 0,22 E01 0,19 0,18 0,19 0,18 ICCFALLA PSN 33kV 0,08 5,38 5,36 7 Trf PSN 220/33kV 1,19 5,62 5,62 6,15 A01 0,27 0,24 0,24 0,24 B01 0,22 0,19 0,19 0,2 C01 0,22 0,19 0,19 0,2 D01 0,27 0,24 0,24 0,24 E01 0,22 0,19 0,19 0,2 Tabla 7-1: Verificación TTCC Corrientes de Cortocircuito PSN previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 37/190

38 1F 2FT 2F 3F I[kA] I[kA] I[kA] I[kA] ICCFALLA Conejo 220kV 2,84 3,04 2,05 2,71 Trf Conejo 220/33kV 0,76 1,06 0,23 0,25 A01 0,27 0,28 0,27 0,32 B01 0,27 0,28 0,27 0,32 C01 0,27 0,28 0,27 0,32 D01 0,22 0,22 0,22 0,26 E01 0,19 0,19 0,19 0,23 F01 0,19 0,19 0,19 0,23 ICCFALLA Conejo 33kV 0,44 7,32 7,29 9,78 Trf Conejo 220/33kV 1,8 7,25 7,25 7,98 A01 0,33 0,29 0,29 0,36 B01 0,32 0,29 0,29 0,36 C01 0,33 0,29 0,29 0,36 D01 0,26 0,23 0,23 0,29 E01 0,23 0,2 0,2 0,25 F01 0,23 0,2 0,2 0,25 ICCFALLA Secc Conejo 3,07 3,25 2,32 3,08 Trf Conejo 220/33kV 0,67 0,88 0,23 0,25 A01 0,28 0,27 0,27 0,32 B01 0,28 0,27 0,27 0,32 C01 0,28 0,27 0,27 0,32 D01 0,22 0,22 0,22 0,26 E01 0,19 0,19 0,19 0,22 F01 0,19 0,19 0,19 0,22 Tabla 7-2: Verificación TTCC Corrientes de Cortocircuito CNJ Tal como puede observarse en la tabla precedente, los niveles máximos de cortocircuito resultan para fallas bifásicas con contacto a tierra en las instalaciones de 220kV y fallas trifásicas en las instalaciones de 33kV. La siguiente tabla detalla las máximas corrientes máximas pasantes por cada uno de los TTCC analizados. Las mismas se calculan como la sumatoria de todas las corrientes convergentes al punto de vinculación del TC menos el aporte de la propia rama a la que se encuentra vinculado el transformador de corriente. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 38/190

39 220kV 33kV PV PSN Icc máx In AT In BT Prestación Icc máx Carga Límite R nominal Transformador de corriente TC K N TOLERABLE [A] [A] [VA] [A] [A] [Ω] [VA] [Ω] K LÍMITE CCmax TC1 - Linea Secc PSN - PAP 800/1 A Nominal 10,0 4 NO SATURA TC2 - Linea Secc PSN - DDA 800/1 A Nominal 10,0 4 NO SATURA TC3 - Linea Secc PSN - Elev PSN 400/1 A Nominal 30,0 8 NO SATURA TC4 - Linea Elev PSN - Secc PSN - Trf 220kV 400/1 A Nominal 10,0 7 NO SATURA TC5 - Linea Elev PSN - Secc PSN - Trf 220kV 300/1 A Nominal 30,0 9 NO SATURA TC6 -Incoming 33kV 1250/1 A Nominal 10,0 6 NO SATURA TCs Colectores 33kV 400/1 A Nominal 10,0 18 NO SATURA TC 12 - Banco de condensadores 400/1 A Nominal 10,0 18 NO SATURA TC13 - Reactor de Neutro 400/1 A Nominal 10,0 18 NO SATURA TC14 - Servicios Auxiliares 100/1 A Nominal 10,0 70 Verificar K REAL> K LÍMITE_CCmax Tabla 7-3: Verificación TTCC Análisis de Saturación Carga Nominal PSN 220kV PV Conejo Icc máx In AT In BT Prestación Icc máx Carga Límite R nominal Transformador de corriente TC K N TOLERABLE [A] [A] [VA] [A] [A] [Ω] [VA] [Ω] K LÍMITE CCmax K REAL > K LÍMITE_CCmax TC1 - Linea Secc CNJ - PAP 1000/1 A Nominal 30,0 3 NO SATURA TC2 - Linea Secc CNJ - DDA 1000/1 A Nominal 30,0 3 NO SATURA TC3 - Linea Secc CNJ - Elev CNJ 400/1 A Nominal 30,0 8 NO SATURA TC4 - Linea Elev CNJ - Secc CNJ - Trf 220kV 400/5 A Nominal 2,0 8 NO SATURA TC5 - Linea Elev CNJ - Secc CNJ - Trf 220kV 1200/5 A Nominal 4,0 3 NO SATURA TC6 -Incoming 33kV 2000/5 A Nominal 0,6 5 NO SATURA TC7 -Incoming 33kV 3000/5 A Nominal 4,0 3 NO SATURA 33kV TCs Colectores 33kV 600/5 A Nominal 0,6 16 NO SATURA TC14 - Banco de condensadores 300/5 A ,37 9,25 0,6 33 Verificar TC13 - Reactor de Neutro 300/5 A ,37 9,25 0,6 33 Verificar Tabla 7-4: Verificación TTCC Análisis de Saturación Carga Nominal - CNJ Tal como se destaca los nuevos TTCC presentes en la red de 220kV no presentan saturación en ninguno de los parques. Se destaca que para el parque PSN, el EPC resulta el encargado de verificar esta condición. Por otra parte, los TTCC asociados a la red de media tensión de Conejo no presentarían saturación a excepción de los de relación 300/5A. Sin embargo, tal como fue mencionado este presentaría saturación en caso de operar con una carga secundaria igual a la nominal. En la Tabla 7-4 se muestra la carga límite que deberían tener asociada estos relés para no presentar saturación. Se recomienda verificar. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 39/190

40 8 CRITERIOS DE AJUSTE 8.1 S/E Seccionadora PSN Protección de Barra Protección Diferencial de Barra (87B) 7SS85 Esta protección resulta la encargada de despejar fallas en barra y centralizar los disparos necesario por actuación de protección falla interruptor (50BF). La protección diferencial utiliza una característica como la mostrada en la siguiente figura. TCJ1 800/1A TCJ2 800/1A TCJ3 400/1A El valor umbral Idiff debe ajustarse según la siguiente relación: 1,3I max feeder < Threshold Id < 0,8Ikmin I max feeder indica la corriente de carga máxima que circula por cualquiera de los circuitos conectados a la barra. Ikmin representa la corriente de cortocircuito mínima para fallas en la barra. En función de esto, el parámetro Threshold Id se ajusta al 130% de la corriente primaria máxima de los TTCC involucrados, es decir, 1040A.pri (la máxima corriente de carga se produce en el escenario de máxima generación, donde Imax = 540A). Por otro lado, ante una falla previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 40/190

41 monofásica en barras con 50Ω de resistencia de falla se registra una corriente de 1800A, resultando el pickup menor al 80% de este valor. Se utiliza una corriente base (IrObj) de 800A correspondiente a la corriente primaria máxima involucrada en la protección. En función de la recomendación del fabricante, el parámetro Stabilization factor K se ajusta en 0,65. La característica de alta sensibilidad permanece deshabilitada. Ante la detección de fallas en barra esta protección deberá enviar disparo a todos los interruptores de la S/E Seccionadora y a los extremo remotos de Diego de Almagro y elevadora PSN. Dado que el tramo Seccionadora PSN-Paposo tiene al PE Taltal conectado en derivación, éste podría seguir operando entre los terminales no fallados por lo cual se recomienda se excluya el envío de TDD al extremo Paposo y Tap Off Taltal. Esto se encuentra de acuerdo con el artículo 3-23 inciso b) II. De igual forma se espera un comportamiento similar ante la operación de la función 50BF de los interruptores J2 y J3. Sólo en caso que el interruptor fallado sea el J1 (paño a S/E Paposo) debe necesariamente enviarse TDD al extremo Paposo y Tap Off Taltal Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. PSN TO Taltal Paposo «J1» Las protecciones a instalar en el paño J1 de la S/E Seccionadora PSN conformarán un sistema de tres puntas con las protecciones ubicadas en la S/E Paposo (J2) y Tap Off Taltal (JL1). Actualmente se encuentra implementado un sistema de tres puntas conformado por los extremos S/E Paposo (J2) y Tap Off Taltal (JL1) y Diego de Almagro J3. Este esquema fue desarrollado para permitir el acceso al sistema del PE Taltal. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 41/190

42 En la nueva condición topológica, este sistema de tres puntas reemplazará el extremo Diego de Almagro por el de la seccionadora PSN, manteniéndose los mismos criterios para el esquema de teleprotección activo, siendo PSN el extremo fuerte de tal esquema. Protecciones asociadas Protección de Línea o Sistema 1 7SL87 o Sistema 2 7SA87 o Módulos habilitados: Funciones de distancia fase y residual (21/21N) Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N) Teleprotección (85A/85C/85D) Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE) Cierre contra falla (SOTF) Función de falla de interruptor (50BF) Función oscilación de potencia (68) Perdida de Potenciales (60) Función Reconexión Monopolar (79) Verificación de sincronismo (25) o Estas protecciones actúan sobre el interruptor J1 del paño correspondiente a la línea de tres terminales que vincula la S/E Seccionadora PSN con las SS/EE Paposo y Tap Off Taltal 220kV. Ambos sistemas de protección tienen como módulos principales a las funciones 21/21N, donde se activará un esquema POTT de 3 puntas con el fin de que asegurar el despeje instantáneo de fallas a lo largo de toda la línea. Relación TC 800/1A Relación TP 230kV 3 /0.115kV1 1 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando 3 115V 199V de línea. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 42/190

43 Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajustarán en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Se ajustará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido, habilitado por zona 2 y 67N. Zona 1: o Se ajusta con un alcance del 80% del tramo de línea más corto del sistema de tres puntas correspondiente a Secc. PSN Tap Off Taltal 220kV, limitando su alcance hasta el Tap Off Taltal. o El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente. o Sin retardo de tiempo intencional. Zona 2: Se considera un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc. PSN TO Taltal Paposo. Esta condición resulta de importancia, dado que esta zona servirá de habilitación al esquema de teleprotección del sistema de tres puntas a conformar. o o o o Se ajusta con un alcance del 120% del circuito Secc. PSN TO Taltal Paposo. El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente. Debido a la relación de longitudes de los tramos, este alcance resulta muy similar a considerar el 80% del tramo Tap Taltal-PE Taltal por lo que se ajusta de manera de mantener una coordinación temporal entre las zonas 2 de la seccionadora y las zonas 2 del Tap Off hacia el parque en caso de un posible sobrealcance. Se ajusta con tiempo de retardo de 0.5seg, lo cual resulta similar al ajustado para la zona 2 del extremo Paposo. Zona 3: Se ajusta de manera de proveer respaldo remoto a las protecciones de las subestaciones Paposo y PE Taltal. o El ajuste de esta zona no debe alcanzar el lado de media tensión del PE Taltal de manera de evitar posibles descoordinaciones con las protecciones de este nivel de tensión. o Esta zona debe proveer respaldo a las protecciones ubicadas en la S/E Paposo del circuito paralelo. o Se ajusta con un alcance de manera de cubrir hasta la subestación seccionadora Conejo más un margen de seguridad para contemplar posibles condiciones de previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 43/190

44 o o o infeed desde la CT Taltal. Esto corresponde a un 120% de la impedancia de los tramos Secc. PSN-Paposo + Paposo-Secc. Conejo. El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente. Con este ajuste la zona alcanza un máximo de un 32% del transformador del PE Taltal. Se ajusta con tiempo de retardo de 2.3seg con el fin de mantener la selectividad a la zona 3 del paño J1 de la S/E Paposo. Zona 4: Se ajustará con dirección hacia atrás para dar respaldo a las protecciones de la barra de la S/E Seccionadora PSN. o Se ajusta con un alcance del 80% del circuito Secc. PSN - PSN en reversa. o Se ajusta con tiempo de retardo de 3.0seg. Paño J1 - Línea Seccionadora PSN TO Taltal - Paposo 7SL8 Sistema 1 7SA8 Sistema 2 Parámetro Ajuste Ajuste Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Zona 1 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 2 Zona 2 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 3 Zona 3 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 4 (reverse) Zona 4 (reverse) X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en 0.91@-4.18º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros)., el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 44/190

45 Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance y emitirá la señal de teleprotección a los relés remotos que operan como extremo débil (Tap Off Taltal y Paposo). Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajusta como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N) y función de habilitación del esquema de teleprotección, de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. Se ajusta al 5% de la corriente nominal del TC (40A), con una curva de tiempo normal inverso. El dial se ajusta de manera de que su actuación se mantenga por encima de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida. Función 67N Umbral 0.05 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.25 Dirección Adelante Este ajuste permite detectar fallas de más de 100ohms en el Tap Off Taltal sirviendo de respaldo para las protecciones allí presentes ante fallas de alta impedancia. Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilita como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. El módulo residual se ajusta de manera idéntica al módulo 67N. EL módulo de fase se ajusta con un pick-up igual al 120% del TC lo cual representa un 130% de la capacidad de la línea con una curva normal inversa para admitir posibles sobrecargas transitoras. Función 51E Umbral 1.2 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.51 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 45/190

46 Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Se propone la utilización de la Zona 2 de impedancia sin retardos intencionales (T=0). Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). Módulo Oscilación de Potencia (68) Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones estables de potencia. En los modelos de protecciones involucradas no se requiere el ajuste específico de parámetros. Se bloquean todas las zonas de protección. Perdida de Potenciales (60) Tanto para el relé 7SA87 como el 7SL87 se contempla la utilización del módulo Measuring- Voltage Failure para la detección de fallas en la medición de tensión, bloqueo de las funciones dependientes (21/21N y 67N) y el consecuente desbloqueo (habilitación) de los módulos de emergencia (51E/51NE). Se adoptan los ajustes recomendados por el fabricante. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 46/190

47 Función Reconexión Monopolar (79) Se recuerda que para presente línea se prevé operar hasta un 100% de su capacidad mediante la implementación de un esquema DAG local (CRITERIO N-1 ajustado), por lo que la operación de una reconexión puede interferir en el restablecimiento seguro del sistema. Al respecto a continuación se presenta un extracto de los criterios de Transelec respecto a la condición de las líneas estudiadas. En base a lo detallado, se recomienda mantener deshabilitada esta función cuando ambos circuitos entre Diego de Almagro y Paposo se encuentro en servicio. Por otra parte, se propone la habilitación de la función 79 manteniendo la parametrización actualmente existente en las líneas de interés. De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 0.7seg y la misma será sólo monopolar. Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: Barra viva línea viva (chequeo de sincronismo) Barra viva línea muerta (sin chequeo de sincronismo) Línea viva barra muerta (sin chequeo de sincronismo) La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: U>80% Extremo Vivo U<30% Extremo Muerto El sincronismo se verificará según: ΔVmax = 10% ΔΘmax = 30º Δfmax = 0.2Hz Estos ajustes se encuentra en línea con los presentes en las SS/EE Paposo y Diego de Almagro los cuales permiten sincronizar en condiciones de plena carga (25ºCS) del circuito paralelo, previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 47/190

48 8.1.3 Protecciones de la línea: Secc. PSN Diego de Almagro «J2» Las protecciones a instalar en el paño J2 de la S/E Seccionadora PSN son las encargadas de dar protección al tramo de línea Secc. PSN-Diego de Almagro. Con la puesta en servicio de la nueva subestación seccionadora PSN, el circuito Paposo-Diego de Almagro queda conformado por dos tramos, donde uno de ellos corresponde al que vincula la S/E Diego de Almagro y la Seccionadora PSN. Las protecciones de este tramo ahora conformarán un sistema de dos puntas entre las mencionadas subestaciones. Protecciones asociadas Protección de Línea o Sistema 1 7SL87 o Sistema 2 7SA87 o Módulos habilitados: Funciones de distancia fase y residual (21/21N) Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N) Teleprotección (85A/85C/85D) Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE) Cierre contra falla (SOTF) Función de falla de interruptor (50BF) Función oscilación de potencia (68) Perdida de Potenciales (60) Función Reconexión Monopolar (79) Verificación de sincronismo (25) o Estas protecciones actúan sobre el interruptor J2 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Seccionadora PSN con la S/E Diego de Almagro 220kV. Ambos sistemas de protección tienen como módulos principales a las funciones 21/21N, donde se activará un esquema POTT que asegura un despeje instantáneo de fallas a lo largo de toda la línea. En este extremo se activa WEI con Echo Trip que envía señal de habilitación. Relación TC 800/1A Relación TP 230kV 3 /0.115kV2 2 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando 3 115V 199V de línea. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 48/190

49 Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajustarán en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Se ajustará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido, habilitado por zona 2 y 67N. Zona 1: o Se ajusta con un alcance del 80% del circuito protegido con el fin de evitar sobrealcances ante fallas fuera de la línea. o El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 150% del alcance reactivo respectivamente esto con el fin de cubrir fallas con impedancia a tierra y evitar sobrealcances para fallas en otros puntos del sistema. o En el caso particular de esta red se encuentra un sobrealcance del relé de impedancia ante fallas a tierra en la S/E Diego de Almagro. Como se muestra en la siguiente figura, en escenarios de gran aporte de potencia PSN DDA, fallas próximas a la S/E Diego de Almagro con ciertos valores de resistencia, provocarían que la impedancia vista por las protecciones tienda a incursionar dentro de la Zona 1. Esto implicaría que con un ajuste cercano al 80% podrían presentarse actuaciones NO deseadas (instantáneas) ante fallas en los circuitos adyacentes de la S/E DDA. En la siguiente figura se muestra la evolución de la impedancia en un escenario crítico de máximo aporte generado por el despacho de todas las centrales presentes sobre el tramo Diego de Almagro-Paposo (CT TALTAL, PE TALTAL, LAKACKAMA y CONEJO). Tal como puede observarse, ante fallas monofásicas de distintas resistencia la impedancia vista evoluciona hacia valores reactivos menores lo cual provocaría la incursión en la zona 1 corriendo el riesgo de registrarse actuaciones instantáneas en instalaciones adyacentes. Analizando distintas alternativas de ajustes en el alcance y ángulo de compensación se propone un ángulo de compensación 14º. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 49/190

50 10,0 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 Falla 0Ω 4,00 Falla 15Ω 3,00 2,00 1,00 14º Falla 30Ω -13,0-12,0-11,0-10,0-9,00-8,00-7,00-6,00-5,00-4,00-3,00-2,00-1,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0-1, N_7SA8_J2_S12_SeccPSN-DDA Zone (1): Polarizing Z1 Z A 61,718 pri.ohm 28,61 Zone (> 1): Polarizing Z1b-Z2-Z5 Z A 61,718 pri.ohm 28,61 Fault Type: A (Starting) Tripping Time: 0,41 s Zone 2 Z2: 0,41 s Zone 3 Z3: 2,01 s -2,00-3,00-4,00-5,00-6,00-7,00-8,00-9,00-10,0 o Sin retardo de tiempo intencional. Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc. Pampa Solar Norte Diego de Almagro. o Se ajusta con un alcance del 120% del circuito protegido. o Se destaca que este extremo puede resultar débil ante condiciones de baja generación en las centrales CT Taltal, PE Taltal y PSN por lo cual en estos escenarios puede presentarse una reducción en el alcance de esta zona. Esta condición es cubierta por la lógica de teleprotección WEI. o En caso de falla del esquema de teleprotección la zona 2 cuenta con alcance suficiente para operar de forma secuencial, una vez despejada la falla desde el extremo Diego de Almagro. o Se ajusta con tiempo de retardo de 0.4seg. Zona 3: Se ajustará de manera de proveer respaldo a las protecciones de las subestaciones adyacentes a la S/E Diego de Almagro. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 50/190

51 o o Se ajusta con un alcance que permita cubrir (en términos de impedancia) la subestación aledaña más cercana, la cual en este caso resulta la S/E Carrera Pinto. De esta forma el alcance se define como el 100% del circuito protegido más 100% de la línea Diego de Almagro Carrera Pinto 220kV Se ajusta con tiempo de retardo de 2.0seg. Zona 4: Se ajustará con dirección hacia atrás con fines de teleprotección. o La misma será la encargada de bloquear el esquema POTT para fallas en dirección reversa, de natural relevancia en el esquema de extremo débil (WEI) o Su ajuste es superior en alcance a la zona 2 de la protección ubicada en el paño J3 del extremo Diego de Almagro. o Se ajusta con un alcance del 100% del circuito en reversa, Seccionadora PSN Tap Off Taltal 220kV. o Esta zona de protección no emite disparo. Paño J2 - Línea Seccionadora PSN Diego de Almagro 7SL8 Sistema 1 7SA8 Sistema 2 Parámetro Ajuste Ajuste Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Zona 1 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 2 Zona 2 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 3 Zona 3 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 4 (reverse/teleprotección) Zona 4 (reverse/teleprotección) X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en 0.91@-4.18º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 51/190

52 Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. En este extremo se ajustará la función Weak End Infeed y ECHO de manera de asegurar la actuación ante condiciones de bajo aporte de este extremo. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance. La zona 4 actúa como zona de bloqueo ante fallas reversas. Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajusta como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N) y función de habilitación del esquema de teleprotección, de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. Se ajusta al 10% de la corriente nominal del TC (80A), con una curva de tiempo normal inverso. El dial se ajusta de manera de que su actuación se mantenga por encima de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida. Función 67N Umbral 0.1 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.15 Dirección Adelante Este ajuste permite detectar fallas de hasta 100ohms de resistencia sobre el circuito protegido cercanas al extremo Diego de Almagro, en condiciones de nula generación de las centrales CNJ, PSN, Lalackama, PE Taltal y CT Taltal. Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilita como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. El módulo residual se ajusta de manera idéntica al módulo 67N. EL módulo de fase se ajusta con un pick-up igual al 120% del TC lo cual representa un 130% de la capacidad de la línea con una curva normal inversa para admitir posibles sobrecargas transitoras. Función 51E Umbral 1.2 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.51 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 52/190

53 Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Se propone la utilización de la Zona 2 de impedancia sin retardos intencionales (T=0). Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). Módulo Oscilación de Potencia (68) Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones estables de potencia. En los modelos de protecciones involucradas no se requiere el ajuste específico de parámetros. Se bloquean todas las zonas de protección. Perdida de Potenciales (60) Tanto para el relé 7SA87 como el 7SL87 se contempla la utilización del módulo Measuring- Voltage Failure para la detección de fallas en la medición de tensión, bloqueo de las funciones dependientes (21/21N y 67N) y el consecuente desbloqueo (habilitación) de los módulos de emergencia (51E/51NE). Se adoptan los ajustes recomendados por el fabricante. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 53/190

54 Función Reconexión Monopolar (79) Se recuerda que para presente línea se prevé operar hasta un 100% de su capacidad mediante la implementación de un esquema DAG local (CRITERIO N-1 ajustado), por lo que la operación de una reconexión puede interferir en el restablecimiento seguro del sistema. Al respecto a continuación se presenta un extracto de los criterios de Transelec respecto a la condición de las líneas estudiadas. En base a lo detallado, se recomienda mantener deshabilitada esta función cuando ambos circuitos entre Diego de Almagro y Paposo se encuentro en servicio. Por otra parte, se propone la habilitación de la función 79 manteniendo la parametrización actualmente existente en las líneas de interés. De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 1seg y la misma será sólo monopolar. Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: Barra viva línea viva (chequeo de sincronismo) Barra viva línea muerta (sin chequeo de sincronismo) Línea viva barra muerta (sin chequeo de sincronismo) La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: U>80% Extremo Vivo U<30% Extremo Muerto El sincronismo se verificará según: ΔVmax = 10% previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 54/190

55 ΔΘmax = 30º Δfmax = 0.2Hz Estos ajustes se encuentra en línea con los presentes en las SS/EE Paposo y Diego de Almagro los cuales permiten sincronizar en condiciones de plena carga (25ºCS) del circuito paralelo, Protecciones de la línea Secc. PSN Elev. PSN «J3» Protecciones asociadas Protección de Transformador o Sistema 1 7SL87 o Sistema 2 7SL87 o Módulos habilitados: Función diferencial de línea (87L) Funciones de distancia fase y residual (21/21N) Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N) Teleprotección (85A/85C/85D) Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE) Función de falla de interruptor (50BF). Función Sobretensión (59) Cierre contra falla (SOTF) Perdida de Potenciales (60) Verificación de sincronismo (25) o Estas protecciones actúan sobre el interruptor J3 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Seccionadora PSN con la S/E Elevadora PSN 220kV. Ambos relés tienen como módulo principal a la función 87L y secundario la función 21/21N. Relación TC 400/1A Relación TP 230kV 3 /0.115kV3 Módulo Diferencial de Línea (87L) 3 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando 3 115V 199V de línea. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 55/190

56 Este módulo se ajusta en ambos sistemas de protección. La comunicación entre extremos se realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y F.O.). Este módulo permite el disparo instantáneo ante fallas en el circuito protegido. La siguiente figura muestra la características aplicada por el relé en cuestión. Corriente de carga I DIF >. Su ajuste tiene en cuenta la corriente de carga capacitiva de la línea. Debido a la corta longitud de la misma, esta corriente resulta despreciable siendo: I C = U N B1 s, donde 3 I C : corriente de carga a determinar en A primarios U N : tensión nominal de la red en V B: Susceptancia de servicio relativa de la línea en S/km s: longitud de la línea en km La información de B [ us ]:se obtiene de la base de datos en DigSilent. km I DIF> I C = 4,2A. prim Tal como se observa, la corriente de carga es demasiado pequeña, no alcanzando el 30% de la corriente nominal del TC, que representa el umbral práctico de sensibilidad, por lo tanto, de acuerdo a las recomendaciones del fabricante, se ajustara el umbral de mínima operación de corriente diferencial Idif> con un valor igual al 30% de la corriente del TC, es decir 0,3Asec. Se ajusta el valor I DIF>CIERRE 3 veces por encima de la I C calculada, que evita la actuación de la protección ante el cierre de los interruptores en ambos extremos, por la circulación de corrientes unilaterales. Se ajusta con el mismo valor que el parámetro Idif>, es decir 0,3A. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 56/190

57 El tiempo de retardo se ajusta en instantáneo. I DIF>> este parámetro debe ajustarse por encima d la corriente de carga máxima de la línea. Se considera igual a la corriente nominal del transformador de corriente, es decir 1A. Se ajusta el valor I DIF>>CIERRE 2 veces del valor de I DIF>>. Los restantes ajustes se realizan conforme a lo recomendado por el fabricante del relé. Función 87L Parámetro Ajuste I-DIF> 0,3A I-DIF> CIERRE 0,3A T-I-DIF> 0.00 seg I-DIF>> 1 A I-DIF>> CIERRE 2 A Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajusta en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de proveer de respaldo a la función diferencial y lograr una actuación selectiva con las protecciones del sistema. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Zona 1: o Se ajustará de manera de cubrir el 80% del circuito protegido. o Tiempo de operación: instantáneo. Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones del transformador 33/220kV presente en la S/E Elevadora PSN. o o o Se ajusta al 100% del circuito protegido más un 50% de la impedancia del transformador de la S/E Elevadora PSN. Servirá como zona de sobrealcance para el sistema de teleprotección. Tiempo de operación: 0.2 segundos. Priorizando la selectividad con las protecciones del sistema frente a las protecciones internas de 220kV (diferencial de transformador). previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 57/190

58 Zona 3: Se considerará un ajuste con mayor retardo que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones del transformador 33/220kV presente en la S/E Elevadora PSN. o o Se ajusta con una impedancia igual al 100% de la línea Elevadora PSN- Seccionadora PSN más un 80% de la impedancia del transformador de la S/E Elevadora PSN. Tiempo de operación: 0.6 segundos Paño J3 - Línea Seccionadora PSN - Elevadora PSN 7SL8 Sistema 1 7SL8 Sistema 2 Parámetro Ajuste Ajuste Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Zona 1 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 2 Zona 2 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 3 Zona 3 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea. Se ajusta en 0.57@-4.82º [1/3*(Z0/Z1)-1]. Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance y emitirá señal de teleprotección al relé remoto (S/E Elevadora PSN) que opera como extremo débil. Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajustará como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N), de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. A su vez, se incluirá en el esquema de teleprotección de dar una mayor cobertura a la lógica POTT. La misma se ajusta con un valor correspondiente al 25% de la corriente nominal del TC con una curva normal inversa. El ajuste del dial se ajusta de manera de verificar que la actuación resulte coordinada con el resto de las protecciones del sistema (transformador PSN). previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 58/190

59 Función 67N Umbral 0.25 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.4 Dirección Adelante Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilitarán como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de tensión en los relés. parque. La función 51E se ajusta con un umbral correspondiente al 110% de la corriente nominal del Función 51E Umbral 0.5 sec.a Curva Tiempo definido Temporización 1 seg La función de sobrecorriente residual se ajusta con un el pick-up del 25% de la corriente nominal del TC. Se ajusta de manera similar al módulo 67N. Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Se propone la utilización de la Zona 2 de impedancia sin retardos intencionales (T=0). Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). Función Sobretensión (59) previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 59/190

60 Con el fin de proteger las instalaciones del parque fotovoltaico ante posibles sobretensiones en la red de 220kV se habilita el módulo de sobretensión de fases. El mismo se ajusta en 1.2pu de la tensión nominal de la barra y una temporización de 5seg. TP: 230kV 3 /0.115kV 4 Ajuste: 1.15pu V.sec Temporización: 5seg La actuación de este módulo debe enviar disparo transferido (DDT) al extremo remoto. Perdida de Potenciales (60) Tanto para el relé 7SA87 como el 7SL87 se contempla la utilización del módulo Measuring- Voltage Failure para la detección de fallas en la medición de tensión, bloqueo de las funciones dependientes (21/21N y 67N) y el consecuente desbloqueo (habilitación) de los módulos de emergencia (51E/51NE). Se adoptan los ajustes recomendados por el fabricante. Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: Barra viva línea viva (chequeo de sincronismo) Barra viva línea muerta (sin chequeo de sincronismo) Línea viva barra muerta (sin chequeo de sincronismo) La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: U>80% Extremo Vivo U<30% Extremo Muerto 4 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando 3 115V 199V de línea. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 60/190

61 El sincronismo se verificará según: ΔVmax = 5% ΔΘmax = 10º Δfmax = 0.1Hz Estos ajustes se encuentra en línea con los presentes en las SS/EE Paposo y Diego de Almagro los cuales permiten sincronizar en condiciones de plena carga (25ºCS) del circuito paralelo. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 61/190

62 8.2 S/E Elevadora PSN Protecciones de la línea: Elevadora PSN Seccionadora PSN «JT1» Protecciones asociadas Protección de Línea o Sistema 1 7SL87 o Sistema 2 7SA87 o o Módulos habilitados: Función diferencial de línea (87L) Funciones de distancia fase y residual (21/21N) Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N) Teleprotección (85A/85C/85D) Función de sobrecorriente de emergencia (51NE) Función de falla de interruptor (50BF) Función Sobretensión (59) Cierre contra falla (SOTF) Perdida de Potenciales (60) Estas protecciones actúan sobre el interruptor JT1 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Elevadora PSN con la S/E Seccionadora PSN 220kV. Ambos relés tienen como módulo principal a la función 87L y secundario la función 21/21N. Relación TC 400/1A Relación TP 230kV 3 /0.115kV5 Módulo Diferencial de Línea (87L) Este módulo se ajusta en ambos sistemas de protección. La comunicación entre extremos se realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y F.O.). Este módulo permite el disparo instantáneo ante fallas en el circuito protegido. La siguiente figura muestra la características aplicada por el relé en cuestión. 5 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando 3 115V 199V de línea. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 62/190

63 Corriente de carga I DIF >. Su ajuste tiene en cuenta la corriente de carga capacitiva de la línea. Debido a la corta longitud de la misma, esta corriente resulta despreciable siendo: I C = U N B1 s, donde 3 I C : corriente de carga a determinar en A primarios U N : tensión nominal de la red en V B: Susceptancia de servicio relativa de la línea en S/km s: longitud de la línea en km La información de B [ us ]:se obtiene de la base de datos en DigSilent. km I DIF> I C = 4,2A. prim Tal como se observa, la corriente de carga es demasiado pequeña, no alcanzando el 30% de la corriente nominal del TC, que representa el umbral práctico de sensibilidad, por lo tanto, de acuerdo a las recomendaciones del fabricante, se ajustara el umbral de mínima operación de corriente diferencial Idif> con un valor igual al 30% de la corriente del TC, es decir 0,3A. Se ajusta el valor I DIF>CIERRE 3 veces por encima de la I C calculada, que evita la actuación de la protección ante el cierre de los interruptores en ambos extremos, por la circulación de corrientes unilaterales. Se ajusta con el mismo valor que el parámetro Idif>, es decir 0,3A. El tiempo de retardo se ajusta en instantáneo. I DIF>> este parámetro debe ajustarse por encima de la corriente de carga máxima de la línea. Se considera igual a la corriente nominal del transformador de corriente, es decir 1A. Se ajusta el valor I DIF>>CIERRE 2 veces del valor de I DIF>>. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 63/190

64 Los restantes ajustes se realizan conforme a lo recomendado por el fabricante del relé. Función 87L Parámetro Ajuste I-DIF> 0,3A I-DIF> CIERRE 0,3A T-I-DIF> 0.00 seg I-DIF>> 1 A I-DIF>> CIERRE 2 A Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajusta en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de proveer de respaldo a los módulos diferenciales y lograr una actuación selectiva con las protecciones del sistema. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Zona 1: o Se ajustará de manera de cubrir el 80% del circuito protegido. o Tiempo de operación: instantáneo. Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones presentes en la S/E Seccionadora PSN. Servirá de zona de sobrealcance del esquema de teleprotección. o o Se ajusta al 120% del circuito protegido. Tiempo de operación: 0.4 segundos. Zona 3: Se considerará un ajuste con mayor retardo que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo remoto a las instalaciones aledañas a la S/E Seccionadora PSN. o Se ajusta con una impedancia igual al 100% de la línea Elevadora PSN- Seccionadora PSN más un 100% del tramo Seccionadora PSN Diego de Almagro. o Tiempo de operación: 1 segundo Zona 4: Se ajustará con fines de teleprotección de manera de detectar fallas fuera de la línea protegida y proveer un adecuado bloqueo al esquema POTT, principalmente en la condición de operación de extremo débil. o Se ajusta con una alcance igual al 100% del transformador 220/33kV de la S/E Elevadora PSN (dirección reversa). previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 64/190

65 Paño JT1 - Línea Elevadora PSN Seccionadora PSN 7SL8 Sistema 1 7SL8 Sistema 2 Parámetro Ajuste Ajuste Ajuste Ajuste Parámetro Ohm.pri Ohm.sec Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Zona 1 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 2 Zona 2 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 3 Zona 3 X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Zona 4 (reverse) Zona 4 (reverse) X X R (f-f) R (f-f) R (f-t) R (f-t) Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea. Se ajusta en 0.57@-4.82º [1/3*(Z0/Z1)-1]. Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. En este extremo se ajustará la función Weak End Infeed y ECHO de manera de asegurar la actuación ante condiciones de bajo aporte de este extremo. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance. La zona 4 actúa como zona de bloqueo ante fallas reversas. Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajustará como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N), de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. A su vez, se incluirá en el esquema de teleprotección de dar una mayor cobertura a la lógica POTT. La misma se ajusta con un valor correspondiente al 20% de la corriente nominal del TC con una curva normal inversa. El ajuste del dial se ajusta de manera de verificar que la actuación resulte coordinada con el resto de las protecciones del sistema. Función 67N Umbral 0.2 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.32 Dirección Adelante previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 65/190

66 Este umbral de arranque permite cubrir fallas monofásicas de hasta el 80% de los enlaces adyacentes y 100Ohm de resistencia en un escenario de mínima potencia de cortocircuito (Caso 9). El dial se ajusta de manera de tener una temporización de aproximadamente 1 segundo ante fallas francas en la seccionadora PSN. Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilitarán como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. La función de sobrecorriente residual se ajusta con un el pick-up del 20% de la corriente nominal del TC. Se ajusta de manera similar al módulo 67N. Debido a las características de los parques fotovoltaicos en cuanto a limitación de corriente de cortocircuito no se ajusta el módulo para fallas entre fases. Función de Cierre Contra Falla (SOFT) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Se propone la utilización de la Zona 2 de impedancia sin retardos intencionales (T=0). Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND) y se enviará, vía teleprotección, la orden de disparo transferido (TDD) al interruptor de la S/E Seccionadora PSN (J3) y al interruptor de media tensión del transformador (FT1). La corriente de pickup corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. Dadas las características de extremo débil se pueden dar actuaciones con baja impedancia y baja corriente. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 66/190

67 Función Sobretensión (59) Con el fin de proteger las instalaciones del parque fotovoltaico ante posibles sobretensiones en la red de 220kV se habilita el módulo de sobretensión de fases. El mismo se ajusta en 1.2pu de la tensión nominal de la barra y una temporización de 5seg. TP: 230kV 3 /0.115kV 6 Ajuste: 1.15pu V.sec Temporización: 5seg La actuación de este módulo debe enviar disparo transferido (DDT) al extremo remoto. Perdida de Potenciales (60) Tanto para el relé 7SA87 como el 7SL87 se contempla la utilización del módulo Measuring- Voltage Failure para la detección de fallas en la medición de tensión, bloqueo de las funciones dependientes (21/21N y 67N) y el consecuente desbloqueo (habilitación) de los módulos de emergencia (51E/51NE). Se adoptan los ajustes recomendados por el fabricante. 6 Transformador de potencial con tensión secundaria de fase igual a 115V, conectado en estrella, resultando 3 115V 199V de línea. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 67/190

68 8.2.2 Protecciones del Transformador 220/33kV Las protecciones a instalar en al paño JT1 y FT1 de la S/E Elevadora PSN son las encargadas de dar protección al transformador 70/90 MVA 33/220kV. 7SJ8. Se cuenta con un relé diferencial de transformador tipo 7UT8 y un relé de sobrecorriente tipo Protecciones asociadas Protección de Transformador o Sistema 1 7UT8 o Sistema 2 7SJ8 (220kV) o Estas protecciones actúan sobre los interruptores 52JT1 y 52FT1 de los paños correspondientes transformador principal de la S/E PSN, tanto en 220kV como en 33kV. Módulos Habilitados o Función diferencial de transformador (87T) o Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51) o Función de sobrecorriente de tierra 50/51N o Función de sobre y sub frecuencia (81O/81U) o Función de falla de interruptor (50BF). Protección de Sobrecorriente (33kV): o Sistema único 7SJ63 o Esta protección actúa sobre el interruptor 52FT1 (33kV) y también 52JT1 (220kV). Módulos Habilitados o Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51) o Función de sobrecorriente de tierra 50G o Función de sobre y sub tensión (59/27) o Función de sobre tensión residual (59N) o Función de sobre y sub frecuencia (81O/81U) o Función de falla de interruptor (50BF). Asimismo, se prevé que el disparo del interruptor de 33kV de los transformadores sea retransmitido a los interruptores de los cables colectores. Relación TC AT 400/1A Relación TC - BT 1250/1A previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 68/190

69 Protección principal Transformador (7UT8) Función Diferencial de Transformador (87T) Resulta el módulo de actuación principal ante fallas internas al equipo protegido. La misma deberá dar disparo a los interruptores de ambos lados del transformador. El ajuste se realiza considerando las características del transformador a proteger y de los transformadores de corriente asociados. La protección diferencial del Transformador (87T) es un esquema unitario que cubre el 100% del transformador en forma instantánea para fallas entre fases y fase a tierra. Se considerará un ajuste de alta sensibilidad, para poder detectar de manera instantánea cualquier falla interna del transformador, mientras que el valor de ajuste para la segunda pendiente debe considerar la máxima corriente de operación posible. Para el ajuste del Slope 1 se contemplan los errores propios de los transformadores de corriente asociados a la protección diferencial y los errores introducidos por el cambiador de topes del transformador protegido. Para los ajustes se adoptaron las siguientes consideraciones: o El relé como elemento de protección aporta al error, considerando que éste posee una clase de precisión de 5%. o El cambiador de topes del transformador de potencia elevador se encuentra en el lado de AT. El rango del cambiador de tomas es ±10 x 1%. o El transformador de corriente de 220kV posee una relación 400/1A con una clase 5P30. Por lo tanto el error se considera en 5%. o El transformador de corriente de 33kV posee una relación 1250/1A con una clase 5P20. Por lo tanto el error se considera en 5%. o Se considera un margen de seguridad del 5%. o Se considera las pérdidas en vacío del transformador a máxima tensión en P' = 10%. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 69/190

70 La peor condición de medición (sumatoria absoluta de errores) resulta 30%, de modo que la pendiente del Slope 1 queda definida en 0.3. La segunda pendiente Slope 2 resulta caracterizada por restringir actuaciones de la protección diferencial ante fallas externas al transformador; para evitar la actuación no deseada debido a la posible saturación de los TTCC, conforme a las recomendaciones del fabricante de la protección, el ajuste resulta 0.7. En base a información del fabricante el parámetro Threshold se ajusta en 0.2. Los parámetros Intersection 1 y Intersection 2 se ajustan en 0.67 y 2.5 respectivamente Se habilitará además la inhibición de corrientes de inrush durante la energización (2º armónico) por fase, con un ajuste de un 15%. La restricción por 5º armónico, que sirve para estabilizar la protección diferencial ante condiciones de saturación, se ajusta con valores típicos al 30%. La protección diferencial dará apertura tanto al interruptor de 52JT1 en 220 kv como a la celda incoming 52FT1 en 33kV. Función Diferencial de Tierra de Transformador (87TN) Se ajusta de acuerdo a parámetros típicos propuestos por el fabricante de la protección dependientes de las características del transformador a proteger. Los ajustes propuestos son: El mínimo valor de operación Threshold se ajusta en un valor de 0.2I/Irated previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 70/190

71 El parámetro Slope se ajusta en un valor de Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) Las protecciones de sobrecorriente de fase del transformador se ajustan teniendo en consideración que la curva tiempo-corriente de la protección quede por debajo de la curva de daño térmico mecánico del transformador permitiendo a la vez operar con sobrecargas admisibles, las cuales quedan protegidas específicamente mediante la protección propia del transformador ante sobrecargas. Naturalmente, el tiempo de actuación de estos módulos debe considerar la coordinación de las protecciones de sobrecorriente aguas abajo (Alimentadores 33kV). Para el lado de 220kV se considera como corriente de arranque un 110% de la potencia nominal máxima del transformador (90MVA) con una curva de tiempo inverso. De esta forma la corriente de arranque resulta 1,1xInTRAFO 260A. Se ajustan dos escalones de tiempo definido (50) con el fin de despejar fallas de alta corriente cercanas al transformador. Se contempla un escalón para la detección de fallas bifásicas con resistencia de arco en un escenario de mínima generación con un retardo de 100mseg. Se tiene en consideración que este escalón no detecte fallas en la barra de 33kV en un escenario de máxima generación. A su vez, se ajusta un segundo escalón con un retardo de 700mseg con el fin de dar respaldo a las protecciones de 33kV fallas en barras de media tensión. Para el lado de 33kV se ajusta una curva con pick-up 1,1xInTRAFO de manera que coordine con las protecciones de 220kV y 33kV. Se ajusta adicionalmente el módulo 50 con un retardo de 400mseg de manera de servir de respaldo a las protecciones de los alimentadores de media tensión. Funciones de Sobrecorriente residual (51N) Del lado de 220kV se ajustará la función de sobrecorriente residual temporizada de manera de detectar fallas a tierra en el primario del transformador de poder. Tendrá un pick-up del 20% de la corriente nominal del TC. Para poder respaldar correctamente al trasformador esta corriente debe ser la constituida por los TC de fase. No se ajusta este módulo para el lado de 33kV debido a la asimetría entre el transformador de corriente (1250/1A) y las corrientes limitadas de media tensión. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 71/190

72 Módulo Falla de Interruptor (50BF), interruptores 52JT1 y 52FT1 Criterios: Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND). La corriente de pickup corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. Dadas las características de extremo débil se pueden dar actuaciones con baja impedancia y baja corriente. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). Falla Interruptor 220kV (JT1): se enviará, vía teleprotección, la orden de disparo transferido (TDD) al interruptor de la S/E Seccionadora PSN y al interruptor de MT del transformador 220/33kV. Falla interruptor 33kV (FT1): se enviará la orden de disparo al interruptor de 220kV (JT1) y a todos los interruptores de MT Respaldo Sobrecorriente (7SJ8) Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) Se ajustan de manera análoga a los módulos de sobrecorriente de 220kV de la protección de transformador. Funciones de Sobrecorriente residual (50G) Este módulos mide sobre el lado de 33kV del transformador mediante un TC toroidal de relación 50/1A. Se propone un ajuste correspondiente al 70% de la corriente limitada por el zigzag (35A) con un retardo de 300mseg. Este módulo está destinado a detectar fallas desbalanceadas en bornes de MT del transformador Incoming 33kV (7SJ63) Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 72/190

73 Estos módulos se ajustan de forma equivalente a los módulos de sobrecorriente de la protección diferencial del transformador. De esta forma la protección opera como respaldo sin retardos intencionales. Función de Sobrecorriente de neutro (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 70% de la corriente del TC lo cual es equivalente a la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir 35A. Se destaca que la medición de corriente de esta protección corresponde al ubicado en el transformador ZigZag. Se considera un retardo de 300mseg de manera de lograr selectividad con las protecciones ubicadas en los colectores. Función de Sobretensión Residual (59N) Se ajusta una etapa de tiempo definido a 1.5seg, con un umbral de tensión de secuencia cero de un 35%. Función de Sobretensión de Fases (59) Se ajusta un primer escalón de manera de operar cuando la tensión supera el 115% de la nominal con un retardo de 3 segundos. El segundo escalón se ajusta con un valor del 135% de la nominal con un retardo de 0.1seg. Función de Subtensión de Fases (27) Se ajusta una etapa con una curva de tiempo definido. Esta debe operar cuando la tensión desciende por debajo del 80% de la nominal con un retardo de 5 segundo de manera de dar respaldo a las protecciones de MT. Este módulo resulta necesario debido a la característica de bajo aporte al cortocircuito de los inversores. Función de Subfrecuencia (81U) Se ajusta de manera cumplir con las especificaciones de la NTSyCS para parques fotovoltaicos en su artículo 3-9. Se ajusta en 47.5Hz con una temporización de 200mseg. Función de Sobrefrecuencia (81O) Se ajusta de manera cumplir con las especificaciones de la NTSyCS para parques fotovoltaicos en su artículo 3-9 donde se indica la condición de desconexión forzada a partir de los 51.5Hz. Se ajusta en 51.5Hz sin retardo intencional para la operación. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 73/190

74 8.2.3 Protecciones de Media Tensión Las mismas corresponden a las asociadas a los paños F1, F2, F3, F4, F5, FZ, FSA, FBC Circuitos Colectores 33kV Protecciones Asociadas Protección de alimentador: o Sistema único, 7SJ63 o Módulos Habilitados Funciones de sobrecorriente de fase (51/50) Función de sobrecorriente de tierra 50G Función de sobrecorriente de tierra direccional (67N) Función falla de Interruptor (50BF) o Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente a la salida colectora en cuestión. Relación TC 400/1A Relación TC Neutro 50/1A Relación TP 33/0.120kV Funciones de Sobrecorriente de fase (51/50) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque de aproximadamente 110% de la corriente máxima de carga, considerando las tensiones en la barra de 33kV en 0.9p.u. de su valor nominal. El tiempo de actuación de estos módulos debe considerar la coordinación de las protecciones presentes en la red interna del parque. La función 50 se ajusta con un pick-up de aproximadamente 60% de la corriente de falla mínima entre fases esperada (caso 9-falla bifásica-r=5ohm) en la red de MT, sin retardo intencional. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 74/190

75 Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 70% de la corriente del TC lo cual es equivalente a la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir 35A. Vale aclarar que las magnitudes de las corrientes de cortocircuito a tierra prácticamente no varían para fallas en distintos puntos de la red interna y con distintas impedancias de falla, esto se debe a la presencia del reactor de neutro con resistencia a tierra presente en la red de 33kV. La operación será sin retardo para los circuitos colectores. Función de sobrecorriente direccional residual (67N) Se ajusta como respaldo del módulo 50G para fallas en los colectores. Se considera un pickup levemente más sensible, correspondiente al 65% de la corriente limitada. La dirección de actuación debe ser hacia el colector. Función Falla de Interruptor (50BF) El módulo se activa por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del colector correspondiente. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E PSN 33kV. Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto. Ajuste de Fase, I pick-up = 0,2 I nontc Ajuste operación residual, I pick-up = 0,2 I nomtc Tiempo de insistencia = 0,05s Tiempo de operación = 0,2s Banco de condensadores 33kV Protecciones asociadas Protección de alimentador: previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 75/190

76 o Sistema único, 7SJ63 o o Módulos Habilitados Funciones de sobrecorriente de fase (51/50) Función de sobrecorriente de tierra 50G Función de sobrecorriente de tierra direccional (67N) Sobretensión de fases (59) Función falla de Interruptor (50BF) Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente al equipo en cuestión. Relación TC 400/1A Relación TC Neutro 50/1A Relación TP 33/0.120kV Dado que el capacitor no se encuentra definido se presentan los criterios generales para el ajuste de la protección asociada a este equipo. Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque del 120% de la corriente nominal del banco con una característica de tiempo inverso. El módulo de tiempo independiente (50) se ajusta considerando valores típicos de 10 veces la corriente nominal y un retardo de 100ms. Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 70% de la corriente del TC lo cual es equivalente a la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir 35A. Función de sobrecorriente direccional residual (67N) Se ajusta como respaldo del módulo 50G. Se considera un pickup levemente más sensible, correspondiente al 65% de la corriente limitada. La dirección debe ser hacia el banco de capacitores. Función de Sobretensión (59) Se propone un módulo de detección de sobretensión fase-fase que desconecte el banco ante condiciones de tensión que puedan afectar al banco. Se recomienda una etapa de tiempo definido con arranque de Vpick-up = 110% Un y retardo Tdelay = 1 seg. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 76/190

77 Se destaca que esta función deberá posteriormente ser coordinada con los esquemas de control previstos para el banco. Función Falla de Interruptor (50BF) El módulo se activa por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del equipo protegido. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E PSN 33kV. Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto. Ajuste de Fase, I pick-up = 0,2 I nontc Ajuste operación residual, I pick-up = 0,2 I nomtc Tiempo de insistencia = 0.05s Tiempo de operación = 0,2s Transformador de SSAA 33kV Protecciones Asociadas Protección de alimentador: o Sistema único, 7SJ63 o Módulos Habilitados Funciones de sobrecorriente de fase (51) Función de sobrecorriente de tierra 50G Función de sobrecorriente de tierra direccional (67N) Función falla de Interruptor (50BF) o Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente al equipo en cuestión. Relación TC 100/1A Relación TC Neutro 50/1A Relación TP 33/0.120kV previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 77/190

78 Funciones de Sobrecorriente de fase (51) Dada la relación existente entre el transformador de corriente (100/1A)y el transformador de potencia (150kVA Inom=2.6A) el módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque correspondiente al 10% de la corriente nominal del TC (10A.pri). No se recomiendan ajustes menores por posibles errores de medición en el transformador de corriente. De esta forma se detectan fallas con corrientes mayores a 3.8 veces la corriente nominal del equipo protegido, siendo necesario proteger transformador ante sobrecargas desde el lado de baja tensión. Se ajusta una curva extremadamente inversa con un dial que permita una temporización de 1 segundo para fallas en el lado de baja del transformador. Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G), tendrá un ajuste de pick-up del 30% de la corriente del TC, es decir 15A. Función de sobrecorriente direccional residual (67N), se ajusta como respaldo del módulo 50G para fallas internas al transformador. Se considera un pickup levemente más sensible, correspondiente al 25% de la corriente limitada. Función Falla de Interruptor (50BF) El módulo se activa por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del colector correspondiente. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E PSN 33kV. Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto. Ajuste de Fase, I pick-up = 0,2 I nontc Ajuste operación residual, I pick-up = 0,2 I nomtc Tiempo de insistencia = 0.05s Tiempo de operación = 0,2s previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 78/190

79 Reactor de Neutro Protecciones Asociadas Protección de alimentador: o Sistema único, 7SJ63 o o Módulos Habilitados Funciones de sobrecorriente de fase (51/50) Función de sobrecorriente de tierra 50G Función falla de Interruptor (50BF) Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente al equipo en cuestión. Relación TC 400/1A Relación TC Neutro 50/1A Relación TP 33/0.120kV Funciones de Sobrecorriente de fase (51/50) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque correspondiente al 20% de la corriente nominal del TC. Se ajusta el módulo 50 en 4 veces la corriente nominal del TC de manera de contemplar fallas de baja resistencia internas al equipo protegido. Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 70% de la corriente del TC lo cual es equivalente a la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir 35A. Se propone una temporización de 600mseg de manera de mantener en servicio este equipo ante fallas en otras instalaciones de MT el cual permite la circulación y detección de corrientes de tierra en la red de media tensión. La apertura del interruptor por protección del reactor de neutro debe provocar la apertura del incoming y colectores. En caso de apertura manual o intempestiva se recomienda que el mismo provoque la activación de una alarma indicando la pérdida de referencia de neutro en el sistema de 33kV. Función Falla de Interruptor (50BF) El módulo se activa por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del equipo protegido. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 79/190

80 Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E PSN 33kV. Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto. Ajuste de Fase, I pick-up = 0,2 I nontc Ajuste operación residual, I pick-up = 0,2 I nomtc Tiempo de insistencia = 0.05s Tiempo de operación = 0,2s previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 80/190

81 8.3 S/E Seccionadora Conejo Protección de Barra Protección Diferencial de Barra (87B) SEL487B Esta protección resulta la encargada de despejar fallas en barra y centralizar los disparos necesario por actuación de protección falla interruptor (50BF). La protección utiliza una lógica como la indicada en la siguiente figura. TCJ1 400/1A CTR = 400 TCJ2 1000/1A CTR = 1000 TCJ3 1000/1A CTR = 1000 En función de las relaciones de transformación de los TTCC involucrados se define la normalización de corrientes como TAPJ1 = 2,5; TAPJ2 = 1; TAPJ3 = 1. Conforme la relación 1,3I max feeder < Threshold Id < 0,8Ikmin, el parámetro O87P se ajusta al 100% de la corriente primaria máxima de los TTCC involucrados, es decir, 1000A.pri (la máxima corriente de carga se produce en el escenario de máxima generación, donde Imax = 750A). Por otro lado, ante una falla monofásica en barras con 50Ω de resistencia de falla se registra una corriente de 1850A, resultando el pickup menor al 80% de este valor. Las pendientes del elemento diferencial se ajustan en 60% y 80% para el slope 1 y 2 respectivamente. Se proponen los siguientes parámetros de ajuste. TAPJ1 2,5 TAPJ2 1 TAPJ3 1 O87P 1pu Slope 1 60% Slope 2 80% previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 81/190

82 Ante la detección de fallas en barra esta protección deberá enviar disparo a todos los interruptores de la S/E Seccionadora y a los extremo remotos de Diego de Almagro y elevadora CNJ. Dado que el tramo Seccionadora CNJ-Paposo tiene al PV Lalackama conectado en derivación, éste podría seguir operando entre los terminales no fallados por lo cual se recomienda se excluya el envío de TDD al extremo Paposo y Tap Off Lalackama. Esto se encuentra de acuerdo con el artículo 3-23 inciso b) II. De igual forma se espera un comportamiento similar a ante la operación de la función 50BF de los interruptores J1 y J2. Sólo en caso que el interruptor fallado sea el J3 (hacia S/E Paposo) debe necesariamente enviarse TDD al extremo Paposo y Tap Off Lalackama Protecciones del sistema de 3 terminales: Secc. Conejo TO Lalackama Paposo «J3» Las protecciones a instalar en el paño J3 de la S/E Seccionadora Conejo conformarán un sistema de tres puntas con las protecciones ubicadas en la S/E Paposo (J1) y Tap Off Lalackama (JL2). Actualmente se encuentra implementado un sistema de tres puntas conformado por los extremos S/E Paposo (J1) y Tap Off Lalackama (JL2) y Diego de Almagro J4. Este esquema fue desarrollado para permitir el acceso al sistema del PV Lalackama. Tal como puede observarse en la figura precedente, la topología conformada resulta similar a la presentada en el punto En la nueva condición topológica, este sistema de tres puntas previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 82/190

83 reemplazará el extremo Diego de Almagro por el de la seccionadora CNJ, manteniéndose los mismos criterios para el esquema de teleprotección activo. Protecciones asociadas Protección de Línea o Sistema 1 SEL421 o Sistema 2 GEL60 o Módulos habilitados: Funciones de distancia fase y residual (21/21N) Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N) Teleprotección (85A/85C/85D) Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE) Cierre contra falla (SOTF) Función de falla de interruptor (50BF) Función oscilación de potencia (68) Perdida de Potenciales (60) Función Reconexión Monopolar (79) Verificación de sincronismo (25) o Estas protecciones actúan sobre el interruptor J3 del paño correspondiente a la línea de tres terminales que vincula la S/E Seccionadora Conejo con las SS/EE Paposo y Tap Off Lalackama 220kV. Ambos sistemas de protección tienen como módulos principales a las funciones 21/21N, donde se activará un esquema POTT de 3 puntas con el fin de que asegurar el despeje instantáneo de fallas a lo largo de toda la línea. Relación TC 1000/1A Relación TP 230/0.115kV Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajustarán en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Se ajustará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido, habilitado por zona 2 y 67N. Zona 1: o Se ajusta con un alcance del 80% del tramo de línea más corto correspondiente del sistema de tres puntas correspondiente a Secc. CNJ Tap Off Lalackama previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 83/190

84 o o 220kV, esto con el fin de no sobrealcanzar el tramo Tap Off LLCK-PV LLCK y lograr despejes selectivos. El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 300% del alcance reactivo respectivamente. Sin retardo de tiempo intencional. Zona 2: Se considera un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc. CNJ TO Lalackama Paposo. Esta zona servirá de habilitación al esquema de teleprotección del sistema de tres puntas a conformar. o Se ajusta con un alcance del 120% del circuito Secc. CNJ TO Lalackama Paposo. o El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente. o Debido a la relación de longitudes de los tramos, este alcance cubre la totalidad del tramo Tap Off LLCK-LLCK, alcanzando un 10% de la reactancia del transformador del parque. Con el fin de evitar descoordinaciones se considera un paso de selectividad temporal entre la zona 2 del Tap off LLKC (150mseg) y la zona 2 en cuestión. o Se ajusta con tiempo de retardo de 0.5seg, lo cual resulta similar al ajustado para la zona 2 del extremo Paposo. Zona 3: Se ajusta de manera de proveer respaldo a las protecciones de las subestaciones Paposo y Elevadora Lalackama. o El ajuste de esta zona no debe alcanzar el lado de media tensión del PE Lalackama de manera de evitar posibles descoordinaciones con las protecciones de este nivel de tensión. o Esta zona debe proveer respaldo a las protecciones ubicadas en la S/E Paposo del circuito paralelo. o Se ajusta con un alcance de manera de cubrir hasta la subestación seccionadora PSN más un margen de seguridad para contemplar posibles condiciones de infeed desde la CT Taltal. Esto corresponde a un 120% de la impedancia de los tramos Secc. CNJ-Paposo + Paposo-Secc. PSN. o Con este ajuste la zona alcanza un máximo de un 40% del transformador del PV Lalackama. o Se ajusta con tiempo de retardo de 2.3seg con el fin de mantener la selectividad a la zona 3 del paño J1 de la S/E Paposo. Zona 4: Se ajustará con dirección hacia atrás para dar respaldo a las protecciones de la barra de la S/E Seccionadora CNJ. o Se ajusta con un alcance del 80% del circuito Secc. CNJ - CNJ en reversa. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 84/190

85 o Se ajusta con tiempo de retardo de 3.0seg. Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio. SEL421 Sistema 1 General Z1MAG Z1ANG Z0MAG Z1ANG Parámetro Ajuste Ajuste Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 X1P R1P X1G R1G Zona 2 X2P R2P X2G R2G Zona 3 X3P R3P X3G R3G Zona 4 (reverse) X4P R4P X4G R4G GEL60 Sistema 2 Parámetro Ajuste Ajuste Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Reach Z Quad Right Blinder Z Reach Z1G Quad Right Blinder Z1G Zona 2 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 85/190

86 Reach Z Quad Right Blinder Z Reach Z2G Quad Right Blinder Z2G Zona 3 Reach Z Quad Right Blinder Z Reach Z3G Quad Right Blinder Z3G Factor de compensación K K0ANG Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en 0.91@-4.18º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio. Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance y emitirá señal de teleprotección a los relés remotos que operan como extremo débil. Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajusta como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N) y función de habilitación del esquema de teleprotección, de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. Se ajusta al 5% de la corriente nominal del TC (50A), con una curva de tiempo normal inverso. El dial se ajusta de manera de que su actuación se mantenga por encima de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida. Función 67N Umbral 0.05 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.2 Dirección Adelante Este ajuste permite detectar fallas de más de 100ohms en el Tap Off Lalackama sirviendo de respaldo para las protecciones allí presentes ante fallas de alta impedancia. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 86/190

87 Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilita como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. El módulo residual se ajusta de manera idéntica al módulo 67N. EL módulo de fase se ajusta con un pick-up igual al 120% del TC lo cual representa un 130% de la capacidad de la línea con una curva normal inversa para admitir posibles sobrecargas transitoras. Función 51E Umbral 1.2 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.51 Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL60 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120% del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso del SEL421 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fasetierra). Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora CNJ, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). Módulo Oscilación de Potencia (68) Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones estables de potencia. Tanto en la protección SEL421 como en la GEL60 la función de bloqueo por oscilación de potencia se basa la medición del tiempo de tránsito de la impedancia entre dos previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 87/190

88 características de detección. No se contempla habilitación de trip ante la detección de condiciones inestables. A continuación se presentan los detalles de ajustes para la mencionada función: INNER BLINDER R = 1.2 R ff Zona 3 = Ω. sec SLIP = 4 Hz Delay = 0.02 seg = 1 ciclo ZT ANGIR = 2 ATAN( 2 INBR ) = 92.81º Delay SLIP 360 ANGOR = ANGIR ( ) = 64.01º Fnom OUTER BLINDER R = ZT 2 TAN ( ANGOR ) 2 = Ω. sec INNER BLINDER X = 1.2 X Zona 3 = Ω. sec OUTER BLINDER X = IBX + (OBR IBR) = Ω. sec Perdida de Potenciales (60) Este módulo permite detectar fallas en la medición de tensión. Se activa con objeto de, en casos de perdida de potencial, bloquear los módulos de distancia (21, 21N) y direccionales de sobrecorriente (67N) como también de desbloqueo de los módulos utilizados como backup de las previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 88/190

89 funciones principales (51E/51NE). Tanto para la GEL60 como la SEL421, los fabricantes de estos tipos de relés sólo permiten habilitar la función y no parámetros de ajuste para la misma, determinando la operación del módulo a través de una lógica interna propia de cada protección. Función Reconexión Monopolar (79) Se recuerda que para presente línea se prevé operar hasta un 100% de su capacidad mediante la implementación de un esquema DAG local (CRITERIO N-1 ajustado), por lo que la operación de una reconexión puede interferir en el restablecimiento seguro del sistema. Al respecto a continuación se presenta un extracto de los criterios de Transelec respecto a la condición de las líneas estudiadas. En base a lo detallado, se recomienda mantener deshabilitada esta función cuando ambos circuitos entre Diego de Almagro y Paposo se encuentro en servicio. Por otra parte, se propone la habilitación de la función 79 manteniendo la parametrización actualmente existente en las líneas de interés. De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 0.5seg y la misma será sólo monopolar. Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: Barra viva línea viva (chequeo de sincronismo) Barra viva línea muerta (sin chequeo de sincronismo) Línea viva barra muerta (sin chequeo de sincronismo) La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: U>80% Extremo Vivo previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 89/190

90 U<30% Extremo Muerto El sincronismo se verificará según: ΔVmax = 10% ΔΘmax = 30º Δfmax = 0.2Hz Protecciones de la línea: Secc. Conejo Diego de Almagro «J2» Las protecciones a instalar en el paño J2 de la S/E Seccionadora Conejo son las encargadas de dar protección al tramo de línea Secc. Conejo-Diego de Almagro. Con la puesta en servicio de la nueva subestación seccionadora CNJ, el circuito Paposo-Diego de Almagro queda conformado por dos tramos, donde uno de ellos corresponde al que vincula la S/E Diego de Almagro y la Seccionadora CNJ. Las protecciones de este tramo ahora conformarán un sistema de dos puntas entre las mencionadas subestaciones. Protecciones asociadas Protección de Línea o Sistema 1 SEL421 o Sistema 2 GEL60 o Módulos habilitados: Funciones de distancia fase y residual (21/21N) Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N) Teleprotección (85A/85C/85D) Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE) Cierre contra falla (SOTF) Función de falla de interruptor (50BF) Función oscilación de potencia (68) Perdida de Potenciales (60) Función Reconexión Monopolar (79) Verificación de sincronismo (25) o Estas protecciones actúan sobre el interruptor J2 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Seccionadora PSN con la S/E Diego de Almagro 220kV. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 90/190

91 Ambos sistemas de protección tienen como módulos principales a las funciones 21/21N, donde se activará un esquema POTT que asegura un despeje instantáneo de fallas a lo largo de toda la línea. En este extremo se activa WEI con Echo Trip que envía señal de habilitación. Relación TC 1000/1A Relación TP 230/0.115kV Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajustarán en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Zona 1: o Se ajusta con un alcance del 80% del circuito protegido con el fin de evitar sobrealcances ante fallas fuera de la línea. o El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 150% del alcance reactivo respectivamente esto con el fin de cubrir fallas con impedancia a tierra y evitar sobrealcances para fallas en otros puntos del sistema. o En el caso particular de esta red se encuentra un encuentra un sobrealcance del relé de impedancia ante fallas a tierra en la S/E Diego de Almagro. Como se muestra en la siguiente figura, en escenarios de gran aporte de potencia CNJ DDA, fallas próximas a la S/E Diego de Almagro con ciertos valores de resistencia, provocarían que la impedancia vista por las protecciones tienda a incursionar dentro de la Zona 1. Esto implicaría que con este ajuste cercano al 80% podrían presentarse actuaciones NO deseadas (instantáneas) ante fallas en los circuitos adyacentes de la S/E DDA. En la siguiente figura se muestra la evolución de la impedancia en un escenario crítico de máximo aporte generado por el despacho de todas las centrales presentes sobre el tramo Diego de Almagro-Paposo (CT TALTAL, PE TALTAL, LAKACKAMA y CONEJO). Tal como puede observarse, ante fallas monofásicas de distintas resistencia la impedancia vista evoluciona hacia valores reactivos menores lo cual provocaría la incursión en la zona 1 corriendo el riesgo de registrarse actuaciones instantáneas en instalaciones adyacentes. Analizando distintas alternativas de ajustes en el alcance y ángulo de compensación se propone un ángulo de compensación 14º. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 91/190

92 13,0 12,0 11,0 10,0 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 Falla 0Ω 4,00 Falla 15Ω 3,00 2,00 14º Falla 30Ω 1,00-13,0-12,0-11,0-10,0-9,00-8,00-7,00-6,00-5,00-4,00-3,00-2,00-1,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0-1,00-2,00-3,00 21N_SEL421_S1_J2_SeccCNJ-DDA Zone (1): Polarizing Z1 Z A 62,656 pri.ohm 27,3 Zone (> 1): Polarizing Z Z A 62,656 pri.ohm 27,3 Fault Type: ABC (50PP Starting) Fault Type: ABC (50G/50L) Tripping Time: 0,515 s Zone 2 Z2QG: 0,515 s Zone 3 Z3QG: 2,015 s -4,00-5,00-6,00-7,00 21N_GEL60_S2_J2_SeccCNJ-DDA Zone (1): Ground Distance elements(f21)\polarizing 1E Z A 62,591 pri.ohm 27,14 Zone (1): Ground Distance elements(f21)\polarizing 1 Z A 62,591 pri.ohm 27,14 Zone (2): Ground Distance elements(f21)\polarizing 2 Z A 62,591 pri.ohm 27,14 Fault Type: ABC (Starting) Tripping Time: 0,53 s Zone 2 Z2G: 0,53 s Zone 3 Z3G: 2,03 s Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad del tramo Secc. Conejo Diego de Almagro. o Se ajusta con un alcance del 120% del circuito protegido. o Se destaca que este extremo puede resultar débil ante condiciones de baja generación en las centrales CT Taltal, PV Lalackama y CNJ por lo cual en estos escenarios puede presentarse una reducción en el alcance de esta zona. Esta condición es cubierta por la lógica de teleprotección WEI o En caso de falla del esquema de teleprotección la zona 2 cuenta con alcance suficiente para operar de forma secuencial, una vez despejada la falla desde el extremo Diego de Almagro. o Se ajusta con tiempo de retardo de 0.4seg. Zona 3 Se ajustará de manera de proveer respaldo a las protecciones de las subestaciones adyacentes a la S/E Diego de Almagro. o Se ajusta con un alcance que permita cubrir (en términos de impedancia) la subestación aledaña más cercana, la cual en este caso resulta la S/E Carrera previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 92/190

93 o Pinto. De esta forma el alcance se define como el 100% del circuito protegido más 100% de la línea Diego de Almagro Carrera Pinto 220kV Se ajusta con tiempo de retardo de 2.0seg. Zona 4: Se ajustará con dirección hacia atrás con fines de teleprotección. o La misma será la encargada de bloquear el esquema POTT para fallas en dirección reversa. o Su ajuste es superior en alcance a la zona 2 de la protección ubicada en el paño J4 del extremo Diego de Almagro. o Se ajusta con un alcance del 100% del circuito en reversa, Seccionadora CNJ- Tap Off Lalackama 220kV. o Esta zona de protección no emite disparo. SEL421 Sistema 1 General Z1MAG Z1ANG Z0MAG Z1ANG Parámetro Ajuste Ajuste Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 X1P R1P X1G R1G Zona 2 X2P R2P X2G R2G Zona 3 (reverse) X3P R3P X3G R3G Zona 4 X4P R4P X4G R4G previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 93/190

94 GEL60 Sistema 2 Parámetro Ajuste Ajuste Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Reach Z Quad Right Blinder Z Reach Z1G Quad Right Blinder Z1G Zona 2 Reach Z Quad Right Blinder Z Reach Z2G Quad Right Blinder Z2G Zona 3 Reach Z Quad Right Blinder Z Reach Z3G Quad Right Blinder Z3G Factor de compensación K K0ANG Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea sin considerar los efectos de acoplamiento mutuo del circuito paralelo. Se ajusta en 0.91@-4.18º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros), el cual verifica un adecuado desempeño tanto para la condición de circuito paralelo operativo como fuera de servicio. Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. En este extremo se ajustará la función Weak End Infeed y ECHO de manera de asegurar la actuación ante condiciones de bajo aporte de este extremo. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance. En el caso de la protección SEL-421 la zona 4 actúa como zona de bloqueo ante fallas reversas. En el caso de la protección GE-L60, dado que solo dispone de 3 zonas de protección, conforme a las recomendaciones del fabricante se ajustará en conjunto con la función LINE PICK UP para la condición de fuente débil (Weak Infeed) y/o línea abierta, utilizando una detección por baja tensión. Asimismo, deberá complementarse esta función para lograr un adecuado bloqueo del esquema de teleprotección (NO repetición de ECHO) por actuación en dirección reversa. Se deberá implementar un operador lógico (Flex Logic) para una operación selectiva del esquema de teleprotección. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 94/190

95 Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajusta como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N) y función de habilitación del esquema de teleprotección, de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. Se ajusta al 10% de la corriente nominal del TC (100A), con una curva de tiempo normal inverso. El dial se ajusta de manera de que su actuación se mantenga por encima de la zona 2 en el extremo remoto de la línea protegida. Función 67N Umbral 0.1 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.15 Dirección Adelante Este ajuste permite detectar fallas de hasta 100ohms de resistencia sobre el circuito protegido cercanas al extremo Diego de Almagro, en condiciones de nula generación de las centrales CNJ, PSN, Lalackama, PE Taltal y CT Taltal. Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilita como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. El módulo residual se ajusta de manera idéntica al módulo 67N. EL módulo de fase se ajusta con un pick-up igual al 120% del TC lo cual representa un 130% de la capacidad de la línea con una curva normal inversa para admitir posibles sobrecargas transitoras. Función 51E Umbral 1.2 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.51 Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL60 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120% del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso del SEL421 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fasetierra). previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 95/190

96 Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). Módulo Oscilación de Potencia (68) Se habilita de manera de evitar operaciones indebidas de la función 21 ante oscilaciones estables de potencia. Tanto en la protección SEL421 como en la GEL60 la función de bloqueo por oscilación de potencia se basa la medición del tiempo de tránsito de la impedancia entre dos características de detección. No se contempla habilitación de trip ante la detección de condiciones inestables. A continuación se presentan los detalles de ajustes para la mencionada función: INNER BLINDER R = 1.2 R ff Zona 3 = 44.24Ω. sec SLIP = 4 Hz previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 96/190

97 Delay = 0.02 seg = 1 ciclo ZT ANGIR = 2 ATAN( 2 INBR ) = 90.14º Delay SLIP 360 ANGOR = ANGIR ( ) = 61.34º Fnom OUTER BLINDER R = ZT 2 TAN ( ANGOR ) 2 = Ω. sec INNER BLINDER X = 1.2 X Zona 3 = Ω. sec OUTER BLINDER X = IBX + (OBR IBR) = Ω. sec Perdida de Potenciales (60) Este módulo permite detectar fallas en la medición de tensión. Se activa con objeto de, en casos de perdida de potencial, bloquear los módulos de distancia (21, 21N) y direccionales de sobrecorriente (67N) como también de desbloqueo de los módulos utilizados como backup de las funciones principales (51E/51NE). Tanto para la GEL60 como la SEL421, los fabricantes de estos tipos de relés sólo permiten habilitar la función y no parámetros de ajuste para la misma, determinando la operación del módulo a través de una lógica interna propia de cada protección. Función Reconexión Monopolar (79) Se recuerda que para presente línea se prevé operar hasta un 100% de su capacidad mediante la implementación de un esquema DAG local (CRITERIO N-1 ajustado), por lo que la operación de una reconexión puede interferir en el restablecimiento seguro del sistema. Al respecto a continuación se presenta un extracto de los criterios de Transelec respecto a la condición de las líneas estudiadas. En base a lo detallado, se recomienda mantener deshabilitada esta función cuando ambos circuitos entre Diego de Almagro y Paposo se encuentro en servicio. Por otra parte, se propone la habilitación de la función 79 manteniendo la parametrización actualmente existente en las líneas de interés. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 97/190

98 De acuerdo a la parametrización actual, se tendrá un tiempo muerto de reconexión de 1seg y la misma será sólo monopolar. Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: Barra viva línea viva (chequeo de sincronismo) Barra viva línea muerta (sin chequeo de sincronismo) Línea viva barra muerta (sin chequeo de sincronismo) La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: U>80% Extremo Vivo U<30% Extremo Muerto El sincronismo se verificará según: ΔVmax = 10% ΔΘmax = 30º Δfmax = 0.2Hz previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 98/190

99 8.3.4 Protecciones de la línea Secc. Conejo Elev. Conejo «J1» Protecciones asociadas Protección de Transformador o Sistema 1 SEL311 o Sistema 2 GEL90 o Módulos habilitados: Función diferencial de línea (87L) Funciones de distancia fase y residual (21/21N) Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N) Teleprotección (85A/85C/85D) Función de sobrecorriente de emergencia (50-51E/50-51NE) Función de cierre contra falla (SOTF) Función de falla de interruptor (50BF). Función Sobretensión (59) Pérdida de Potenciales (60) Verificación de Sicronismo (25) Función reconexión monopolar (79) o Estas protecciones actúan sobre el interruptor J1 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Seccionadora CNJ con la S/E Elevadora CNJ 220kV. Relación TC 400/1A Relación TP 230/0.115kV (87L). Ambos sistemas de protección poseen como módulo principal la función diferencial de línea Módulo Diferencial de Línea (87L) Este módulo se ajusta en ambos sistemas de protección. La comunicación entre extremos se realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y OPLAT). Este módulo permite el disparo instantáneo ante fallas en el circuito protegido. La corriente de carga resulta despreciable debido a la corta longitud de la línea. A continuación se presenta el cálculo de la misma. I C = U N B1 s, donde 3 I C : corriente de carga a determinar en A primarios U N : tensión nominal de la red en V B: Susceptancia de servicio relativa de la línea en S/km s: longitud de la línea en km previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 99/190

100 La información de B [ us ]:se obtiene de la base de datos en DigSilent. km I DIF> I C = 5,6A. prim El relé SEL 311L utiliza para el esquema diferencial de línea un algoritmo definiendo el denominado plano alpha. Se define un ángulo de la característica de 195 (87LANG), lo cual es suficiente para poder detectar fallas internas en la línea, manteniendo la estabilidad necesaria ante fallas externas. Además, se define un elemento de supervisión de corriente, el cual se ajusta a 1,2 (87LPP) veces la corriente nominal del TTCC y un radio de 6 (87LR) Los parámetros 87L2P y 87LGP se ajustan al 10% de la corriente nominal del TC. El relé L90 se ajusta de acuerdo a una característica de restricción con dos pendientes. La primera pendiente se define a un 30% y la segunda a un 50%. El valor de umbral mínimo de corriente diferencial se ajusta a 0,15 p.u. El punto de inflexión se define a 1,2 p.u. Paño JL1 - Línea Elevadora CNJ Seccionadora CNJ SEL311L Sistema 1 GEL90 Sistema 2 Parámetro Ajuste Unidad Parámetro Ajuste Unidad 87L 87L 87LANG 195 º Pickup 0.15 p.u. 87LR 6 - Restraint 1 30 % 87LPP 1.2 A.sec Restraint 2 50 % 87L2P 0.1 A.sec Break PT 1.2 p.u. 87LGP 0.1 A.sec previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 100/190

101 Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajusta en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de proveer de respaldo a las funciones diferenciales y lograr una actuación selectiva con las protecciones del sistema. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. residuales. Se ajustan características tipo mho para las zonas de fase y cuadrilaterales para las zonas Zona 1: o Se ajustará de manera de cubrir el 80% del circuito protegido. o Tiempo de operación: instantáneo. Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones del transformador 33/220kV presente en la S/E Elevadora CNJ. o o o Se ajusta al 100% del circuito protegido más un 50% de la impedancia del transformador de la S/E Elevadora CNJ Servirá como zona de sobrealcance para el sistema de teleprotección. Tiempo de operación: 0.2 segundos. Priorizando la selectividad con las protecciones del sistema frente a las protecciones internas de 220kV (diferencial de transformador Zona 3: Se considerará un ajuste con mayor retardo que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones del transformador 33/220kV presente en la S/E Elevadora CNJ. o o Se ajusta con una impedancia igual al 100% de la línea Elevadora CNJ- Seccionadora CNJ mas un 80% de la impedancia del transformador de la S/E Elevadora CNJ. Tiempo de operación: 0.6 segundos SEL311L Sistema 1 General Z1MAG Z1ANG previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 101/190

102 Z0MAG Z1ANG Parámetro Ajuste Ajuste Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Z1P mho fase X1G R1G Zona 2 Z2P mho fase X2G R2G Zona 3 Z3P mho fase X3G R3G GEL90 Sistema 2 Parámetro Ajuste Ajuste Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Z1P mho fase X1G R1G Zona 2 Z2P mho fase X2G R2G Zona 3 Z3P mho fase X3G R3G Factor de compensación K K0ANG Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea. Se ajusta en 0.51@-3.96º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada de resulta referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros). Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance y emitirá señal de teleprotección al relé remoto que opera como extremo débil. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 102/190

103 Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajustará como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N), de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. A su vez, se incluirá en el esquema de teleprotección de dar una mayor cobertura a la lógica POTT. La misma se ajusta con un valor correspondiente al 25% de la corriente nominal del TC con una curva normal inversa. El ajuste del dial se ajusta de manera de verificar que la actuación resulte coordinada con el resto de las protecciones del sistema (transformador CNJ). Función 67N Umbral 0.25 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.4 Dirección Adelante Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilitarán como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de tensión en los relés. parque. La función 51E se ajusta con un umbral correspondiente al 110% de la corriente nominal del Función 51E Umbral 0.75 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.25 La función de sobrecorriente residual se ajusta con un el pick-up del 25% de la corriente nominal del TC. Se ajusta de manera similar al módulo 67N. Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL90 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120% del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso del SEL311 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fasetierra). previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 103/190

104 Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND) y se enviará la señal de 50BF a la unidad centralizada 87B de la Seccionadora PSN, que resulta la encargada de emitir las ordenes de disparo correspondientes. La corriente de pickup corresponderá al 120% de la corriente nominal de los TTCC de fase. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). Función Sobretensión (59) Con el fin de proteger las instalaciones del parque fotovoltaico ante posibles sobretensiones en la red de 220kV se habilita el módulo de sobretensión de fases. El mismo se ajusta en 1.2pu de la tensión nominal de la barra y una temporización de 5seg. TP: 230/0.115kV Ajuste: 1.15pu V.sec Temporización: 5seg La actuación de este módulo debe enviar disparo transferido (DDT) al extremo remoto. Perdida de Potenciales (60) Este módulo permite detectar fallas en la medición de tensión. Se activa con objeto de, en casos de perdida de potencial, bloquear los módulos de distancia (21, 21N) y direccionales de sobrecorriente (67N) como también de desbloqueo de los módulos utilizados como backup de las funciones principales (51E/51NE). Tanto para la GEL90 como la SEL311, los fabricantes de estos tipos de relés sólo permiten habilitar la función y no parámetros de ajuste para la misma, determinando la operación del módulo a través de una lógica interna propia de cada protección. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 104/190

105 Reconexión Monopolar (79) Para el enlace Elevadora CNJ Seccionadora CNJ se propone la operación de un esquema de reconexión monopolar ante la detección de fallas monofásicas en la propia línea (zona 1 y teleprotección). El mínimo tiempo muerto de recierre, requerido para la extensión del arco, resulta: T min = 10, kV 34,5 kv ciclos = 17 ciclos T min = 340ms En base a esto, tomando un margen de seguridad de 250ms se propone un Tiempo Muerto de Recierre monopolar de TMR = 600ms. Se verifica que en condiciones de máxima transferencia del parque, la operación transitoria de un polo abierto durante 600ms no resulta en la actuación indeseada de otras protecciones del sistema. En este caso, los módulos 67N del extremo CNJ resultarían excitados pero para tales niveles de corriente la temporización resulta ampliamente mayor al TMR La siguiente figura muestra el resultado del flujo de carga desbalanceado para esta condición, partiendo de una condición inicial de máximo despacho del PV CNJ (caso 3). Se observa aquí las corrientes previstas en cada fase y la componente homopolar circulante (3I0). I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. u:a 1,27 p.u. u:b 1,00 p.u. u:c 0,85 p.u. I:A 0,000 I:B 0,444 I:C 0,446 I0x3 0,778 u:a 1,09 p.u. u:b 1,16 p.u. u:c 0,87 p.u. JT1 I:A 0,000 I:B 0,444 I:C 0,446 I0x3 0,778 POLO ABIERTO u:a 1,04 p.u. u:b 1,13 p.u. u:c 0,90 p.u. I:A 0,000 I:B 0,447 I:C 0,443 I0x3 0,778 PV PNJ Como referencia, se muestra en la figura siguiente la característica tiempo-corriente de los módulos 67N extremo elevadora CNJ, junto con la corriente vista por los mismos. De aquí se observa que el tiempo previsto (sin considerar el bloqueo de los mismos durante el recierre) resultaría 1,10 seg. Esta función deberá quedar disponible pero fuera de servicio. J1 I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. I0x3 0.. PV LALACKAMA *I0 =778,369 pri.a [s] s 1 0,1 220,00 kv [pri.a] Conejo 220kV\Cub_2\67N_GEL90_S2_JL1_CNJ-SeccCNJ Conejo 220kV\Cub_2\67N_SEL311L_S1_JL1_CNJ-SeccCNJ previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 105/190

106 Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: Barra viva línea viva (chequeo de sincronismo) Barra viva línea muerta (sin chequeo de sincronismo) Línea viva barra muerta (sin chequeo de sincronismo) La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: U>80% Extremo Vivo U<30% Extremo Muerto El sincronismo se verificará según: ΔVmax = 5% ΔΘmax = 10º Δfmax = 0.1Hz previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 106/190

107 8.4 S/E Elevadora Conejo Protección Diferencial de Barra (87B) SEL487B Esta protección resulta la encargada de despejar fallas en barra y centralizar los disparos necesario por actuación de protección falla interruptor (50BF). La protección utiliza una lógica como la indicada en la siguiente figura. TCJL1 400/5A CTR = 80 TCJT1 400/5A CTR = 80 En función de las relaciones de transformación de los TTCC involucrados se define la normalización de corrientes como TAPJL1 = 1; TAPJT1 = 1. Conforme la relación 1,3I max feeder < Threshold Id < 0,8Ikmin, el parámetro O87P se ajusta al 100% de la corriente primaria máxima de los TTCC involucrados, es decir, 400A.pri (la máxima corriente de carga se produce en el escenario de máxima generación, donde Imax = 300A). Por otro lado, ante una falla monofásica en barras con 50Ω de resistencia de falla se registra una corriente de 1850A, resultando el pickup menor al 80% de este valor. Las pendientes del elemento diferencial se ajustan en 60% y 80% para el slope 1 y 2 respectivamente. Se proponen los siguientes parámetros de ajuste. TAPJL1 1 TAPJT1 1 O87P 1pu Slope 1 60% Slope 2 80% previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 107/190

108 Ante la detección de fallas en barra esta protección deberá enviar disparo a todos los interruptores de la S/E Elevadora y al extremo remoto de la Seccionadora CNJ Protecciones de la línea: Elevadora Conejo Seccionadora Conejo Protecciones asociadas Protección de Línea o Sistema 1 SEL311L o Sistema 2 GEL90 o Módulos habilitados: Función diferencial de línea (87L) Funciones de distancia fase y residual (21/21N) Funciones de sobrecorriente direccional residual (67N) Teleprotección (85A/85C/85D) Función de sobrecorriente de emergencia (51NE) Función de falla de interruptor (50BF). Función Sobretensión (59) Función Switch Onto Fault Perdida de Potenciales (60) Función Reconexión Monopolar (79) Verificación de sincronismo (25) o Estas protecciones actúan sobre el interruptor JL1 del paño correspondiente a la línea que vincula la S/E Elevadora CNJ con la S/E Seccionadora CNJ 220kV. distancia. Ambos sistemas de protección cuentan con módulos diferenciales de línea y protecciones de Relación TC 400/5A Relación TP 230/0.115kV Módulo Diferencial de Línea (87L) Este módulo se ajusta en ambos sistemas de protección. La comunicación entre extremos se realiza mediante vínculos de comunicación redundantes entre ambas SS/EE (MMOO y OPLAT). Este módulo permite el disparo instantáneo ante fallas en el circuito protegido. La corriente de carga resulta despreciable debido a la corta longitud de la línea. A continuación se presenta el cálculo de la misma. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 108/190

109 I C = U N B1 s, donde 3 I C : corriente de carga a determinar en A primarios U N : tensión nominal de la red en V B: Susceptancia de servicio relativa de la línea en S/km s: longitud de la línea en km La información de B [ us ]:se obtiene de la base de datos en DigSilent. km I DIF> I C = 5,6A. prim El relé SEL 311L utiliza para el esquema diferencial de línea un algoritmo definiendo el denominado plano alpha. Se define un ángulo de la característica de 195 (87LANG), lo cual es suficiente para poder detectar fallas internas en la línea, manteniendo la estabilidad necesaria ante fallas externas. Además, se define un elemento de supervisión de corriente, el cual se ajusta a 1,2 (87LPP) veces la corriente nominal del TTCC y un radio de 6 (87LR) Los parámetros 87L2P y 87LGP se ajustan al 10% de la corriente nominal del TC. El relé L90 se ajusta de acuerdo a una característica de restricción con dos pendientes. La primera pendiente se define a un 30% y la segunda a un 50%. El valor de umbral mínimo de corriente diferencial se ajusta a 0,15 p.u. El punto de inflexión se define a 1,2 p.u. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 109/190

110 Paño JT1 - Línea Elevadora CNJ Seccionadora CNJ SEL311L Sistema 1 GEL90 Sistema 2 Parámetro Ajuste Unidad Parámetro Ajuste Unidad 87L 87L 87LANG 195 º Pickup 0.15 p.u. 87LR 6 - Restraint 1 30 % 87LPP 6 A.sec Restraint 2 50 % 87L2P 0.5 A.sec Break PT 1.2 p.u. 87LGP 0.5 A.sec Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se ajusta en función de los parámetros de las líneas a proteger de manera de proveer de respaldo a los módulos diferenciales y lograr una actuación selectiva con las protecciones del sistema. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. residuales. Se ajustan características tipo mho para las zonas de fase y cuadrilaterales para las zonas Zona 1: o Se ajustará de manera de cubrir el 80% del circuito protegido. o Tiempo de operación: instantáneo. Zona 2: Se considerará un ajuste que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo a las protecciones presentes en la S/E Seccionadora CNJ. Servirá de zona de sobrealcance del esquema de teleprotección. o Se ajusta al 120% del circuito protegido. o Tiempo de operación: 0.4 segundos. Zona 3: Se considerará un ajuste con mayor retardo que permita cubrir la totalidad de la línea protegida y dar respaldo remoto a las instalaciones aledañas a la S/E Seccionadora CNJ. o Se ajusta con una impedancia igual al 100% de la línea Elevadora PSN- Seccionadora PSN más un 100% del tramo Seccionadora CNJ Diego de Almagro. o Tiempo de operación: 1 segundo Zona 4: Se ajustará con fines de teleprotección de manera de detectar fallas fuera de la línea protegida y proveer un adecuado bloqueo al esquema POTT, principalmente en la condición de operación de extremo débil. o Se ajusta con una alcance igual al 100% del transformador 220/33kV de la S/E Elevadora PSN (dirección reversa). previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 110/190

111 SEL311L Sistema 1 General Z1MAG Z1ANG Z0MAG Z1ANG Parámetro Ajuste Ajuste Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Z1P mho fase X1G R1G Zona 2 Z2P mho fase X2G R2G Zona 3 Z3P mho fase X3G R3G Zona 4 (reverse/teleproteccion) Z4P mho fase X4G R4G GEL90 Sistema 2 Parámetro Ajuste Ajuste Ohm.pri Ohm.sec Zona 1 Z1P mho fase X1G R1G Zona 2 Z2P mho fase X2G R2G Zona 3 Z3P mho fase X3G R3G Zona 4 (reverse/teleprotección) Z4P mho fase X4G R4G Factor de compensación K K0ANG Para todos los módulos se contempla un único factor de compensación homopolar (K0) igual al de la línea. Se ajusta en 0.51@-3.96º [1/3*(Z0/Z1)-1] (este valor en la forma de cálculo mostrada resulta de referencia, ajustándose cada protección conforme a su equivalente, según su método de ingreso de parámetros). previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 111/190

112 Esquema de Teleprotección Se habilitará un esquema POTT para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. En este extremo se ajustará la función Weak End Infeed y ECHO de manera de asegurar la actuación ante condiciones de bajo aporte de este extremo. El esquema utilizará la zona 2 y función 67N (Z2 OR 67N) como módulos de sobrealcance. La zona 4 actúa como zona de bloqueo ante fallas reversas. Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Se ajustará como respaldo de la función de distancia para fallas a tierra (21N), de manera de lograr la detección de fallas de alta impedancia. A su vez, se incluirá en el esquema de teleprotección de dar una mayor cobertura a la lógica POTT. La misma se ajusta con un valor correspondiente al 20% de la corriente nominal del TC con una curva normal inversa. El ajuste del dial se ajusta de manera de verificar que la actuación resulte coordinada con el resto de las protecciones del sistema. Función 67N Umbral 1 sec.a Curva IEC Normal Inversa Multiplicador 0.37 Dirección Adelante Este umbral de arranque permite cubrir fallas monofásicas de hasta el 80% de los enlaces adyacentes y 100Ohm de resistencia en un escenario de mínima potencia de cortocircuito (Caso 9). El dial se ajusta de manera de tener una temporización de aproximadamente 1 segundo ante fallas francas en la seccionadora CNJ. Módulos Sobrecorriente de Emergencia (51E/51NE) Se habilitarán como respaldo de la protección de distancia y sobrecorriente direccional residual para los casos en que se produzca la pérdida de la medición de potencial en los relés. La función de sobrecorriente residual se ajusta con un el pick-up del 20% de la corriente nominal del TC. Se ajusta de manera similar al módulo 67N. Debido a las características de los parques fotovoltaicos en cuanto a limitación de corriente de cortocircuito no se ajusta el módulo para fallas entre fases. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 112/190

113 Función de Cierre Contra Falla (SOTF) Esta función opera en caso de detectarse condiciones de falla al momento de cierre del interruptor al energizar la línea. Para el relé GEL90 se ajusta un umbral de sobrecorriente de 120% del TC, y una condición de baja tensión del 70% de la tensión nominal de los TTPP. Para el caso del SEL311 se propone la utilización de la ZONA 2 del módulo de impedancia (fase-fase y fasetierra). Módulo Falla de Interruptor (50BF) Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND) y se enviará, vía teleprotección, la orden de disparo transferido (TDD) al interruptor de la S/E Seccionadora CNJ y a la protección diferencial de barras de la S/E Elevadora Conejo. La corriente de pickup corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. Dadas las características de extremo débil se pueden dar actuaciones con baja impedancia y baja corriente. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). Función Sobretensión (59) Con el fin de proteger las instalaciones del parque fotovoltaico ante posibles sobretensiones en la red de 220kV se habilita el módulo de sobretensión de fases. El mismo se ajusta en 1.2pu de la tensión nominal de la barra y una temporización de 5seg. TP: 230/0.115kV Ajuste: 1.15pu V.sec Temporización: 5seg La actuación de este módulo debe enviar disparo transferido (DDT) al extremo remoto. Perdida de Potenciales (60) Este módulo permite detectar fallas en la medición de tensión. Se activa con objeto de, en casos de perdida de potencial, bloquear los módulos de distancia (21, 21N) y direccionales de sobrecorriente (67N) como también de desbloqueo de los módulos utilizados como backup de las funciones principales (51E/51NE). Tanto para la GEL90 como la SEL311, los fabricantes de estos previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 113/190

114 tipos de relés sólo permiten habilitar la función y no parámetros de ajuste para la misma, determinando la operación del módulo a través de una lógica interna propia de cada protección. Reconexión Monopolar (79) Para el enlace Elevadora CNJ Seccionadora CNJ se propone la operación de un esquema de reconexión monopolar ante la detección de fallas monofásicas en la propia línea (zona 1 y teleprotección). El mínimo tiempo muerto de recierre, requerido para la extensión del arco, resulta: T min = 10, kV 34,5 kv ciclos = 17 ciclos T min = 340ms En base a esto, tomando un margen de seguridad de 250ms se propone un Tiempo Muerto de Recierre monopolar de TMR = 600ms. Se verifica que en condiciones de máxima transferencia del parque, la operación transitoria de un polo abierto durante 600ms no resulta en la actuación indeseada de otras protecciones del sistema. En este caso, los módulos 67N del extremo CNJ resultarían excitados pero para tales niveles de corriente la temporización resulta ampliamente mayor al TMR La siguiente figura muestra el resultado del flujo de carga desbalanceado para esta condición, partiendo de una condición inicial de máximo despacho del PV CNJ (caso 3). Se observa aquí las corrientes previstas en cada fase y la componente homopolar circulante (3I0). I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. u:a 1,27 p.u. u:b 1,00 p.u. u:c 0,85 p.u. I:A 0,000 I:B 0,444 I:C 0,446 I0x3 0,778 u:a 1,09 p.u. u:b 1,16 p.u. u:c 0,87 p.u. JT1 PV PNJ I:A 0,000 I:B 0,444 I:C 0,446 I0x3 0,778 POLO ABIERTO u:a 1,04 p.u. u:b 1,13 p.u. u:c 0,90 p.u. I:A 0,000 I:B 0,447 I:C 0,443 I0x3 0,778 J I:A 0,.. I:B 0,.. I:C 0,.. I0x3 0.. PV LALACKAMA Como referencia, se muestra en la figura siguiente la característica tiempo-corriente de los módulos 67N extremo elevadora CNJ, junto con la corriente vista por los mismos. De aquí se observa que el tiempo previsto (sin considerar el bloqueo de los mismos durante el recierre) resultaría 1,10 seg. No obstante lo anterior, la función estará disponible pero fuera de servicio. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 114/190

115 Verificación de sincronismo (25) Previendo la posibilidad de sincronizar en esta subestación se proponen ajustes del relé en cuestión. Siendo que puede contarse con alimentación de ambos extremos se debe contemplarse las siguientes condiciones: Barra viva línea viva (chequeo de sincronismo) Barra viva línea muerta (sin chequeo de sincronismo) Línea viva barra muerta (sin chequeo de sincronismo) La identificación de extremo vivo/muerto se realizará según: U>80% Extremo Vivo U<30% Extremo Muerto El sincronismo se verificará según: ΔVmax = 5% ΔΘmax = 10º Δfmax = 0.1Hz previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 115/190

116 8.4.2 Protecciones del Transformador 220/33kV y Reactor ZIGZAG 33kV Protecciones asociadas Protección de Transformador o Sistema 1 y 2 SEL787 o Estas protecciones actúan sobre los interruptores 52T1 y 52MT1 de los paños correspondientes transformador principal de la S/E CNJ, tanto en 220kV como en 33kV. Módulos Habilitados o Función diferencial de transformador (87T) o Función diferencial de transformador (87TN) o Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51) o Función de sobrecorriente de tierra 50/51N o Función de sobre y sub frecuencia (81O/81U) o Función de falla de interruptor (50BF) Relación TC S1 AT 400/5A Relación TC S1 BT 3000/5A Relación TC S1 Neutro 1200/5A Relación TC S2 AT 1200/5A Relación TC S2 BT 2000/5A Protección de Sobrecorriente (220kV). o Sistema único SEL451 Módulos Habilitados o Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51) o Función de sobrecorriente de tierra 50/51N o Esta protección actúa sobre el interruptor 52T1, del paño hacia el transformador de poder de la S/E CNJ en 220kV. Relación TC 1200/5A Relación TP 230/0.115kV Protección de Sobrecorriente (33kV): o Sistema único SEL451 Módulos Habilitados o Funciones de sobrecorriente de fase y residual (50/51) previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 116/190

117 o Función de sobre y sub tensión (59/27) o Función de sobre tensión residual (59N) o Función de sobre y sub frecuencia (81O/81U) o Función de falla de interruptor (50BF). o Esta protección actúa sobre el interruptor 52MT1, del paño hacia el transformador de poder de la S/E CNJ en 33kV. Relación TC 3000/5A Relación TP 34.5/0.115kV Protección de REACTOR DE NEUTRO (33kV): o Sistema único, SEL351 o o Módulos Habilitados Funciones de sobrecorriente de fase (51/50) Función de sobrecorriente de tierra 50G Esta protección actúa sobre los interruptores del transformador de poder. Relación TC 300/5A Asimismo, se prevé que el disparo del interruptor de 33kV de los transformadores sea retransmitido a los interruptores de los cables colectores Sistemas 1 y 2: SEL787 Función Diferencial de Transformador (87T) La protección diferencial del Transformador (87T) es un esquema unitario que cubre el 100% del transformador en forma instantánea para fallas entre fases y fase a tierra. Se considerará un ajuste de alta sensibilidad, para poder detectar de manera instantánea cualquier falla interna del transformador, mientras que el valor de ajuste para la segunda pendiente debe considerar la máxima corriente de operación posible. Para el ajuste del Slope 1 se contemplan los errores propios de los transformadores de corriente asociados a la protección diferencial y los errores introducidos por el cambiador de topes del transformador protegido. Para los ajustes se adoptaron las siguientes consideraciones: previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 117/190

118 o El relé como elemento de protección aporta al error, considerando que éste posee una clase de precisión de 5%. o El cambiador de topes del transformador de potencia elevador se encuentra en el lado de AT. El rango del cambiador de tomas es ±10 x 1%. o El transformador de corriente de 220kV posee una relación 400/5A con una clase 5P20. Por lo tanto el error se considera en 5%. o El transformador de corriente de 33kV posee una relación 3000/5A con una clase 5P20. Por lo tanto el error se considera en 5%. o Se considera un margen de seguridad del 5%. o Se considera las pérdidas en vacío del transformador a máxima tensión en P' = 10%. La peor condición de medición (sumatoria absoluta de errores) resulta 30%, de modo que la pendiente del Slope 1 queda definida en 30%. La segunda pendiente Slope 2 resulta caracterizada por restringir actuaciones de la protección diferencial ante fallas externas al transformador; para evitar la actuación no deseada debido a la posible saturación de los TTCC, conforme a las recomendaciones del fabricante de la protección, el ajuste resulta 70%. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 118/190

119 En base a información del fabricante el parámetro O87P se ajusta en 0.2. El parámetro IRS1 se ajusta en 6. Se habilitará además la inhibición de corrientes de inrush durante la energización (2º armónico) por fase, con un ajuste de un 15%. La restricción por 5º armónico, que sirve para estabilizar la protección diferencial ante condiciones de saturación, se ajusta con valores típicos al 30%. La protección diferencial dará apertura tanto al interruptor de 52T1 en 220 kv como a la celda incoming 52MT1 en 33kV. Función Diferencial de Tierra de Transformador (87TN) Corresponde a un esquema unitario que cubre el 100% del transformador en forma instantánea para fallas residuales. Se considerará un ajuste similar al de la función 87T para poder detectar de manera instantánea cualquier falla interna del transformador (30% de la corriente de T/C de neutro). Se ajusta de acuerdo a parámetros típicos propuestos por el fabricante de la protección dependientes de las características de la unidad. Los ajustes propuestos son: El mínimo valor de operación 50REF1P REF1 CURR LEVEL se ajusta en un valor de 0,3pu. Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) las protecciones de sobrecorriente de fase del transformador se ajustan teniendo en consideración que la curva tiempo-corriente de la protección quede por debajo de la curva de daño térmico mecánico del transformador permitiendo a la vez operar con sobrecargas admisibles, las cuales quedan protegidas específicamente mediante la protección propia del transformador ante sobrecargas. Naturalmente, el tiempo de actuación de estos módulos debe considerar la coordinación de las protecciones de sobrecorriente aguas abajo (Alimentadores 33kV). Para el lado de 220kV se considera como corriente de arranque un 110% de la potencia nominal máxima del transformador (117MVA) con una curva de tiempo inverso. De esta forma la corriente de arranque resulta 1,1xInTRAFO 338A. Se ajustan dos escalones de tiempo definido (50) con el fin de despejar fallas de alta corriente cercanas al transformador. Se contempla un escalón para la detección de fallas bifásicas con resistencia de arco en un escenario de mínima generación con un retardo de 100mseg. Se tiene en previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 119/190

120 consideración que este escalón no detecte fallas en la barra de 33kV en un escenario de máxima generación. A su vez, se ajusta un segundo escalón con un retardo de 700mseg con el fin de dar respaldo a las protecciones de 33kV fallas en barras de media tensión. Para el lado de 33kV se ajusta una curva con pick-up 1,1xInTRAFO 2250A de manera que coordine con las protecciones de 220kV y 33kV. Se ajusta adicionalmente el módulo 50 con un retardo de 400mseg de manera de servir de respaldo a las protecciones de los alimentadores de media tensión. Se destaca que ambos sistemas de protección poseen TCs de diferente relación por lo cual se muestran ambas curvas de ajuste. Funciones de Sobrecorriente residual (51N) Lado 220kV Del lado de 220kV se ajustará la función de sobrecorriente residual temporizada de manera de detectar fallas a tierra en el primario del transformador de poder. Ambos sistemas tendrán un pick-up del 20% de la corriente nominal del TC correspondiente. El ajuste del dial se realiza para que ambas curvas sean coincidentes ante corrientes mayores al 10% del TC de mayor corriente primaria. Módulo Falla de Interruptor (50BF), interruptores 52JT1 y 52MT1. Criterios: Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto (AND). La corriente de pickup corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. Dadas las características de extremo débil se pueden dar actuaciones con baja impedancia y baja corriente. La corriente de pickup de secuencia cero corresponderá al 20% de la corriente nominal de los TTCC de fase. El tiempo de disparo será de 50 ms para el retrip y de 0,20 s para la segunda etapa (disparo transferido). previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 120/190

121 Falla Interruptor 220kV (JT1): se enviará, la orden de disparo a la protección diferencial de barra (87B) que dará disparo a el interruptor JL1 de la S/E Elevadora CNJ y a la diferencial de barra (87B) de MT. Falla interruptor 33kV (MT1): se enviará la orden de disparo al interruptor de 220kV (JT1) y a la diferencial de barra (87B) de MT Respaldo sobrecorriente lado de 220kV (SEL451): Todas las funciones habilitadas se ajustan de manera idéntica a los módulos de sobrecorriente de 220kV de la protección de transformador (Sistema 2). Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) Se ajustan de manera idéntica a los módulos de sobrecorriente de 220kV de la protección de transformador Incoming 33kV (SEL451) Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) Estos módulos se ajustan de forma equivalente a los módulos de sobrecorriente de la protección diferencial del transformador en 33kV. De esta forma la protección opera como respaldo sin retardos intencionales. Función de Sobretensión Residual (59N) Se ajusta una etapa de tiempo definido a 1.5seg, con un umbral de tensión de secuencia cero de un 35%. Función de Sobretensión de Fases (59) Se ajusta un primer escalón de manera de operar cuando la tensión supera el 115% de la nominal con un retardo de 3 segundos.. El segundo escalón se ajusta con un valor del 135% de la nominal con un retardo de 0.1seg. Función de Subtensión de Fases (27) Se ajusta una etapa con una curva de tiempo definido. Esta debe operar cuando la tensión desciende por debajo del 80% de la nominal con un retardo de 5 segundo de manera de dar previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 121/190

122 respaldo a las protecciones de MT. Este módulo resulta necesario debido a la característica de bajo aporte al cortocircuito de los inversores. Función de Subfrecuencia (81U) Se ajusta de manera cumplir con las especificaciones de la NTSyCS para parques fotovoltaicos en su artículo 3-9. Se ajusta en 47.5Hz con una temporización de 200mseg. Función de Sobrefrecuencia (81O) Se ajusta de manera cumplir con las especificaciones de la NTSyCS para parques fotovoltaicos en su artículo 3-9 donde se indica la condición de desconexión forzada a partir de los 51.5Hz. Se ajusta en 51.5Hz sin retardo intencional para la operación Reactor de Neutro (SEL351) Funciones de Sobrecorriente de fase (51/50) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque correspondiente al 120% de la corriente nominal del TC para proteger al reactor de fallas entre fases evitando la operación del mismo para las condiciones en que el mismo provee corrientes de secuencia cero. La curva es del tipo normal inversa con dial ajustado para lograr una detección selectiva, por debajo de la curva de sobrecorriente del transformador principal Se ajusta el módulo 50 en 4 veces la corriente nominal del TC de manera de contemplar fallas de baja resistencia internas al equipo protegido. Funciones de Sobrecorriente de tierra (50G) Tendrá un ajuste de pick-up del 20% de la corriente limitada por el transformador ZigZag, es decir aproximadamente 120A. Se propone una temporización de 700mseg de manera de mantener en servicio este equipo ante fallas en otras instalaciones de MT el cual permite la circulación y detección de corrientes de tierra en la red de media tensión Protección Media Tensión Las mismas corresponden a las asociadas a los paños BC1, C1, C2, C3, C4, C5 y C6. Protección Diferencial de Barra (87B) SEL587B Esta protección resulta la encargada de despejar fallas en barra de la elevadora Conejo. Tiene ajustes individuales por fase de pickup y de alarma, ajustados en voltios 87A1P, 87B1P, 87C1P los cuales dependen de las características de los TC y los niveles máximos de corriente de cortocircuito simétrico. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 122/190

123 Se ajustan los umbrales de high-impedance elements (87A1P, 87B1P, 87C1P) conforme indicaciones mínimas del fabricante (150% 200V = 300V) y minimum instantaneous differential voltaje en 200V. Al momento de la implementación deberán ser verificados los ajustes 87A1P, 87B1P y 87C1P conforme lo indica el fabricante: V r I F N R CT R LEAD P V r = (R CT + P R LEAD ) IF N = Tensión a través del high-impedance elements = Corriente máxima de cortocircuito = Razón del TC = Resistencia interna del secundario del TC y resistencia del cable hasta el TC = Resistencia del cable, en una dirección, hasta el CT más alejado = 1 para fallas trifásicas y 2 para fallas monofásicas. de los TCs. Este resultado deberá ser menor que la tensión del punto de quiebre de la curva de excitación Circuitos Colectores 33kV Protecciones asociadas Protección de alimentador: o Sistema único, SEL451 o o Módulos Habilitados Funciones de sobrecorriente de fase (51/50) Función de sobrecorriente de tierra 50G Módulos Recomendados Función falla de Interruptor (50BF) o Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente a la salida colectora en cuestión. Relación TC 600/5A Relación TP 34.5/0.115kV Funciones de Sobrecorriente de fase (51/50) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque de aproximadamente 110% de la corriente máxima de carga, considerando las tensiones en la barra previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 123/190

124 de 33kV en 0.9p.u. de su valor nominal. El tiempo de actuación de estos módulos debe considerar la coordinación de las protecciones presentes en la red interna del parque. La función 50 se ajusta con un pick-up de aproximadamente 60% de la corriente de falla mínima entre fases esperada (caso 9-falla bifásica-r=5ohm) en la red de MT, sin retardo intencional. Siendo que sólo se prevén corrientes de falla (mayores al umbral de actuación) en sentido SISTEMA COLECTOR, no se hace necesario incorporar funciones de operación direccional. Funciones de Sobrecorriente de tierra (50N) Siendo la corriente nominal del TC similar de la corriente de falla a tierra limitada por el reactor (600A), se considera un pickup correspondiente al 20% de dicho valor y una temporización de 100ms. La dirección de actuación debe ser hacia el colector. Vale aclarar que las magnitudes de las corrientes de cortocircuito a tierra prácticamente no varían para fallas en distintos puntos de la red interna y con distintas impedancias de falla y siempre son en sentido SISTEMA (REACTOR) RED COLECTORA, por lo que no se requiere incorporar funciones de operación direccional. Función Falla de Interruptor (50BF) Para minimizar los tiempos de respaldo se recomienda la implementación de un esquema de protección falta interruptor. Este módulo se debe activar por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del colector correspondiente. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E CNJ 33kV (similar a la protección 87B). Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto. Ajuste de Fase, I pick-up = 0,2 I nontc Ajuste operación residual, I pick-up = 0,2 I nomtc Tiempo de insistencia = 0,05s Tiempo de operación = 0,2s previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 124/190

125 Bancos de condensadores 1 y 2 33kV Protecciones asociadas Protección de alimentador: o Sistema único, 487V o o o Módulos Habilitados Funciones de sobrecorriente de fase (51/50) Función de sobrecorriente de tierra 50N Función sobrecorriente de desbalance de neutros (51d) Sobretensión de fases (59) Módulos Recomendados Función falla de Interruptor (50BF) Esta protección actúa sobre el interruptor correspondiente al equipo en cuestión. Relación TC 300/5A Relación TC desbalance 10/5A Relación TP 34.5/0.115kV Funciones de Sobrecorriente de fase (50-51) El módulo de tiempo dependiente (51), se define con un pick-up de arranque del 120% de la corriente nominal del banco (1,2xInCCEE =190Apri) con una característica de tiempo inverso. El módulo de tiempo independiente (50) se ajusta considerando valores típicos de 10 veces la corriente nominal y un retardo de 100ms. Funciones de Sobrecorriente de tierra (50N) Tendrá un ajuste de pick-up del 20% de la corriente nominal del TC (similar a la corriente limitada por el reactor de neutro) con un retardo de 100mseg. Función de Sobretensión (59) Se propone un módulo de detección de sobretensión fase-fase que desconecte el banco ante condiciones de tensión que puedan afectar al banco y a la vez para limitar las sobretensiones en la red de MT. Se recomienda una leve diferencia en los ajustes de temporización de cada banco para permitir un control coordinado de las potenciales sobretensiones. En ambos casos el umbral será de Vpick-up = 110% UMBRAL Vpick-up = 110% previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 125/190

126 BANCO 1 TEMPORIZACIÓN BANCO 1 UMBRAL BANCO 2 TEMPORIZACIÓN BANCO 2 T = 1,0 seg. Vpick-up = 110% T = 2,0 seg. Se destaca que en caso de implementarse un controlador de los bancos, esta función deberá ser coordinada con los mismos. Función sobrecorriente de desbalance de neutros (51d) Este módulo operará ante condiciones de desbalance entre los neutros del banco como producto de una falla incipiente en alguno de los capacitores. Los ajustes de esta función deben asegurar la detección sensible del daño del banco ante las corrientes de desbalances producidas por la falla interna de alguno de sus capacitores (latas) que produzca la fusión de alguno de los fusibles internos. Siendo este módulo propio del banco y que no requiere un análisis de selectividad, se recomienda adoptar los ajustes recomendados por el fabricante, el cual cuenta con información detallada de las características internas del mismo. Función Falla de Interruptor (50BF) Para minimizar los tiempos de respaldo se recomienda la implementación de un esquema de protección falta interruptor. Este módulo se debe activar por la operación de todas las funciones que dan disparo al interruptor del capacitor correspondiente. Se ajustará un pick up para fallas entre fases y fallas a tierra del 20% de la corriente nominal del transformador de corriente. Se ajustará una etapa de retrip al mismo interruptor en 50mseg y una segunda etapa de 0.2 segundos, que dará apertura remota a los restantes interruptores de MT de la S/E CNJ 33kV (similar a la protección 87B). Se aplicará un criterio de detección por corriente y contacto. Ajuste de Fase, I pick-up = 0,2 I nontc Ajuste operación residual, I pick-up = 0,2 I nomtc Tiempo de insistencia = 0,05s Tiempo de operación = 0,2s Transformador de SSAA 33kV Protecciones asociadas El transformador de SSAA se encuentra protegido con un fusible de 6.3A previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 126/190

127 9 MODIFICACIÓN DE AJUSTES EXISTENTES 9.1 S/E Diego de Almagro PAÑOS J3 y J4 Debido a los cambios topológicos causados por el seccionamiento de la línea Diego de Almagro-Paposo en Pampa Solar Norte/Conejo, las protecciones del extremo Diego de Almagro necesitan ser reajustadas para lograr una correcta selectividad con los relés a instalar. En función de esto, se destacan los siguientes cambios que afectan directamente a los relés ubicados en la S/E Diego de Almagro: Acortamiento de la línea protegida de 185km a 113km lo cual modifica significativamente la zona de protección involucrada. Modificación del esquema de teleprotección de 3 puntas (Diego de Almagro-Tap Off Taltal-Paposo) a 2 puntas (Diego de Almagro-Seccionadora PSN/CNJ). Modificación de la relación del TC de corriente de 600/5A a 1200/5A para permitir la exportación de potencia de todas las centrales presentes en el tramo Diego de Almagro Paposo. En el paño J3 se cuenta con dos relés de distancia, un 7SA612 y un REL511 más un relés de sobretensión 7VK1432 En el paño J4 existen dos relés de distancia, un GED60 y un REL670, más un relés de sobretensión 7VK1432. En ambos circuitos debe implementarse un esquema POTT de dos puntas activo para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. Modificación Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se reajustarán en función de los parámetros del nuevo tramo de línea a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Zona 1: o Se reajusta con un alcance del 80% del circuito protegido. o El alcance resistivo para fallas entre fase y fase-tierra es de 100% y 200% del alcance reactivo respectivamente. o Sin retardo de tiempo intencional. Zona 2: Se reajusta de forma tal de cubrir la totalidad del tramo Secc. Pampa Solar Norte/Conejo Diego de Almagro con un 20% de margen. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 127/190

128 o o o Se ajusta con un alcance del 120% del circuito protegido. Esta zona se utilizará como sobrealcance para el esquema de teleprotección POTT del circuito protegido. No se modifica el tiempo de actuación de 0.5seg. Las restantes zonas mantienen los ajustes actuales. No se realizan cambios en el factor de compensación de corrientes homopolares (K0) el cual coincide con el de la línea. Cambios de ajustes Paño J3 ZONA 1 2 REL511 Actual Propuesto Actual Propuesto TC 230/0,115kV TV 600/5A 1200/5A 600/5A 1200/5A Temporización Instantáneo Instantáneo 500ms 500ms [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] X1PP 3,17 52,80 4,36 36,30 6,08 101,30 6,54 54,50 R1PP 0,39 6,50 0,54 4,50 0,75 12,50 0,80 6,70 RFPP 6,34 105,70 8,71 72,60 11,02 183,60 13,06 108,80 X1PE 3,17 52,80 4,36 36,30 6,08 101,30 6,54 54,50 R1PE 0,39 6,50 0,54 4,50 0,75 12,50 0,80 6,70 X0PE 11,77 196,10 16,18 134,80 22,56 376,00 24,28 202,30 R0PE 2,09 34,80 2,88 24,00 4,01 66,80 4,31 35,90 RFPE 7,20 120,00 8,72 72,70 7,20 120,00 13,06 108,80 ZONA 1 2 7SA612 Actual Propuesto Actual Propuesto TC 230/0,115kV TV 600/5A 1200/5A 600/5A 1200/5A Temporización Instantáneo Instantáneo 500ms 500ms [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] R 3,17 52,83 4,36 36,30 5,51 91,83 6,53 54,45 X 3,17 52,83 4,36 36,30 6,08 101,33 6,53 54,45 RG 7,20 120,00 8,72 72,67 7,20 120,00 13,06 108,80 K0 1/3*(Z0/Z1-1) 0,91 0,91 0,91 0,91 K0ang[º] -4,18-4,18-4,18-4,18 Angle[º] previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 128/190

129 Cambios de ajustes Paño J4 ZONA 1 2 GED60 Actual Propuesto Actual Propuesto TC 230/0,115kV TV 600/5A 1200/5A 600/5A 1200/5A Temporización Instantáneo Instantáneo 500ms 500ms [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] Phase Reach 3,17 52,83 4,36 36,33 5,51 91,83 6,54 54,50 Phase Quad Right Blinder 3,17 52,83 4,36 36,33 6,08 101,33 6,54 54,50 Phase Quad Left Blinder 3,17 52,83 4,36 36,33 5,51 91,83 6,54 54,50 Ground Reach 3,17 52,83 4,36 36,33 6,08 101,33 6,54 54,50 Ground Quad Right Blinder 7,20 120,00 8,72 72,70 7,20 120,00 13,06 108,80 Ground Quad Left Blinder 7,20 120,00 8,72 72,70 7,20 120,00 13,06 108,80 Z0/Z1 Mag 0,91 0,91 0,91 0,91 Z0/Z1 Angle[º] -4,18-4,18-4,18-4,18 ZONA 1 2 REL670 Actual Propuesto Actual Propuesto TC 230/0,115kV TV 600/5A 1200/5A 600/5A 1200/5A Temporización Instantáneo Instantáneo 500ms 500ms [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] X1PP 3,17 52,80 4,36 36,30 6,08 101,30 6,54 54,50 R1PP 0,39 6,50 0,54 4,50 0,75 12,50 0,80 6,70 RFPP 6,33 105,50 8,72 72,70 11,02 183,70 13,08 109,00 RFPE 7,20 120,00 8,72 72,70 7,20 120,00 13,06 108,80 X0PE 11,75 195,80 16,16 134,70 22,56 376,00 24,26 202,20 R0PE 2,09 34,80 2,88 24,00 4,01 66,80 4,30 35,80 Módulo Sobrecorriente Residual Direccional (67N) Actualmente se encuentran implementados escalones de tiempo definido para la esta función. Debido a los cambios topológicos, esta configuración permite poca flexibilidad para lograr una selectividad adecuada con las protecciones de la nueva subestación seccionadora. Por este motivo se propone modificar en ambos relés de cada paño el escalón de tiempo definido de 700mseg a una curva normal inversa con un dial tal que permita la correcta coordinación con las restantes instalaciones previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 129/190

130 Se destaca que debido al cambio de la relación del TC de 600/5A a 1200/5A se aumenta el pick-up a 60A.prim, esto considerando que se mantiene el mismo pick-up que el actualmente implementado en estos paños (5%). Cambios de ajustes Paño J3 Módulo TEF REL511 Actual Propuesto Ibase 600A 1200A Characterístic DEF Normal Inversa IN> 5% (30A.pri) 5% (60A.pri) t1 0,7 seg - k1-0,38 Módulo 50N/51N 7SA612 Actual Propuesto TC 600/5A 1200/5A IEC Curve tdef Normal Inversa pick-up 0,25A.sec (30A.pri) 0,25A.sec (60A.pri) Time Delay 0,7 seg - Time Dial - 0,38 Cambios de ajustes Paño J4 Módulo EF4PTOC REL670 Actual Propuesto Ibase 600A 1200A Characterístic IEC Def Time Normal Inversa IN> 5% (30A.pri) 5% (60A.pri) t1 0,7 seg - IN1Mult - 0,38 Módulo Neutral IOC/TOC GED60 Actual Propuesto TC 600/5A 1200/5A IEC Curve tdef Normal Inversa pick-up 0,05pu (30A.pri) 0,05pu (60A.pri) Time Delay 0,7 seg - Time Dial - 0,38 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 130/190

131 Consideraciones adicionales Siendo que las líneas Diego de Almagro-Seccionadora PSN/CNJ podrán operar con criterio N- 1 ajustado a partir de la aplicación de un EDAG, se deberán capturar los disparos de 52J3 y 52J4 y enviarlos vía teleprotección a los extremo opuestos (PSN y CNJ respectivamente) para que el esquema tome las acciones necesarias. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 131/190

132 9.2 S/E Tap off Taltal PAÑO JL1 SISTEMA: Secc. PSN TO Taltal Paposo El circuito 2 de la línea Seccionadora PSN Tap Off Taltal Paposo 220 kv, en el extremo de la S/E Tap Off Taltal está protegida por dos relés, un GE D60 y un INGEPAC EF ZT. Debido a ingreso de la S/E Seccionadora PSN, se produce una significativa reducción de la distancia desde el Tap Off en dirección hacia Diego de Almagro. Esto provoca que deban ser reajustadas las zonas de protección de los relés ubicados en el tap off que conforman el sistema de 3 puntas. Módulos de Distancia (21/21N) En este extremo se encuentra habilitado un esquema tipo POTT híbrido con zona 2 de sobrealcance y función 67N. A su vez, se encuentra habilitada la función WEI con la emisión de ECHO dado los efectos de bajo o nulo aporte desde el extremo del PE Taltal. Zona 1: Se mantienen los ajustes actuales dado que el mismo corresponde al 80% del tramo Tap Off Taltal Paposo el cual sigue siendo el de menor longitud del sistema de tres puntas. Zona 2: o Se reajusta con un alcance del 125% del tramo más largo de la línea de 3 terminales (Tap off Taltal Secc PSN), con el objeto de asegurar que la zona 2 cubra la totalidad del sistema de tres puntas. Al igual que en la situación actual, en casos de efecto infeed del extremo Paposo existirá subalcance con lo cual se requiere mantener activa la función WEI + ECHO. o Se mantiene el retardo de tiempo de 500mseg. Zona 3: Se mantienen los ajustes actuales. Zona 4: Se mantienen los ajustes actuales. ZONA 2 GED60 Actual Propuesto TV 230/0,115kV TC 300/1A Temporización [seg] 0,5 0,5 [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] Phase Reach [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73 Phase Quad Right Blinder [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73 Phase Quad Left Blinder [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 132/190

133 Ground Reach [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73 Ground Quad Right Blinder [ohm-pri] 55,66 371,06 17,39 115,93 Ground Quad Left Blinder [ohm-pri] 55,66 371,06 17,39 115,93 Z0/Z1 Mag 3,74 3,74 Z0/Z1 Angle[º] -3,06-3,06 ZONA 2 ZT0 Actual Propuesto TV 230/0,115kV TC 300/1A Temporización [seg] 0,5 0,5 [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] Alcance X delante (Ph) 12,37 82,46 3,86 25,73 Alcance R delante (Ph) 12,37 82,46 3,86 25,73 Alcance R (Gnd) 55,66 371,06 17,39 115,93 Angulo 83,0 83,0 Módulos de subtensión Se detecta que fallas ajenas al sistema de transmisión entre Diego de Almagro y Paposo son vistas por los módulos de subtensión de los paños JL1 y JL2, TO Taltal y TO Lalackama respectivamente, en 1seg. Este tiempo produce descoordinación de las protecciones de respaldo. Se propone el ajuste de los módulos de subtensión de dichos paños, de 1seg a 2.3seg, de manera que resulte coordinado con las zonas 3 de las protecciones asociadas a los paños J2 de las Secc PSN y CNJ. 27 SUBTENSIÓN TV 230/0,115kV GED60 Actual Propuesto Pickup 0,765pu (88V.sec) 0,765pu (88V.sec) Delay 1seg 2,3seg 27 SUBTENSIÓN TV 230/0,115kV ZT0 Actual Propuesto Arranque 88V.sec 88V.sec Tiempo fijo 1000ms 2300ms previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 133/190

134 9.2.2 PAÑO JL1 PE Taltal: TO Taltal PE Taltal El tramo de línea Tap Off Taltal PE Taltal 220 kv, en el extremo de la S/E Tap Off Taltal está protegido por dos relés, un GE L90 con protección diferencial como sistema principal, y un INGEPAC EF ZT con función de distancia como protección secundaria. Módulos de Distancia (21/21N) Se detectan casos en que fallas sobre el tramo Secc. PSN-Paposo son vistos por la zona 2 de las protecciones que se encuentran en el Tap Off Taltal hacia el PE Taltal. Esta condición es preexistente al ingreso de las nuevas instalaciones y se presenta debido a la extensión resistiva de las zonas de protección. Esta condición resulta indeseada debido a que puede provocarse la activación del esquema de teleprotección de la línea Tap Off Taltal PE Taltal. Con el fin de evitar esta condición se propone una reducción del alcance resistivo de la zona 2 de manera que no detecte fallas en dirección reversa. La siguiente figura muestra el caso encontrado con y sin considerar el reajuste propuesto. El mismo muestra una falla monofásica al 5% del Tap Off Taltal hacia Secc. PSN tal como puede observarse el acortamiento resistivo de la zona 2 de protección provoca que la misma salga provoca que la misma no sea detectado evitando la activación del esquema POTT del sistema de 2 puntas. Condición Actual 100, [pri.ohm] 75,0 DIgSILENT 50,0 25,0 21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2p Zone (1): Ground Distance elements(f21)\polarizing 1E -350, Zl A -325, 667, , pri.ohm -275, -97,47-250, -225, -200, -175, -150, -125, -100, -75,0-50,0-25,0 25,0 50,0 75,0 100, 125, 150, 175, 200, 225, 250, 275, [pri.ohm] Zl B 1182,935 pri.ohm -129,89 Zl C 699,825 pri.ohm -168,55 Z A 5,787 pri.ohm -97,33 Z B 157,07 pri.ohm 162,82 Z C 179,139 pri.ohm 10,69-25,0 Zone (1): Ground Distance elements(f21)\polarizing 1 Z A 5,787 pri.ohm -97,33 Z2 Z B 157,07 pri.ohm 162,82 Z C 179,139 pri.ohm 10,69-50,0 Zone (2): Ground Distance elements(f21)\polarizing 2 Z A 5,787 pri.ohm -97,33 Z B 157,07 pri.ohm 162,82 Z C 179,139 pri.ohm 10,69-75,0 Zone (3): Ground Distance elements(f21)\polarizing 3 Z A 5,787 pri.ohm -97,33 Z B 157,07 pri.ohm 162,82 Z C 179,139 pri.ohm 10,69-100, Fault Type: ABC (Starting) Tripping Time: 0,28 s -125, Tap PE Taltal\Cub_3\21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2p Condición Reajuste 100, [pri.ohm] 75,0 50,0 n21n_gel90_s1_jl1_total-tal_2p 25,0 Zone (1): Ground Distance elements(f21)\polarizing 1E -350, Zl A -325, 667, , pri.ohm -275, -97,47-250, -225, -200, -175, -150, -125, -100, -75,0-50,0-25,0 25,0 50,0 75,0 100, 125, 150, 175, 200, 225, 250, 275, [pri.ohm] Zl B 1182,935 pri.ohm -129,89 Zl C 699,825 pri.ohm -168,55 Z A 5,787 pri.ohm -97,33 Z B 157,07 pri.ohm 162,82 Z C 179,139 pri.ohm 10,69 Zone (1): Ground Distance elements(f21)\polarizing 1-25,0 Z2 Z A 5,787 pri.ohm -97,33 Z B 157,07 pri.ohm 162,82 Z C 179,139 pri.ohm 10,69-50,0 Zone (2): Ground Distance elements(f21)\polarizing 2 Z A 5,787 pri.ohm -97,33 Z B 157,07 pri.ohm 162,82 Z C 179,139 pri.ohm 10,69-75,0 Zone (3): Ground Distance elements(f21)\polarizing 3 Z A 5,787 pri.ohm -97,33 Z B 157,07 pri.ohm 162,82 Z C 179,139 pri.ohm 10,69-100, Fault Type: ABC (Starting) Tripping Time: 0,63 s Tap PE Taltal\Cub_3\n21N_GEL90_S1_JL1_TOTAL-TAL_2p -125, previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 134/190

135 Por este motivo se propone el siguiente reajuste. ZONA 2 3 GED60 Actual Propuesto Actual Propuesto TV 230/0,115kV 230/0,115kV TC 300/1A 300/1A Temporización [seg] 0,25 0,25 0,25 0,25 [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] Phase Reach 7,02 46,80 7,02 46,80 9,50 63,33 9,50 63,33 Phase Quad Right Blinder 7,02 46,80 7,02 46,80 9,50 63,33 9,50 63,33 Phase Quad Left Blinder 7,02 46,80 7,02 46,80 9,50 63,33 9,50 63,33 Ground Reach 7,02 46,80 7,02 46,80 9,50 63,33 9,50 63,33 Ground Quad Right Blinder 31,60 210,67 20,25 135,00 42,74 284,93 28,35 189,00 Ground Quad Left Blinder 31,60 210,67 20,25 135,00 42,74 284,93 28,35 189,00 Z0/Z1 Mag 3,74 3,74 3,74 3,74 Z0/Z1 Angle[º] -3,06-3,06-3,06-3,06 ZONA 2 3 ZT0 Actual Propuesto Actual Propuesto TV 230/0,115kV 230/0,115kV TC 300/1A 300/1A Temporización[seg] 0,5 0,5 0,5 0,5 [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] Alcance X delante (Ph) 7,02 46,80 7,02 46,80 9,50 63,33 9,50 63,33 Alcance R delante (Ph) 7,02 46,80 7,02 46,80 9,50 63,33 9,50 63,33 Alcance R (Gnd) 31,60 210,67 20,25 135,00 42,74 284,93 28,35 189,00 Angulo 83,0 83,0 83,0 83,0 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 135/190

136 9.3 S/E Tap off Lalackama PAÑO JL2 SISTEMA: Secc. CNJ TO Lalackama Paposo El circuito 2 de la línea Seccionadora PSN Tap Off Taltal Paposo 220 kv, en el extremo de la S/E Tap Off Lalackama está protegida por dos relés, un GE D60 y un INGEPAC EF ZT. Debido a ingreso de la S/E Seccionadora CNJ, se produce una significativa reducción de la distancia desde el Tap Off en dirección hacia Diego de Almagro. Esto provoca que deban ser reajustadas las zonas de protección de los relés ubicados en el tap off que conforman el sistema de 3 puntas. Módulos de Distancia (21/21N) En este extremo se encuentra habilitado un esquema tipo POTT híbrido con zona 2 de sobrealcance y función 67N. A su vez, se encuentra habilitada la función WEI con la emisión de ECHO dado los efectos de bajo o nulo aporte desde el extremo del PE Taltal. La situación presentada es similar al caso detallado en el punto 9.2.1, por lo que valen las mismas consideraciones. Zona 1: Se mantienen los ajustes actuales dado que el mismo corresponde al 80% del tramo Tap Off Taltal Paposo el cual sigue siendo el de menor longitud del sistema de tres puntas. Zona 2: o Se reajusta con un alcance del 125% del tramo más largo de la línea de 3 terminales (Tap off Taltal Secc CNJ), con el objeto de asegurar que la zona 2 cubra la totalidad del sistema de tres puntas. Al igual que en la situación actual, en casos de efecto infeed del extremo Paposo existirá subalcance con lo cual se requiere mantener activa la función WEI + ECHO. o Se mantiene el retardo de tiempo de 500mseg. Zona 3: Se mantienen los ajustes actuales. Zona 4: Se mantienen los ajustes actuales. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 136/190

137 ZONA 2 GED60 Actual Propuesto TV 230/0,115kV TC 300/1A Temporización [seg] 0,5 0,5 [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] Phase Reach [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73 Phase Quad Right Blinder [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73 Phase Quad Left Blinder [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73 Ground Reach [ohm-pri] 12,37 82,47 3,86 25,73 Ground Quad Right Blinder [ohm-pri] 55,66 371,06 17,39 115,93 Ground Quad Left Blinder [ohm-pri] 55,66 371,06 17,39 115,93 Z0/Z1 Mag 3,74 3,74 Z0/Z1 Angle[º] -3,06-3,06 ZONA 2 ZT0 Actual Propuesto TV 230/0,115kV TC 300/1A Temporización[seg] 0,5 0,5 [ohm-sec] [ohm-pri] [ohm-sec] [ohm-pri] Alcance X delante (Ph) 12,37 82,46 3,86 25,73 Alcance R delante (Ph) 12,37 82,46 3,86 25,73 Alcance R (Gnd) 55,66 371,06 17,39 115,93 Angulo 83,0 83,0 Módulos de subtensión Se detecta que fallas ajenas al sistema de transmisión entre Diego de Almagro y Paposo son vistas por los módulos de subtensión de los paños JL1 y JL1, TO Taltal y TO Lalackama respectivamente, en 1seg. Este tiempo produce descoodinación de las protecciones de respaldo. Se propone el ajuste de los módulos de subtensión de dichos paños, de 1seg a 2.3seg, de manera que resulte coordinado con las zonas 3 de las protecciones asociadas a los paños J2 de las Secc PSN y CNJ. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 137/190

138 27 SUBTENSIÓN TV 230/0,115kV GED60 Actual Propuesto Pickup 0,765pu (88V.sec) 0,765pu (88V.sec) Delay 1seg 2,3seg 27 SUBTENSIÓN TV 230/0,115kV ZT0 Actual Propuesto Arranque 88V.sec 88V.sec Tiempo fijo 1000ms 2300ms Módulos de sobrecorriente direccional Se detectan fallas con derivación a tierra en tercer respaldo, con un tiempo de selectividad entre el segundo y el tercero reducidos (<250mseg). Se propone incrementar levemente el ajuste de los módulos de sobrecorriente direccional, sentido sistema, de manera que resulte coordinado y selectivo con las zonas 1 y 2 de las protecciones asociadas a los paños J2 de las S/E Paposo y JL1 del Tap Off Taltal. 67N SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL TC 300/1A GED60 Actual Propuesto Pickup 0.08pu (24A.pri) 0.08pu (24A.pri) Time Dial Curve IEC Curve A IEC Curve A 67N SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL TC 300/1A ZT0 Actual Propuesto Pickup 0.082pu (24.6A.pri) 0.082pu (24.6A.pri) Time Dial Curve IEC Standard inverse A IEC Standard inverse A previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 138/190

139 9.4 S/E Paposo PAÑOS J1 y J2 Las protecciones existentes del paño J2 de la S/E Paposo son las encargadas de dar protección al circuito de tres terminales entre las SSEE Secc. PSN, Tap Off Taltal y Paposo 220kV. En este paño se cuenta con relés de distancia REL511, más un relés de sobretensión SPAU130C. En este circuito se considera el esquema POTT activo para asegurar el despeje rápido ante fallas en el circuito protegido. Este extremo tiene habilitada la función WEI para los casos de bajo aporte desde la S/E Paposo. El principal cambio en estos relés se encuentran dados por la interconexión de las seccionadoras, las cual reducen las distancias hacia la subestación próxima. Módulos de Distancia (21/21N) Las zonas de protección se reajustan en función de los parámetros del nuevo circuito de línea a proteger de manera de lograr una actuación selectiva. En función de esto se definen los siguientes criterios para el ajuste de las zonas de protección. Zona 1: Se propone un cambio en los alcances reactivo y resistivo del módulo 21N de manera que resulte coordinado con los nuevos ajustes propuestos para la zona 2. Zona 2: Se reajusta considerando un alcance que asegura la cobertura completa del tramo de línea Paposo Tap Taltal Secc. PSN. Para ello se tienen en consideración los siguientes puntos: o Se ajusta con un alcance del 100% del circuito Paposo-Seccionadora PSN/CNJ más un 60% del tramo Seccionadora PSN/CNJ-Diego de Almagro. o Este ajuste de un alcance mayor al convencional, se realiza con el fin de cubrir fallas en las seccionadoras ante condiciones de infeed de los parques Taltal y Lalackama. o Con este ajuste se verifica que la zona 2 no alcance los lados de MT de los parques instalados sobre los tramos Paposo-Diego de Almagro, en detalle: Paño J2: Se alcanza un máximo de 25% de la impedancia del transformador de PSN y un 52% del PE Taltal. Paño J1: Se alcanza un máximo de 37% de la impedancia del transformador de CNJ y un 40% del PV Lalackama. o Se verifica que este alcance no interfiera con la zona 2 de las protecciones de la línea Seccionadora PSN/CNJ-Diego de Almagro extremo Seccionadora. En efecto, ante condiciones de nulo infeed por parte de la generación ERNC el previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 139/190

140 alcance máximo resulta de un 60% del tramo Seccionadora-Diego de Almagro guardando un margen de 20% con la zona 2 de protección de esta línea. o No se modifica el tiempo de actuación de 0.5seg. Esto permite mantener la selectividad con las protecciones situadas en Tap Off Taltal hacia PE Taltal y Seccionadora PSN hacia Elevadora PSN. Zona 3: Se reajusta considerando un alcance que asegura la cobertura completa del tramo de línea Paposo Tap Taltal Diego de Almagro. o Se ajusta con un alcance del 120% de los tramos Paposo Tap off Taltal/LLCK, Tap off Taltal/LLCK Secc PSN/CNJ y Secc PSN/CNJ Diego de Almagro. o El tiempo de actuación de esta zona se reduce a 2 segundos para lograr una correcta coordinación con las protecciones de las seccionadoras en casos de respaldos remotos. Zona 4: Se reajusta considerando un alcance superior a la zona de teleprotección del extremo Secc. PSN/CNJ. Esta zona se habilita con la finalidad de bloquear la teleprotección ante fallas detrás del circuito de tres terminales protegido. o Se ajusta con un alcance del 80% de los tramos Paposo Tap off Lalackama/Taltal, Tap off Lalackama/Taltal Secc CNJ/PSN. La siguiente tabla muestra los ajustes propuestos. ZONA 1 Grupo 1 2 REL511 Actual Propuesto Actual Propuesto TV 230/0,115kV TC 800/5A Temporización 0.25seg 0.25seg 0.5seg 0.5seg [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] X1PP 1,57 19,63 1,57 19,63 7,10 88,75 4,46 55,75 R1PP 0,32 4,00 0,32 4,00 0,87 10,88 0,55 6,86 RFPP 2,49 31,13 2,49 31,13 12,45 155,63 7,80 97,50 X1PE 1,80 22,50 1,57 19,63 9,34 116,75 4,46 55,75 R1PE 0,32 4,00 0,32 4,00 0,87 10,88 0,55 6,86 X0PE 6,25 78,13 6,25 78,13 26,35 329,38 16,55 206,92 R0PE 1,00 12,50 1,00 12,50 4,68 58,50 2,94 36,77 RFPE 9,60 120,00 5,49 68,63 9,60 120,00 8,92 111,50 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 140/190

141 ZONA 3 4 REL511 Actual Propuesto Actual Propuesto TV 230/0,115kV TC 800/5A Temporización 3seg 3seg Telep. Telep. [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] X1PP 11,98 149,75 7,20 90,00 4,73 59,13 1,83 22,88 R1PP 1,30 16,25 0,73 9,13 0,58 7,25 0,22 2,75 RFPP 13,77 172,13 11,83 147,88 8,30 103,75 3,66 45,75 X1PE 12,12 151,50 7,20 90,00 4,73 59,13 1,83 22,85 R1PE 1,30 16,25 0,73 9,13 0,58 7,25 0,22 2,75 X0PE 40,00 500,00 21,96 274,50 17,57 219,63 6,79 84,88 R0PE 5,31 66,38 3,90 48,75 3,12 39,00 1,21 15,13 RFPE 9,60 120,00 11,83 147,88 9,60 120,00 3,66 45,75 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 141/190

142 9.5 S/E Cardones Paño J12: Cardones Diego de Almagro El circuito de línea Cardones-Diego de Almagro cuenta, en el extremo Cardones, con dos réles, un RED670 y un REL670. El alcance de zona 3 de estas protecciones se encuentra actualmente ajustado al 110% del circuito protegido más el tramo Diego de Almagro Tap Lalackama Paposo. Debido al ingreso de las nueveas subestaciones, este alcance puede resultar excesivo ya que cubriría hasta 2 subestaciones adyacentes. En función de esto, se propone un reajuste de esta zona considerando los siguientes criterios: Zona 3: o Se reajusta con un alcance igual al 120% del circuito protegido más el tramo Diego de Almagro Seccionadora PSN. Esto permite dar respaldo remoto a las protecciones de Diego de Almagro sobre los nuevos tramos de línea. o La temporización se mantiene sin cambios. ZONA 1 REL511 Actual Propuesto TV 230/0,115kV TC 800/1A Temporización 1,2seg 1,2seg [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] X1PP 59,90 149,75 51,25 128,1 R1PP 9,04 22,6 7,73 19,3 RFPP 119,79 299, ,79 299,5 RFPE 200,28 500,7 200,28 500,7 X0PE 200,28 500,7 173,68 434,2 R0PE 44,98 112,45 39,00 97,5 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 142/190

143 9.6 S/E Carrera Pinto Paño J2: Carrera Pinto Diego de Almagro El circuito de línea Carrera Pinto Diego de Almagro cuenta, en el extremo Carrera Pinto, con dos réles, un SEL421 y un 7SA87. Al igual que lo detallado para la S/E Cardones, el alcance de zona 3 de estas protecciones se encuentra actualmente ajustado a una impedancia equivalente circuito protegido más el tramo Diego de Almagro Tap Lalackama-Paposo. Debido al ingreso de las nuevas subestaciones, este alcance puede resultar excesivo ya que cubriría hasta 2 subestaciones adyacentes. En función de esto, se propone un reajuste de esta zona considerando los siguientes criterios: Zona 3: o Se reajusta con un alcance igual al 120% de la suma de las reactancias del circuito protegido más el tramo Diego de Almagro Seccionadora PSN. Esto permite dar respaldo remoto a las protecciones de Diego de Almagro sobre los nuevos tramos de línea. o La temporización se mantiene sin cambios. ZONA 4 SEL421 Actual Propuesto TV 230/0,115kV TC 600/1A Temporización 1,0seg 1,0seg [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] Z4P Zone 4 Reach 33,00 110,00 26,40 88,00 Z4MG Zone 4 33,00 110,00 26,40 88,00 XG4 Zone 4 Reactance 33,00 110,00 26,40 88,00 RG4 Zone 4 Resistance 33,00 110,00 33,00 110,00 ZONA 4 7SA87 Actual Propuesto TV 230/0,115kV TC 600/1A Temporización 1,0seg 1,0seg [Ω-sec] [Ω-pri] [Ω-sec] [Ω-pri] X reach 32,00 106,66 26,40 88,0 R (ph-g) 33,00 110,00 33,00 110,00 R (ph-ph) 17,02 56,74 17,02 56,74 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 143/190

144 10 VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN 10.1 Análisis del factor de compensación K0 Siendo que la línea Diego de Almagro y Paposo conforma un doble circuito, se realiza un análisis del comportamiento ante fallas monofásicas cercanas al extremo opuesto de la ubicación del relé para distintas condiciones operativas del enlace paralelo. Así se pretende estudiar el impacto de los efectos de acoplamiento mutuo, verificando que las variaciones en las impedancias vistas por el relé se encuentren contempladas adecuadamente por los alcances propuestos. Para este análisis se parte del escenario 3/4 y se estudia el desempeño de los relés DIEGO DE ALMAGRO paños J3 y J4 para los siguientes casos: CASO A, un solo circuito en servicio encontrándose el paralelo desenergizado y sin sus puestas a tierra. CASO B, condición normal de operación dos circuitos en servicio CASO C circuito paralelo fuera de servicio y aterrizado. La siguiente figura muestra esquemáticamente lo indicado previamente para el caso particular del paño J3 que alimenta a la seccionadora PSN. Sobre cada uno de estos casos se calcula una secuencia de cortocirtuitos monofásicos desde el 50% al 100% del enlace de interés y se obtiene el lugar geométrico de la impedancia vista por el relé en cuestión. La Figura 10-1 muestra las impedancias vistas desde el paño J3 mientras que la Figura 10-2 los resultados obtenidos en el paño J4. Tal como puede apreciarse el impacto del acoplamiento mutuo resulta sumamente leve en la región de interés, obteniéndose un adecuado desempeño de las protecciones para los tres casos analizados. Una de las razones de este comportamiento, se previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 144/190

145 debe a que la línea en estudio forma parte de una fracción del enlace total acoplado. Al no contemplarse la operación cerrada en las SSEE seccionadoras, el tramo representa un 60% del enlace total (cierre en extremo PAPOSO). Por otra parte, se cuenta con aporte homopolar de los transformadores YnD de la CT TALTAL, PE TALTAL y PVs LK2, PSN y CNJ, lo cual reduce los potenciales efectos de sobrealcance del relé. 11,0 10,0 9,00 8,00 100% línea Z2 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 50% línea Z1 2,00 1,00-6,00-5,00-4,00-3,00-2,00-1,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 19,0 20,0 21,0-1,00-2,00-3,00-4,00-5,00-6,00-7,00 DdA\52J3\n2121N_7SA6_S2_J3_DDA-SeccPSN DdA\52J3\n21N_REL511_S1_J3_DDA-SeccPSN RXZone CASO A CASO B CASO C Zvista - 50% -> 100% - CASO 1 Zvista - 50% -> 100% - CASO 2 Zvista - 50% -> 100% - CASO pri.ohm/tick Pri Ohm/Tick Figura 10-1 Paño J3 previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 145/190

146 11,0 10,0 9,00 100% línea Z2 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 50% línea Z1 2,00 1,00-7,00-6,00-5,00-4,00-3,00-2,00-1,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 19,0 20,0-1,00-2,00-3,00-4,00-5,00-6,00-7,00-8,00 DdA\52J4\n2121N_REL670_S2_J4_DDA-SeccCNJ DdA\52J4\n21N_GED60_S1_J4_DDA-SeccCNJ RXZone CASO A CASO B CASO C Zvista - 50% -> 100% - CASO 1 Zvista - 50% -> 100% - CASO 2 Zvista - 50% -> 100% - CASO pri.ohm/tick Pri Ohm/Tick Figura 10-2 Paño J Actuación secuencial: Falla del sistema de Teleprotección Tal como fue descrito en los capítulos anteriores, los circuitos que conforman el sistema de transmisión presente entre las subestaciones Diego de Almagro y Paposo poseen asociados esquemas de comunicación lo cual permite la implementación de lógicas de teleprotección las cuales son las encargadas de lograr tiempos de actuación reducidos en la totalidad de las líneas. A su vez, debido a las características de la generación de la zona, pueden presentarse casos en los cuales haya bajo o incluso nulo aporte desde las centrales térmica, fotovoltaicas y eólica lo cual requiere la activación de esquemas con lógica de extremo débil (WEI). En la siguiente figura se esquematizan los esquemas de comunicación implementados y los nodos considerados como extremos débiles sobre el tramo Diego de Almagro-Paposo. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 146/190

147 WEI WEI WEI POTT 2 Puntas POTT 3 Puntas POTT 2 Puntas WEI POTT 3 Puntas WEI WEI Figura 10-3 Esquemas de Teleprotección Paposo Diego de Almagro En condiciones de bajo o nulo aporte las lógicas de WEI permite replicar la señal de ECHO emitida por el extremo fuerte, logrando así la lógica operación de la lógica de teleprotección. Sin embargo, puede producirse el caso en el que los vínculos de comunicación entre las distintas subestaciones se encuentren indisponibles. En estos casos, y sobre todo en condiciones de bajo o nulo aporte desde el extremo débil, se presentarán situaciones de actuación secuencial de las protecciones. Con el fin de representar estas condiciones sobre un escenario de nula generación en la zona de estudio (Caso 09), se analizan dos casos a saber: Falla 1: Falla al 5% del tramo Diego de Almagro Seccionadora PSN (extremo Diego de Almagro). Notar que este caso resulta similar al de considerar el circuito paralelo por lo cual valen las mismas conclusiones. Falla 2: Falla al 5% del tramo Seccionadora PSN Paposo (extremo Seccionadora). Notar que este caso resulta similar al de considerar el sistema de 3 puntas del circuito paralelo. Las cajas de resultados muestran tiempos de despeje. previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 147/190