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Estudios de Conexión Proyecto
Fotovoltaico Lalackama y
Proyecto Eólico Taltal
Preparado para:
Enel Green Power
Niveles de cortocircuito
y Verificación de
capacidad de ruptura
09 de junio de 2014
1
Estudios de Conexión PE Taltal y PF Lalackama
Estudio de Cortocircuitos
Junio 2014 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Fono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN
SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A.
Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios
1 28-05-2014 Eric Sierra J. Pablo Castro N. Benjamín
Verdugo G. –
Enel Green Power
Versión Fecha Revisó Aprobó Comentarios
2 05-06-2014 Rolando Castrillo Paola Hartung
Se agregó el
aumento
porcentual de los
niveles de
cortocircuito
3 09-06-2014 Rolando Castrillo Paola Hartung
Se acoge segunda
ronda de
comentarios de EGP
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Estudios de Conexión PE Taltal y PF Lalackama
Estudio de Cortocircuitos
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INDICE
1 Introducción ___________________________________________________ 3
1.1 Objetivos del estudio 3
2 Antecedentes _________________________________________________ 4
2.1 Descripción del sistema en estudio 4
2.1.1 Parque Eólico Taltal ________________________________________________________ 6
2.1.2 Parque Fotovoltaico Lalackama ____________________________________________ 7
2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes 9
2.2.1 Líneas de transmisión ______________________________________________________ 9
2.2.2 Unidades generadoras ____________________________________________________ 11
2.3 Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama 12
2.3.1 Generadores _____________________________________________________________ 12
2.3.2 Transformadores __________________________________________________________ 12
2.3.3 Líneas ____________________________________________________________________ 13
2.4 Parámetros y características del Parque Eólico Taltal 14
2.4.1 Generadores _____________________________________________________________ 14
2.4.2 Transformadores __________________________________________________________ 14
2.4.3 Líneas ____________________________________________________________________ 14
2.5 Proyectos de generación futuros 16
3 Niveles de Cortocircuito _______________________________________ 17
3.1 Consideraciones para la determinación de niveles de cortocircuito 17
3.1.1 Procedimiento DO ________________________________________________________ 17
3.2 Resultados del estudio de cortocircuito caso sin central 18
3.3 Resultados del estudio de cortocircuito caso con central 22
3.4 Variación porcentual 26
4 Verificación de capacidad de ruptura _________________________ 29
4.1 Consideraciones para verificación de capacidad de ruptura 29
4.2 Capacidad de ruptura 30
4.3 Verificación de capacidad de ruptura de interruptores 32
4.3.1 Comparación con niveles de cortocircuito en barras _______________________ 32
5 Conclusiones _________________________________________________ 36
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Estudio de Cortocircuitos
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1 Introducción
Enel Green Power, en adelante “El Cliente” o “Enel”, se encuentra desarrollando dos
proyectos de generación ERNC, denominados “Parque Eólico Taltal “(PE Taltal) y
“Parque Fotovoltaico Lalackama” (PFV Lalackama), en adelante “los proyectos ERNC”,
ubicados en la comuna de Taltal de la provincia y región de Antofagasta.
Cada uno los proyectos ERNC serán conectados al Sistema Interconectado Central
(SIC) a través de subestaciones en derivación o Tap-off, sobre un circuito de la línea
Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV de propiedad de Transelec. El PFV Lalackama
tendrá una capacidad máxima de 55 MW y se conectará al circuito 1 de la línea
Paposo – Diego de Almagro 220 kV. En tanto que, el PE Eólico Taltal tendrá una
capacidad máxima de 99 MW y se conectará en el circuito 2 de la misma línea. Ambos
parques se ubicarán aproximadamente a 20 km de la subestación Paposo.
En este contexto, El Cliente solicitó a Systep Ingeniería y Diseños S.A., en adelante Systep,
el desarrollo de los estudios eléctricos conducentes a la obtener la aprobación de
conexión por parte del CDEC-SIC, para los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. El
conjunto de estudios requeridos para tal efecto son los siguientes:
Cálculo de niveles de cortocircuito y verificación de capacidad de ruptura
Estudio de impacto sistémico estático
Estudio de impacto sistémico dinámico
Estudio de coordinación de protecciones
El presente informe corresponde al estudio “Niveles de cortocircuito y verificación de
capacidad de ruptura”, cuyo objetivo principal es verificar que, ante la incorporación
de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama, los niveles de cortocircuitos no superan las
capacidades de ruptura de los interruptores de poder de las subestaciones aledañas.
1.1 Objetivos del estudio
El objetivo del presente estudio es determinar los niveles de cortocircuito máximo
presentes en las subestaciones Tap-Off Lalackama, Tap-Off Taltal Eólico, Paposo, Diego
de Almagro, Carrera Pinto y Cardones al momento de la entrada en operación de los
proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. Luego, verificar que los niveles de cortocircuitos
determinados no superen las capacidades de ruptura de los interruptores de las
subestaciones anteriormente indicadas.
Todos los cálculos se realizan considerando las redes del SIC contenidas en la base de
datos DIgSILENT del SIC actualizada a marzo de 2014 por el CDEC-SIC y publicada en su
sitio web, sobre la cual se ha incorporado la modelación explícita de las instalaciones
de 220 kV y 33 kV asociadas a los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama, incluyendo
además las nuevas centrales indicadas en la carta N°0247/2014 emitida por el CDEC-
SIC.
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2 Antecedentes
El presente estudio considera la modelación del sistema eléctrico del SIC representado
en la base de datos DigSILENT actualizada al mes de marzo de 2014 por el CDEC-SIC,
junto con la actualización de instalaciones de generación. A continuación se señalan
cada uno de los antecedentes utilizados en el estudio.
2.1 Descripción del sistema en estudio
El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las
subestaciones (SS/EE) Paposo 220 kV y Quillota 220 kV, junto con la conexión de los
proyectos ERNC Parque Eólico Taltal y Parque Fotovoltaico Lalackama. En la Figura 2-1
se presenta un plano geo referenciado del sistema norte del SIC entre las SS/EE Paposo y
Diego de Almagro, junto a los proyectos ERNC.
Figura 2-1: Ubicación geográfica de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama.
En la Figura 2-2 se ilustra las redes y la topología del sistema en estudio, que incluye
proyectos de generación futura (destacados en rojo), El PE Taltal y el PFV Lalackama y
las unidades generadoras existentes más relevantes para los fines que persigue el
presente estudio.
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Figura 2-2: Diagrama unilineal del sistema eléctrico en estudio.
SE Maitencillo 220 kV
Central Guacolda
~ 150 MW c/u
SE Guacolda
220 kV
SE Punta Colorada 220 kV
SE Pan de Azúcar 220 kV
SE Las Palmas 220 kV
Parque Eólico
Talinay
90 MW
SIC Sur
SE Cardones 220 kV
L2 L1
L2 L1
L2 L1
L2 L1L3
CER Pan de Azúcar
2X40 MVAr c/u
SE Carrera Pinto 220 kV
SE Cerro Negro
Norte 220 kV
SE Diego de Almagro 220 kV
Central
Taltal CC
120 MW c/u 220 kV 110 kV
<110 kVSE Paposo
220 kV
SVC
plus
SVC plus
Diego de Almagro
2X50 MVA c/u
Parque Eólico
Monte Redondo
48 MW
SE Los Vilos 220 kV
SE Nogales 220 kV
SE Quillota 220 kV
CER
Parque Eólico
Canela 2
18.15 MWParque Eólico
Canela 2
59.4 MW
Parque Eólico
Punta Colorada
20 MW
SE Diego de
Almagro 110 kV
Central Fotovoltaica
Diego de Almagro
30 MW
SE Emelda 110 kV SE Talta 110 kV
Central Fotovoltaica
Javiera
70 MW
SE San Andres 220 kVCentral Fotovoltaica
San Andres
50 MW
Central Fotovoltaica
Inca de Varas I y II
50 MW
Central Fotovoltaica
Llano de Llampos
100 MW
Central Fotovoltaica
Valleland I y II
67 MW
SE Maintencillo
110 kV
Central Fotovoltaica
Canto del agua,
Denersol I y II
58 MW
Parque Eólico
Punto Palmeras
45 MW
Parque Eólico
Pacífico y Cebada
114 MW
Parque Eólico
El Arrayan
115 MW
SE Cardones 110 kV
Central Fotovoltaica
SolaireDirect
50 MW
SE Los Loros 110 kV
Central Fotovoltaico
Lalackama
55 MW
Parque Eólico Taltal
99MW
Circ
uito
#1
Circ
uito
#2
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El sistema en estudio comprende las redes de 220 kV ubicadas entre las subestaciones
Paposo y Quillota. El Parque Fotovoltaico Lalackama se conecta con el circuito 1 de la
línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV, mientras que el Parque Eólico Taltal se
conecta al circuito 2 de la misma línea.
Entre las unidades generadoras convencionales existentes en el sistema y relevantes en
para el estudio, se encuentran las cuatro unidades termoeléctricas de la Central
Guacolda de 150 MW cada una, conectadas a la S/E Guacolda y las dos centrales
termoeléctricas de Taltal 120 MW conectadas a la S/E Paposo. Además, se muestran los
parques eólicos y solares que actualmente se encuentran en operación en la zona del
SIC en estudio.
Se destaca además, entrada en servicio del SVC Plus de Diego de Almagro en mayo de
2013. Dicho equipo permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o
desde el sistema de transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre
tensión localmente. El objetivo principal del SVC Plus de Diego de Almagro es permitir la
explotación de la línea 220 kV Cardones – Maitencillo más cerca de sus límites de
capacidad térmica. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a una
capacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensión en Diego
de Almagro frente a contingencias en alguno de los circuitos de la línea Maitencillo –
Cardones 220 kV.
2.1.1 Parque Eólico Taltal
El Parque Eólico Taltal posee una capacidad instalada de 99 MW distribuida en 33
aerogeneradores idénticos, cada uno conectado a un transformador de 33/0,65 kV y
3,45 MVA. Los aerogeneradores son de marca Vestas modelo “V112-3.0MW”,
correspondientes a generadores síncronos de imanes permanentes que operan a una
frecuencia entre 0 – 200 Hz, conectados a la red a través de un conversor de escala
completa de 650 V.
La subestación elevadora del Parque Eólico se compone de un transformador elevador
de 220/33 kV y 110 MVA, que interconecta las barras de 110 kV y 33 kV de la
subestación. A partir de la barra de 33 kV derivan 6 alimentadores que agrupan a los
aerogeneradores distribuidos como se observa en la Figura 2-3 (4 grupos de 6
aerogeneradores, un grupo de 4 aerogeneradores y otro de 5 aerogeneradores).
Desde la barra de 220 kV, sale una línea expresa de 47,1 kilómetros de longitud que
conecta el Parque Eólico Taltal con el circuito 2 de la línea Paposo – Diego de Almagro
220 kV, en una subestación de derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de la
subestación Paposo y unos 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro.
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220 kV 33 kV
0,65 kV
G01-G06 Taltal
Grupo 1
Taltal 33 kV
6 x
G07-G10 Taltal
Grupo 2
Taltal 33 kV
4 x
G11-G16 Taltal
Grupo 3
Taltal 33 kV
6 x
G17-G22 Taltal
Grupo 4
Taltal 33 kV
6 x
G23-G28 Taltal
Grupo 5
Taltal 33 kV
6 x
G29-G33 Taltal
Grupo 6
Taltal 33 kV
5 x
SE Taltal Eólico 33 kV
SE Taltal Eólico 220 kV
Figura 2-3: Diagrama unilineal del Parque Eólico Taltal
2.1.2 Parque Fotovoltaico Lalackama
El proyecto fotovoltaico Lalackama posee una potencia instalada de 55 MW, distribuida
en 74 inversores marca SUNWAY y modelo “TG760 1000V TE – 360 OD”. La central
Lalackama evacuará su potencia generada a través de un transformador elevador con
razón 220/33 kV y una potencia nominal de 63 MVA (ONAF).
En el lado de media tensión del trasformador se conecta a una barra colectora junto
con otros 4 alimentadores. A cada uno de los alimentadores se conectan grupos de
transformadores de doble devanado secundario (2 grupos de 10 transformadores, 1
grupo de 9 transformadores y un grupo de 8 transformadores), de razón 33/0,36/0,36 kV
y una potencia de 1,65 MVA. Finalmente en cada devanado de 0,36 kV se conecta un
inversor de 0,79 MVA. La representación gráfica del proyecto fotovoltaico Lalackama se
muestra en la Figura 2-4.
A partir de la barra de 220 kV de la subestación elevadora, nace una línea de 2,0
kilómetros de longitud y conductor AAAC Flint que conecta la planta solar Lalackama
con el circuito 1 de la línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV en una subestación de
derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de distancia de la subestación
Paposo y 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro.
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SE Lalackama 220 kV
Tr
0,36 kV 220 kV
33 kV
Transformador
63 MVA
220/33 kV
YNd11
Transformador
1,6/0,8/0,8 MVA
33/0,36/0,36 kV
Dyn11yn11
220 kV
Nomenclatura
Punto de conexión al
sistema de 220 kV
Tr
Ti
Línea de
transmisión
2,0 km
TiTi TiTi TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi
TiTi TiTi TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi
TiTi TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi
TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi
Figura 2-4: Diagrama unilineal de Parque Fotovoltaico Lalackama
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2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes
El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las
subestaciones Paposo y Quillota.
2.2.1 Líneas de transmisión
Las características de las líneas de 220 kV existentes entre la subestación Paposo y
Quillota, son obtenidos a partir de la Información Técnica disponibles en el sitio web del
CDEC-SIC1 y de la base de datos del SIC en DigSILENT publicada en marzo de 2014. Los
parámetros de las líneas son presentados en la Tabla 2-1.
Tabla 2-1: Parámetros de las líneas de transmisión troncal entre las subestaciones Paposo y
Nogales.
Algunos de los tramos del sistema de transmisión presentan restricciones de transmisión
impuestas por ciertos tipos de contingencias probables de ocurrir. En la Tabla 2-2 se
muestran las restricciones de transmisión en el SIC Norte, determinadas en el “Estudio de
Restricciones en el Sistema de Transmisión”, presentado por la Dirección de Operación
del CDEC-SIC en julio de 2013. Dicho documento se encuentra disponible en la página
Web del CDEC – SIC2.
1 https://www.cdec-sic.cl/contenido_es.php?categoria_id=6&contenido_id=000044
2 https://www.cdec-sic.cl/documentos_nt_es.php?subsubcategoria_id=9¶metro=&pagina=4
Paposo - Diego de Almagro 220 kV L1 185,0 0,049 0,400 2,882 748
Paposo - Diego de Almagro 220 kV L2 185,0 0,049 0,400 2,882 748
Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV 72,2 0,100 0,393 2,827 518
Cardones - Carrera Pinto 220 kV 75,3 0,100 0,398 2,794 518
Maitencillo - Cardones 220kV L1 132,7 0,100 0,398 2,794 518
Maitencillo - Cardones 220kV L2 132,6 0,100 0,398 2,794 762
Maitencillo - Cardones 220kV L3 132,6 0,100 0,398 2,794 762
Punta Colorada - Maitencillo 220kV L1 109,2 0,098 0,391 2,842 518
Punta Colorada - Maitencillo 220kV L2 109,2 0,098 0,391 2,842 518
Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L1 88,0 0,098 0,391 2,842 518
Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L2 88,0 0,098 0,391 2,842 518
Pan de Azucar - Las Palmas L1 154,2 0,091 0,406 2,860 587
Pan de Azucar - Las Palmas L2 154,2 0,091 0,406 2,860 587
Los Vilos - Las Palmas L1 74,4 0,091 0,406 2,860 587
Los Vilos - Las Palmas L2 74,4 0,091 0,406 2,860 587
Nogales - Los Vilos 220 kV L1 97,1 0,099 0,394 2,811 587
Nogales - Los Vilos 220 kV L2 97,1 0,099 0,394 2,811 587
Quillota - Nogales 220 kV L1 27,0 0,099 0,394 2,811 587
Quillota - Nogales 220 kV L2 27,0 0,099 0,394 2,811 587
Capacidad
Nominal
[A]
NombreLargo
[km]
Resistencia
(R1)
[Ohm/km]
Reactacia (X1)
[Ohm/km]
Susceptancia
(B1)
[Ohm/km]
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Tabla 2-2: Restricciones de transmisión SIC Norte
Cabe mencionar los siguientes aspectos particulares del sistema de transmisión:
El corredor Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV tiene asociada
una potencia máxima de transmisión con criterio N-1 igual a la capacidad de un
circuito de la línea: 197 MVA. Sin embargo, si el flujo de potencia por dicho corredor
circula en dirección norte – sur, es posible transmitir por ambos circuitos una
potencia superior a los 197 MVA y hasta un umbral de 350 MVA aproximadamente,
el cual es permitido por el automatismo EDAG/ERAG presente en la Central
Guacolda.
En mayo del 2013 entró en servicio el SVC Plus de Diego de Almagro. Dicho equipo
permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o desde el sistema de
transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre tensión localmente.
El objetivo principal del SVC Plus de Diego de Almagro es permitir la explotación de
la línea 220 kV Cardones – Maitencillo más cerca de sus límites físicos. Sin este
equipo, dicha línea debe operar limitada a una capacidad inferior a su capacidad
térmica para evitar problemas de tensión en Diego de Almagro frente a
contingencias en la línea.
Capacidad
térmica 25°
c/sol
Limitación del Tramo Causa
[MVA] [MVA] [-]
SE Paposo 220 kV - SE Diego de Almagro 220 kV 2x285 570 Conductor
SE Diego de Almagro 220 kV - SE Carrera Pinto 220 kV 197 197 Conductor
SE Carrera Pinto 220 kV - SE Cardones 220 kV 197 197 Conductor
SE Maitencillo 220 kV - SE Cardones 220 kV L1 197
SE Maitencillo 220 kV - SE Cardones 220 kV L2 290
SE Maitencillo 220 kV - SE Cardones 220 kV L3 290
Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2)
Norte a Sur : 197 Conductor
Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2)
Norte a Sur : 197 Conductor
SE Pan de Azúcar 220 kV - SE Las Palmas 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor
Los Vilos - Las Palmas 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor
Nogales - Los Vilos 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor
Quillota - Nogales 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor
(2): Límite de transmisión ampliado solamente desde el Norte hacia el Sur, por la aplicación de un EDAG/ERAG a la Central
Guacolda por contingencia específica en el corredor Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 220 kV.
(1): Considera la operación del SVC Plus ubicado en la SE Diego de Almagro 220 kV.
Tramo
372 Regulación de tensión (1)
SE Pan de Azúcar 220 kV - SE Punta Colorada 220 kV C1 y C2
SE Punta Colorada 220 kV-SE Maitencillo 220 kV C1 y C2 2X197
2X197
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2.2.2 Unidades generadoras
Las características de las unidades generadoras convencionales de la zona norte del
SIC que son relevantes para el presente estudio, se muestran en la Tabla 2-3.
Tabla 2-3: Característica centrales convencionales del norte del SIC
En la Tabla 2-4 se presenta la potencia máxima instalada de parques eólicos relevantes
existentes en el sistema, principalmente en la zona de Coquimbo.
Tabla 2-4: Características parque eólicos relevantes existentes en el norte del SIC
Taltal 1 Térmica 120 119,8 20
Taltal 2 Térmica 120 119,8 20
Guacolda 1 Térmica 153 143,8 75
Guacolda 2 Térmica 153 143,8 75
Guacolda 3 Térmica 152 137,0 75
Guacolda 4 Térmica 152 139,0 75
Potencia
Bruta
[MW]
Nombre CentralNúmero de
unidadesTipo de Unidades
Potencia
Neta Efectiva
[MW]
Potencia
Mínima
Técnica
[MW]
Punta Colorada 10 2,0 20,0
Canela 11 1,7 18,2
Canela 2 40 1,5 60,0
Monte Redondo 24 2,0 48,0
Totoral 23 2,0 46,0
Talinay 55 1,8 99,0
N°
Unidades
Potencia
Bruta por
unidad
[MW]
Potencia
Bruta Efectiva
[MW]
Nombre Parque Eólico
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2.3 Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama
2.3.1 Generadores
El PFV Lalackama cuenta con 74 inversores que en conjunto poseen una capacidad
nominal de 55,5 MW. Las características de cada unidad generadora son presentadas
en la Tabla 2-5.
Tabla 2-5: Características de los inversores del proyecto PFV Lalackama
2.3.2 Transformadores
El parque fotovoltaico Lalackama dispone de transformadores con dos enrollados en su
lado de baja tensión, a los cuales se conectan cada uno de los inversores. En la Tabla
2-6 se muestran sus características principales.
Tabla 2-6: Parámetros transformador de los inversores del PFV Lalackama
En la Tabla 2-11 se presentan las características del transformador elevador del PFV
Lalackama.
Tabla 2-7: Transformador elevador del PFV Lalackama
Marca y modelo SUNWAY TG760 1000V TE - 360 OD
Capacidad instalada [MVA] 0,790
Potencia activa nominal [MW] 0,750
Tensión nominal [kV] 0,360
Frecuencia nominal [Hz] 50/60
Unidad generadora PFV Lalackama
Inversor 33/0,36/0,36 33/0,36/0,36 1,65/0,825/0,825
6 (HV-MV)
14 (MV-LV)
6 (LV-HV)
3 (HV-MV)
3 (MV-LV)
3 (LV-HV)
8,44 (HV-MV)
19,7 (MV-LV)
8,44 (LV-HV)
Dyn11yn11
Grupo de
conexiónTransformador
Niveles de
Tensión
[kV]
Capacidad nominal
[MVA]
Impedancia de
secuencia positiva
[%] (Base MVA)
Impedancia de
secuencia cero
[%] (Base MVA)
Pérdidas en el
cobre [kW]
ONAN/ONAF
Transformador elevador
Lalackama 220/33220/33 50/63 9,52 (63) 9,52 (63) YNd11
Grupo de
conexiónTranformador
Niveles de
Tensión [kV]
Potencia
[MVA]Impedancia de
secuencia positiva
[%] (Base MVA)
Impedancia de
secuencia cero
[%] (Base MVA)
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2.3.3 Líneas
El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PFV Lalackama y el circuito 1
de la línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV. Los parámetros eléctricos de la línea de
interconexión se presentan en la Tabla 2-8.
Tabla 2-8: Parámetros de la línea de interconexión PFV Lalackama y el circuito 1 línea Paposo –
Diego de Almagro 220 kV.
Tipo de Conductor 1xAAAC Flint
Área del conductor [mm2] 375,4
Resistencia secuencia positiva R1 [ohm/km] 0,089
Reactancia secuencia positiva X1 [ohm/km] 0,410
Susceptancia capacitiva secuencia positiva B1 [uS/km] 2,793
Resistencia secuencia cero R0 [ohm/km] 0,339
Reactancia secuencia cero X0 [ohm/km] 1,091
Susceptancia capacitiva secuencia cero B0 [uS/km] 1,725
Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637
N° de circuitos 1
N° de cables de guardia 1
Área del cable de guardia [mm2] 81,8
Tipo de cable de guardia OPGW
Longitud Línea [km] 2,0
Características
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2.4 Parámetros y características del Parque Eólico Taltal
2.4.1 Generadores
El PE Taltal cuenta con 33 que en conjunto poseen una capacidad nominal 99 MW. En
la Tabla 2-10 se presentan las características básicas de los aerogeneradores que
componen el parque eólico.
Tabla 2-9: Características de los aerogeneradores del PE Taltal.
2.4.2 Transformadores
Cada uno de los aerogeneradores del parque eólico se conecta a un transformador de
33/0,65 kV y 3,35 MVA, cuyas características son indicadas en la Tabla 2-10.
Tabla 2-10: Parámetros transformador de cada aerogenerador
El PE Taltal cuenta con un transformador elevador cuyas características son presentadas
en la Tabla 2-11.
Tabla 2-11: Transformador elevador del PE Taltal
2.4.3 Líneas
El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PE Taltal y el circuito 2 de la
línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV. Los parámetros eléctricos de la línea de
interconexión se presentan en la Tabla 2-12.
Marca y modelo VESTAS V112-3.0 MW
Capacidad instalada [MVA] 3,075
Potencia activa nominal [MW] 3,0
Tensión nominal [kV] 0,650
Frecuencia nominal [Hz] 50/60
Unidad generadora Taltal
Aerogenerador 0,65/33 kV 0,65/33 3,35 8 (3,35) 7,2 (3,35) 25,2 DyN5
Pérdidas en
el cobre
[kW]
Tranformador
Niveles de
Tensión
[kV]
Capacidad
nominal
[MVA]
Impedancia de
secuencia positiva
[%] (Base MVA)
Impedancia de
secuencia cero
[%] (Base MVA)
Grupo de
conexión
ONAF II Tipo Ubicación Pasos ∆V [%]
Parque Eólico 220/33 kV 220/33 110 12,5 (110) 10,6 (110) CTBC AT 21 1 YNd11
Cambiador de taps Grupo de
conexiónTranformador
Niveles de
Tensión [kV]
Potencia
[MVA]Impedancia de
secuencia positiva
[%] (Base MVA)
Impedancia de
secuencia cero
[%] (Base MVA)
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Tabla 2-12: Parámetros de la línea de interconexión del PE Taltal y circuito 2 línea Paposo – Diego
de Almagro 220 kV.
Tipo de Conductor 1xAAAC Flint
Área del conductor [mm2] 375,4
Resistencia cc a 20° C [ohm/km] 0,089
Resistencia secuencia positiva R1 [ohm/km] 0,108
Reactancia secuencia positiva X1 [ohm/km] 0,410
Susceptancia capacitiva secuencia positiva B1 [uS/km] 2,784
Resistencia secuencia cero R0 [ohm/km] 0,254
Reactancia secuencia cero X0 [ohm/km] 1,716
Susceptancia capacitiva secuencia cero B0 [uS/km] 1,508
Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637
N° de circuitos 1
N° de cables de guardia 1
Área del cable de guardia [mm2] 81,8
Tipo de cable de guardia OPGW
Longitud Línea [km] 47,1
(*) determinado a 35° C con sol y a 75°C sobre el conductor
Características
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2.5 Proyectos de generación futuros
De acuerdo con lo exigido por la Dirección de Operación (D.O.) del CDEC-SIC en los
anexos a la carta N°0247/2014, los nuevos proyectos de generación solar y eólica en el
norte del SIC se indican en la Tabla 2-13 junto al punto de conexión respectivo.
Tabla 2-13: Proyectos de generación futuros indicados por la D.O. y considerados en el estudio.
Proyectos de Generación Punto de Conexión
Fecha de
puesta en
servicio
Potencia instalada
[MW]
Proyectos Fotovoltaicos
Valleland I y Valleland IITap-Off en LT 220 kV Maitencillo - Cardones C1
1° semestre
2014 67
Proyecto Fotovoltaico JavieraS/E Seccionadora líenea Diego de Almagro - Taltal
110 kV
2° semestre
2014 70
Proyecto Solar SolaireDirect
Generation x 05S/E Los Loros
3° semestre
2014 50
Proyecto Fotovoltaico Diego de
AlmagroS/E Emelda Abril 2014
30
Proyecto Fotovoltaico Inca de
Varas I y IIS/E Carrera Pinto
1° semestre
2014 50
Parque Fotovoltaico Canto del
agua, Denerson I y Denerson IIS/E Maitencillo 110 kV Julio 2014
58
Parque Eólico El ArrayánBarra seccionadora en LT 220 kV Pan de Azúcar -
Las Palmas circuito N°2Abril 2014
115
Parques Eólicos Pacifico y La
Cebada (Cururos)
S/E seccionadora en LT 220 kV Pan de Azucar - Las
Palmas N°1Marzo 2014
114
Parque Eólico San AndresBarra seccionadora en línea 1x220 kV Cardones -
Carrera PintoFebrero 2014
50
Parque Fotovoltaico Llano
Llampos
Barra seccionadora en LT 220 kV Cardones - Cerro
Negro NorteEnero 2014
100
Punta Palmeras S/E Las Palmas Agosto 201445
749Total
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3 Niveles de Cortocircuito
En este capítulo se explica la obtención de los niveles de cortocircuito en las barras
principales de las subestaciones Elevadora y Tap-Off Taltal Eólica, Elevadora y Tap-Off
Lalackama, Paposo, Diego de Almagro, Carrera Pinto y Cardones, considerando en
operación al PE Taltal y PFV Lalackama. Esto se desarrolla de acuerdo al procedimiento
planteado por la Dirección de Operaciones del CDEC-SIC para el cálculo de nivel
máximo de cortocircuito (basado en la norma IEC 60909-0 (2001) y disponible en el sitio
WEB del CDEC-SIC) sobre la plataforma DIgSILENT.
3.1 Consideraciones para la determinación de niveles de cortocircuito
Se presentan a continuación las consideraciones para obtener las corrientes de
cortocircuito que impone el procedimiento de la DO para estos fines, junto a las barras
del SIC que son contempladas en el cálculo.
3.1.1 Procedimiento DO
Las consideraciones asociadas al procedimiento de la DO que se aplican al estudio son
las siguientes:
i. Escenarios del Sistema Interconectado:
a. Se consideran todos los generadores en servicio.
b. Se consideran todas las líneas de transmisión, energizadas en ambos extremos.
c. La topología considera todos los enmallamientos posibles.
ii. Tipos de falla a considerar:
a. Cortocircuitos trifásicos.
b. Cortocircuitos bifásicos aislados de tierra.
c. Cortocircuitos bifásicos a tierra
d. Cortocircuitos monofásicos a tierra.
iii. Corrientes de cortocircuito de interés:
a. Corriente de cortocircuito simétrica inicial ( ) [ .
b. Corriente de cortocircuito pico ( ) [A].
c. Componente DC de la corriente de cortocircuito ( ) [A].
d. Corriente de cortocircuito simétrica de interrupción ( ) [ . e. Corriente de cortocircuito de régimen ( ) [ . f. Corriente de cortocircuito térmica equivalente ( ) [ . g. Componente de corriente continua porcentual ( ) [%].
h. Corriente asimétrica de interrupción ( ) [ .
iv. Consideraciones particulares de la norma:
a. Se utiliza un factor de sobretensión de 1,1.
b. Se utiliza un tiempo de despeje de fallas de 2 ciclos (40 [mseg])
c. Se utiliza una duración de cortocircuito de 1 [s].
d. Se consideran las reactancias subtransitorias saturadas para máquinas
síncronas.
e. Se consideran las reactancias de rotor bloqueado para máquinas asíncronas.
v. Consideraciones para el aporte de PE Taltal y PFV Lalackama:
a. Se considera el aporte máximo posible de las centrales aludidas, considerando
un 120% de su potencia aparente nominal.
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3.2 Resultados del estudio de cortocircuito caso sin central
En esta sección se presentan los resultados de cortocircuitos trifásico, bifásico aislado de
tierra, bifásico a tierra y monofásico a tierra para las barras mencionadas en la sección
anterior, en las condiciones previas a la entrada en operación del PE Taltal y PFV
Lalackama.
Los resultados se presentan de la siguiente manera:
Corriente simétrica inicial de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.1
Corriente asimétrica de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.2
Corriente de cortocircuito de corta duración: se presenta en la
Tabla 3.3
Corriente de cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3.4
Componente continua de la corriente de cortocircuito: se presenta en la Tabla
3.5
Componente continua porcentual : se presenta en la Tabla 3.6.
Además, en cada una de las tablas se incluye una columna con el valor máximo de
cortocircuito obtenido en cada barra.
Tabla 3.1: Niveles de cortocircuito simétrico máximos en barras.
Barra Ik´´ 3F Ik´´ 2F Ik´´ 2FT Ik´´ 1FT Ik´´
Paposo 220 kV 4.64 3.72 5.42 5.45 5.45
Tap Off PE Taltal 220 kV 4.09 3.32 4.17 4.17 4.17
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 4.09 3.32 4.26 4.33 4.33
Diego de Almagro 220 kV 5.71 4.62 5.92 5.90 5.92
Carrera Pinto 220 kV 5.17 4.26 5.04 4.73 5.17
San Andrés 220 kV 6.44 5.30 5.91 5.26 6.44
Cardones 220 kV 9.26 7.54 10.29 10.15 10.29
Maitencillo 220 kV 11.24 9.47 11.48 11.56 11.56
Punta Colorada 220 kV 6.48 5.49 5.95 4.75 6.48
Pad de Azucar 220 kV 6.16 5.15 6.73 6.57 6.73
Las Palmas 220 kV 6.83 5.60 6.63 6.16 6.83
Los Vilos 220 kV 9.54 8.03 8.90 7.47 9.54
Los Nogales 220 kV 30.16 26.14 27.83 21.45 30.16
Quillota 220 kV 37.77 32.71 37.06 34.48 37.77
Diego de Almagro 110 kV 7.51 6.18 8.99 9.01 9.01
Paposo 15 kV B1 57.87 44.20 58.85 56.63 58.85
Paposo 15 kV B2 60.30 46.27 60.65 58.44 60.65
Lalackama 33 kV 8.68 7.36 7.36 0.00 8.68
Taltal 33 kV 8.69 7.37 7.37 0.00 8.69
ICC SIMÉTRICA INICIAL SIN LAS CENTRALES (Ik´´ en [kA] rms)
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Tabla 3.2. Niveles de cortocircuito asimétrico máximos en barras.
Tabla 3.3. Niveles de cortocircuito peak máximos en barras.
Barra Iasim 3F Iasim 2F Iasim 2FT Iasim 1FT Iasim
Paposo 220 kV 4.64 4.30 6.27 6.27 6.27
Tap Off PE Taltal 220 kV 4.09 3.72 4.67 4.66 4.67
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 4.09 3.72 4.77 4.84 4.84
Diego de Almagro 220 kV 5.71 4.93 6.33 6.30 6.33
Carrera Pinto 220 kV 5.17 4.31 5.10 4.79 5.17
San Andrés 220 kV 6.44 5.38 6.00 5.34 6.44
Cardones 220 kV 9.26 7.87 10.73 10.59 10.73
Maitencillo 220 kV 11.24 10.12 12.28 12.36 12.36
Punta Colorada 220 kV 6.48 5.54 6.00 4.80 6.48
Pad de Azucar 220 kV 6.16 5.18 6.77 6.61 6.77
Las Palmas 220 kV 6.83 5.65 6.68 6.21 6.83
Los Vilos 220 kV 9.54 8.12 9.00 7.55 9.54
Los Nogales 220 kV 30.16 28.21 30.04 23.15 30.16
Quillota 220 kV 37.77 37.49 42.48 39.52 42.48
Diego de Almagro 110 kV 7.51 7.16 10.42 10.44 10.44
Paposo 15 kV B1 57.87 55.46 73.85 71.23 73.85
Paposo 15 kV B2 60.30 57.80 75.76 73.21 75.76
Lalackama 33 kV 8.68 9.62 9.62 0.00 9.62
Taltal 33 kV 8.69 8.19 8.19 0.00 8.69
ICC ASIMÉTRICO SIN LAS CENTRALES (Iasim´´ en [kA] rms)
Barra ip 3F ip 2F ip 2FT ip 1FT ipPaposo 220 kV 11.91 9.52 13.90 13.93 13.93
Tap Off PE Taltal 220 kV 10.34 8.38 10.54 10.52 10.54
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 10.34 8.38 10.76 10.92 10.92
Diego de Almagro 220 kV 14.02 11.33 14.53 14.46 14.53
Carrera Pinto 220 kV 11.73 9.66 11.42 10.72 11.73
San Andrés 220 kV 14.71 12.11 13.49 12.01 14.71
Cardones 220 kV 22.21 18.09 24.67 24.33 24.67
Maitencillo 220 kV 27.58 23.23 28.18 28.37 28.37
Punta Colorada 220 kV 14.49 12.27 13.29 10.62 14.49
Pad de Azucar 220 kV 13.54 11.32 14.79 14.45 14.79
Las Palmas 220 kV 15.18 12.45 14.73 13.69 15.18
Los Vilos 220 kV 21.48 18.09 20.05 16.82 21.48
Los Nogales 220 kV 74.54 64.60 68.79 53.01 74.54
Quillota 220 kV 96.44 83.52 94.64 88.05 96.44
Diego de Almagro 110 kV 19.27 15.86 23.06 23.11 23.11
Paposo 15 kV B1 152.61 116.54 155.18 149.42 155.18
Paposo 15 kV B2 158.77 121.83 159.69 154.02 159.69
Lalackama 33 kV 23.16 19.63 19.63 0.00 23.16
Taltal 33 kV 21.88 18.54 18.54 0.00 21.88
ICC CORTA DURACIÓN SIN LAS CENTRALES (ip en [kA])
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Tabla 3.4 Niveles de cortocircuito térmicos máximos en barras.
Tabla 3.5 Niveles de cortocircuitos máximos de la componente continúa.
Barra ith 3F ith 2F ith 2FT ith 1FT ithPaposo 220 kV 4.76 3.80 5.55 5.57 5.57
Tap Off PE Taltal 220 kV 4.18 3.38 4.26 4.26 4.26
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 4.18 3.38 4.34 4.42 4.42
Diego de Almagro 220 kV 5.80 4.69 6.02 6.00 6.02
Carrera Pinto 220 kV 5.22 4.30 5.09 4.78 5.22
San Andrés 220 kV 6.50 5.36 5.97 5.32 6.50
Cardones 220 kV 9.39 7.64 10.43 10.29 10.43
Maitencillo 220 kV 11.42 9.62 11.67 11.75 11.75
Punta Colorada 220 kV 6.54 5.54 6.00 4.80 6.54
Pad de Azucar 220 kV 6.21 5.19 6.78 6.63 6.78
Las Palmas 220 kV 6.89 5.65 6.69 6.22 6.89
Los Vilos 220 kV 9.63 8.11 8.99 7.54 9.63
Los Nogales 220 kV 30.67 26.58 28.31 21.81 30.67
Quillota 220 kV 38.63 33.45 37.91 35.27 38.63
Diego de Almagro 110 kV 7.69 6.33 9.21 9.22 9.22
Paposo 15 kV B1 59.83 45.69 60.84 58.56 60.84
Paposo 15 kV B2 62.29 47.80 62.65 60.40 62.65
Lalackama 33 kV 9.03 7.66 7.66 0.00 9.03
Taltal 33 kV 8.86 7.51 7.51 0.00 8.86
ICC TÉRMICO SIN LAS CENTRALES (Ith en [kA] rms)
Barra idc 3F idc 2F idc 2FT idc 1FT idc
Paposo 220 kV 0.46 2.16 3.15 3.10 3.15
Tap Off PE Taltal 220 kV 0.27 1.68 2.11 2.08 2.11
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 0.27 1.68 2.16 2.15 2.16
Diego de Almagro 220 kV 0.14 1.74 2.23 2.19 2.23
Carrera Pinto 220 kV 0.01 0.69 0.82 0.75 0.82
San Andrés 220 kV 0.02 0.93 1.03 0.91 1.03
Cardones 220 kV 0.13 2.25 3.07 3.01 3.07
Maitencillo 220 kV 0.33 3.58 4.35 4.36 4.36
Punta Colorada 220 kV 0.01 0.75 0.81 0.65 0.81
Pad de Azucar 220 kV 0.00 0.57 0.75 0.73 0.75
Las Palmas 220 kV 0.01 0.71 0.84 0.78 0.84
Los Vilos 220 kV 0.01 1.20 1.33 1.11 1.33
Los Nogales 220 kV 0.37 10.63 11.32 8.72 11.32
Quillota 220 kV 2.29 18.32 20.76 19.31 20.76
Diego de Almagro 110 kV 0.80 3.62 5.26 5.29 5.29
Paposo 15 kV B1 14.23 33.51 44.62 43.21 44.62
Paposo 15 kV B2 14.17 34.64 45.41 44.09 45.41
Lalackama 33 kV 2.87 6.19 6.19 0.00 6.19
Taltal 33 kV 0.56 3.59 3.59 0.00 3.59
ICC COMPONENTE CONTINUA SIN LAS CENTRALES (Idc en [kA])
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Tabla 3.6 Componente continua porcentual.
Barra kdc 3F kdc 2F kdc 2FT kdc 1FT kdc
Paposo 220 kV 7.35 41.08 41.08 40.26 41.08
Tap Off PE Taltal 220 kV 4.79 35.82 35.82 35.20 35.82
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 4.79 35.82 35.82 35.15 35.82
Diego de Almagro 220 kV 1.76 26.69 26.69 26.26 26.69
Carrera Pinto 220 kV 0.16 11.46 11.46 11.26 11.46
San Andrés 220 kV 0.20 12.39 12.39 12.25 12.39
Cardones 220 kV 1.01 21.13 21.13 21.00 21.13
Maitencillo 220 kV 2.12 26.76 26.76 26.69 26.76
Punta Colorada 220 kV 0.09 9.61 9.61 9.60 9.61
Pad de Azucar 220 kV 0.04 7.88 7.88 7.87 7.88
Las Palmas 220 kV 0.07 8.98 8.98 8.98 8.98
Los Vilos 220 kV 0.11 10.53 10.53 10.53 10.53
Los Nogales 220 kV 0.88 28.75 28.75 28.75 28.75
Quillota 220 kV 4.40 39.61 39.61 39.61 39.61
Diego de Almagro 110 kV 8.03 41.39 41.39 41.49 41.49
Paposo 15 kV B1 20.80 53.62 53.62 53.96 53.96
Paposo 15 kV B2 19.65 52.95 52.95 53.35 53.35
Lalackama 33 kV 23.36 59.44 59.44 55.96 59.44
Taltal 33 kV 4.53 34.45 34.45 0.00 34.45
COMPONENTE CONTINUA PORCENTUAL SIN LAS CENTRALES (Kdc en [%])
22
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3.3 Resultados del estudio de cortocircuito caso con central
En esta sección se presentan los resultados de cortocircuitos trifásico, bifásico aislado de
tierra, bifásico a tierra y monofásico a tierra para las barras mencionadas en la sección
anterior, tras la entrada en operación del PE Taltal y PFV Lalackama.
Los resultados se presentan de la siguiente manera:
Corriente simétrica inicial de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.1
Corriente asimétrica de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.2
Corriente de cortocircuito de corta duración: se presenta en la
Tabla 3.3
Corriente de cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3.4
Componente continua de la corriente de cortocircuito: se presenta en la Tabla
3.5
Componente continua porcentual : se presenta en la Tabla 3.6.
Además, en cada una de las tablas se incluye una columna con el valor máximo de
cortocircuito obtenido en cada barra.
Tabla 3.7: Niveles de cortocircuito simétrico máximos en barras.
Barra Ik´´ 3F Ik´´ 2F Ik´´ 2FT Ik´´ 1FT Ik´´
Paposo 220 kV 5.00 3.84 5.73 5.45 5.73
Tap Off PE Taltal 220 kV 4.44 3.44 4.40 4.17 4.44
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 4.39 3.43 4.47 4.33 4.47
Diego de Almagro 220 kV 5.86 4.67 6.03 5.90 6.03
Carrera Pinto 220 kV 5.22 4.27 5.06 4.73 5.22
San Andrés 220 kV 6.46 5.31 5.92 5.26 6.46
Cardones 220 kV 9.28 7.55 10.30 10.15 10.30
Maitencillo 220 kV 11.24 9.47 11.49 11.56 11.56
Punta Colorada 220 kV 6.48 5.49 5.95 4.75 6.48
Pad de Azucar 220 kV 6.16 5.15 6.73 6.57 6.73
Las Palmas 220 kV 6.83 5.60 6.63 6.16 6.83
Los Vilos 220 kV 9.54 8.03 8.90 7.47 9.54
Los Nogales 220 kV 30.16 26.14 27.83 21.45 30.16
Quillota 220 kV 37.77 32.71 37.06 34.48 37.77
Diego de Almagro 110 kV 7.59 6.21 9.06 9.01 9.06
Paposo 15 kV B1 58.79 44.50 59.47 56.63 59.47
Paposo 15 kV B2 61.57 46.69 61.49 58.44 61.57
Lalackama 33 kV 9.78 7.79 7.79 0.00 9.78
Taltal 33 kV 10.81 8.15 8.15 0.00 10.81
ICC SIMÉTRICA INICIAL CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (Ik´´ en [kA] rms)
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Tabla 3.8. Niveles de cortocircuito asimétrico máximos en barras.
Tabla 3.9. Niveles de cortocircuito peak máximos en barras.
Barra Iasim 3F Iasim 2F Iasim 2FT Iasim 1FT Iasim
Paposo 220 kV 5.00 4.42 6.59 6.27 6.59
Tap Off PE Taltal 220 kV 4.44 3.85 4.92 4.66 4.92
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 4.39 3.83 4.99 4.84 4.99
Diego de Almagro 220 kV 5.86 4.98 6.43 6.30 6.43
Carrera Pinto 220 kV 5.22 4.33 5.13 4.79 5.22
San Andrés 220 kV 6.46 5.39 6.01 5.34 6.46
Cardones 220 kV 9.28 7.87 10.74 10.59 10.74
Maitencillo 220 kV 11.24 10.12 12.28 12.36 12.36
Punta Colorada 220 kV 6.48 5.54 6.00 4.80 6.48
Pad de Azucar 220 kV 6.16 5.18 6.77 6.61 6.77
Las Palmas 220 kV 6.83 5.65 6.68 6.21 6.83
Los Vilos 220 kV 9.54 8.12 9.00 7.55 9.54
Los Nogales 220 kV 30.16 28.21 30.04 23.15 30.16
Quillota 220 kV 37.77 37.49 42.48 39.52 42.48
Diego de Almagro 110 kV 7.59 7.20 10.51 10.44 10.51
Paposo 15 kV B1 58.79 55.98 74.80 71.23 74.80
Paposo 15 kV B2 61.57 58.49 77.02 73.21 77.02
Lalackama 33 kV 9.78 9.93 9.93 0.00 9.93
Taltal 33 kV 10.81 9.00 9.00 0.00 10.81
ICC ASIMÉTRICO CON CENTRAL (Iasim´´ en [kA] rms)
Barra ip 3F ip 2F ip 2FT ip 1FT ipPaposo 220 kV 12.79 9.82 14.65 13.93 14.65
Tap Off PE Taltal 220 kV 11.21 8.69 11.10 10.52 11.21
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 11.08 8.64 11.26 10.92 11.26
Diego de Almagro 220 kV 14.36 11.44 14.76 14.46 14.76
Carrera Pinto 220 kV 11.82 9.68 11.47 10.72 11.82
San Andrés 220 kV 14.75 12.12 13.51 12.01 14.75
Cardones 220 kV 22.25 18.09 24.69 24.33 24.69
Maitencillo 220 kV 27.59 23.23 28.19 28.37 28.37
Punta Colorada 220 kV 14.49 12.27 13.29 10.62 14.49
Pad de Azucar 220 kV 13.54 11.32 14.79 14.45 14.79
Las Palmas 220 kV 15.18 12.45 14.73 13.69 15.18
Los Vilos 220 kV 21.48 18.09 20.05 16.82 21.48
Los Nogales 220 kV 74.54 64.60 68.79 53.01 74.54
Quillota 220 kV 96.44 83.52 94.64 88.05 96.44
Diego de Almagro 110 kV 19.48 15.94 23.25 23.11 23.25
Paposo 15 kV B1 155.12 117.41 156.91 149.42 156.91
Paposo 15 kV B2 162.26 123.06 162.04 154.02 162.26
Lalackama 33 kV 25.90 20.63 20.63 0.00 25.90
Taltal 33 kV 27.12 20.43 20.43 0.00 27.12
ICC CORTA DURACIÓN CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (ip en [kA])
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Tabla 3.10 Niveles de cortocircuito térmicos máximos en barras.
Tabla 3.11 Niveles de cortocircuitos máximos de la componente continúa.
Barra ith 3F ith 2F ith 2FT ith 1FT ithPaposo 220 kV 5.12 3.93 5.86 5.57 5.86
Tap Off PE Taltal 220 kV 4.53 3.51 4.49 4.26 4.53
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 4.48 3.50 4.56 4.42 4.56
Diego de Almagro 220 kV 5.96 4.75 6.12 6.00 6.12
Carrera Pinto 220 kV 5.27 4.32 5.11 4.78 5.27
San Andrés 220 kV 6.53 5.37 5.98 5.32 6.53
Cardones 220 kV 9.41 7.65 10.44 10.29 10.44
Maitencillo 220 kV 11.43 9.62 11.67 11.75 11.75
Punta Colorada 220 kV 6.54 5.54 6.00 4.80 6.54
Pad de Azucar 220 kV 6.21 5.19 6.78 6.63 6.78
Las Palmas 220 kV 6.89 5.65 6.69 6.22 6.89
Los Vilos 220 kV 9.63 8.11 8.99 7.54 9.63
Los Nogales 220 kV 30.67 26.58 28.31 21.81 30.67
Quillota 220 kV 38.63 33.45 37.91 35.27 38.63
Diego de Almagro 110 kV 7.77 6.36 9.28 9.22 9.28
Paposo 15 kV B1 60.79 46.02 61.50 58.56 61.50
Paposo 15 kV B2 63.63 48.26 63.55 60.40 63.63
Lalackama 33 kV 10.13 8.07 8.07 0.00 10.13
Taltal 33 kV 11.02 8.31 8.31 0.00 11.02
ICC TÉRMICO CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (Ith en [kA] rms)
Barra idc 3F idc 2F idc 2FT idc 1FT idc
Paposo 220 kV 0.47 2.19 3.26 3.10 3.26
Tap Off PE Taltal 220 kV 0.28 1.71 2.19 2.08 2.19
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 0.28 1.70 2.22 2.15 2.22
Diego de Almagro 220 kV 0.13 1.74 2.24 2.19 2.24
Carrera Pinto 220 kV 0.01 0.68 0.81 0.75 0.81
San Andrés 220 kV 0.02 0.92 1.03 0.91 1.03
Cardones 220 kV 0.13 2.24 3.06 3.01 3.06
Maitencillo 220 kV 0.32 3.57 4.34 4.36 4.36
Punta Colorada 220 kV 0.01 0.75 0.81 0.65 0.81
Pad de Azucar 220 kV 0.00 0.57 0.75 0.73 0.75
Las Palmas 220 kV 0.01 0.71 0.84 0.78 0.84
Los Vilos 220 kV 0.01 1.20 1.33 1.11 1.33
Los Nogales 220 kV 0.37 10.63 11.32 8.72 11.32
Quillota 220 kV 2.29 18.32 20.76 19.31 20.76
Diego de Almagro 110 kV 0.82 3.65 5.32 5.29 5.32
Paposo 15 kV B1 14.74 33.96 45.38 43.21 45.38
Paposo 15 kV B2 14.86 35.23 46.39 44.09 46.39
Lalackama 33 kV 2.70 6.16 6.16 0.00 6.16
Taltal 33 kV 0.63 3.83 3.83 0.00 3.83
ICC COMPONENTE CONTINUA CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (Idc en [kA])
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Tabla 3.12 Componente continua porcentual.
Barra kdc 3F kdc 2F kdc 2FT kdc 1FT kdc
Paposo 220 kV 6.95 40.26 40.26 40.26 40.26
Tap Off PE Taltal 220 kV 4.58 35.20 35.20 35.20 35.20
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 4.56 35.15 35.15 35.15 35.15
Diego de Almagro 220 kV 1.69 26.26 26.26 26.26 26.26
Carrera Pinto 220 kV 0.15 11.26 11.26 11.26 11.26
San Andrés 220 kV 0.20 12.25 12.25 12.25 12.25
Cardones 220 kV 0.99 21.00 21.00 21.00 21.00
Maitencillo 220 kV 2.10 26.69 26.69 26.69 26.69
Punta Colorada 220 kV 0.09 9.60 9.60 9.60 9.60
Pad de Azucar 220 kV 0.04 7.87 7.87 7.87 7.87
Las Palmas 220 kV 0.07 8.98 8.98 8.98 8.98
Los Vilos 220 kV 0.11 10.53 10.53 10.53 10.53
Los Nogales 220 kV 0.88 28.75 28.75 28.75 28.75
Quillota 220 kV 4.40 39.61 39.61 39.61 39.61
Diego de Almagro 110 kV 8.12 41.49 41.49 41.49 41.49
Paposo 15 kV B1 21.15 53.96 53.96 53.96 53.96
Paposo 15 kV B2 20.10 53.35 53.35 53.35 53.35
Lalackama 33 kV 19.53 55.96 55.96 55.96 55.96
Taltal 33 kV 4.09 33.22 33.22 0.00 33.22
COMPONENTE CONTINUA PORCENTUAL (Kdc en [%])
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3.4 Variación porcentual
En esta sección se exponen las diferencias porcentuales de los niveles de cortocircuitos
trifásico, bifásico aislado de tierra, bifásico a tierra y monofásico a tierra entre los casos
con y sin la entrada del PE Taltal y el PFV Lalackama.
Los resultados se presentan de la siguiente manera:
Diferencia corriente simétrica inicial de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.13
Diferencia corriente asimétrica de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.14
Diferencia corriente de cortocircuito de corta duración: se presenta en la
Tabla 3.3Tabla 3.15
Diferencia corriente de cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3.16
Diferencia componente continua de la corriente de cortocircuito: se presenta en
la Tabla 3.17
Además, en cada una de las tablas se incluye una columna con la máxima diferencia
encontrada entre los tipos de cortocircuito.
Tabla 3.13: Diferencia niveles de cortocircuito simétrico máximos en barras.
Barra Ik´´ 3F Ik´´ 2F Ik´´ 2FT Ik´´ 1FT Ik´´
Paposo 220 kV 7.6% 3.4% 5.6% 0.0% 7.6%
Tap Off PE Taltal 220 kV 8.6% 3.8% 5.6% 0.0% 8.6%
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 7.3% 3.3% 4.9% 0.0% 7.3%
Diego de Almagro 220 kV 2.6% 1.2% 1.8% 0.0% 2.6%
Carrera Pinto 220 kV 0.9% 0.4% 0.6% 0.0% 0.9%
San Andrés 220 kV 0.4% 0.2% 0.2% 0.0% 0.4%
Cardones 220 kV 0.2% 0.1% 0.1% 0.0% 0.2%
Maitencillo 220 kV 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1%
Punta Colorada 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Pad de Azucar 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Diego de Almagro 110 kV 1.0% 0.5% 0.8% 0.0% 1.0%
Paposo 15 kV B1 1.6% 0.7% 1.1% 0.0% 1.6%
Paposo 15 kV B2 2.1% 0.9% 1.4% 0.0% 2.1%
Lalackama 33 kV 12.6% 5.8% 5.8% 0.0% 12.6%
Taltal 33 kV 24.4% 10.6% 10.6% 0.0% 24.4%
ICC SIMÉTRICA INICIAL DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)
27
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Tabla 3.14. Diferencia niveles de cortocircuito asimétrico máximos en barras.
Tabla 3.15. Diferencia niveles de cortocircuito peak máximos en barras.
Barra Iasim 3F Iasim 2F Iasim 2FT Iasim 1FT Iasim
Paposo 220 kV 7.6% 2.9% 5.1% 0.0% 7.6%
Tap Off PE Taltal 220 kV 8.6% 3.5% 5.2% 0.0% 8.6%
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 7.3% 2.9% 4.5% 0.0% 7.3%
Diego de Almagro 220 kV 2.6% 1.0% 1.6% 0.0% 2.6%
Carrera Pinto 220 kV 0.9% 0.4% 0.5% 0.0% 0.9%
San Andrés 220 kV 0.4% 0.2% 0.2% 0.0% 0.4%
Cardones 220 kV 0.2% 0.0% 0.1% 0.0% 0.2%
Maitencillo 220 kV 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1%
Punta Colorada 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Pad de Azucar 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Diego de Almagro 110 kV 1.0% 0.6% 0.9% 0.0% 1.0%
Paposo 15 kV B1 1.6% 0.9% 1.3% 0.0% 1.6%
Paposo 15 kV B2 2.1% 1.2% 1.7% 0.0% 2.1%
Lalackama 33 kV 12.6% 3.3% 3.3% 0.0% 12.6%
Taltal 33 kV 24.4% 9.9% 9.9% 0.0% 24.4%
ICC ASIMÉTRICO DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)
Barra ip 3F ip 2F ip 2FT ip 1FT ipPaposo 220 kV 7.4% 3.2% 5.4% 0.0% 7.4%
Tap Off PE Taltal 220 kV 8.4% 3.7% 5.4% 0.0% 8.4%
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 7.1% 3.1% 4.7% 0.0% 7.1%
Diego de Almagro 220 kV 2.5% 1.0% 1.6% 0.0% 2.5%
Carrera Pinto 220 kV 0.7% 0.3% 0.4% 0.0% 0.7%
San Andrés 220 kV 0.3% 0.1% 0.2% 0.0% 0.3%
Cardones 220 kV 0.1% 0.0% 0.1% 0.0% 0.1%
Maitencillo 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Punta Colorada 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Pad de Azucar 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Diego de Almagro 110 kV 1.1% 0.5% 0.8% 0.0% 1.1%
Paposo 15 kV B1 1.6% 0.8% 1.1% 0.0% 1.6%
Paposo 15 kV B2 2.2% 1.0% 1.5% 0.0% 2.2%
Lalackama 33 kV 11.9% 5.1% 5.1% 0.0% 11.9%
Taltal 33 kV 24.0% 10.2% 10.2% 0.0% 24.0%
ICC CORTA DURACIÓN DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)
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Tabla 3.16 Diferencia niveles de cortocircuito térmicos máximos en barras.
Tabla 3.17 Diferencia niveles de cortocircuitos máximos de la componente continúa.
Barra ith 3F ith 2F ith 2FT ith 1FT ithPaposo 220 kV 7.6% 3.3% 5.6% 0.0% 7.6%
Tap Off PE Taltal 220 kV 8.6% 3.8% 5.5% 0.0% 8.6%
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 7.3% 3.3% 4.9% 0.0% 7.3%
Diego de Almagro 220 kV 2.6% 1.2% 1.8% 0.0% 2.6%
Carrera Pinto 220 kV 0.9% 0.4% 0.5% 0.0% 0.9%
San Andrés 220 kV 0.4% 0.2% 0.2% 0.0% 0.4%
Cardones 220 kV 0.2% 0.1% 0.1% 0.0% 0.2%
Maitencillo 220 kV 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1%
Punta Colorada 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Pad de Azucar 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Diego de Almagro 110 kV 1.1% 0.5% 0.8% 0.0% 1.1%
Paposo 15 kV B1 1.6% 0.7% 1.1% 0.0% 1.6%
Paposo 15 kV B2 2.2% 1.0% 1.4% 0.0% 2.2%
Lalackama 33 kV 12.2% 5.4% 5.4% 0.0% 12.2%
Taltal 33 kV 24.3% 10.6% 10.6% 0.0% 24.3%
ICC TÉRMICO DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)
Barra idc 3F idc 2F idc 2FT idc 1FT idc
Paposo 220 kV 2.2% 1.3% 3.5% 0.0% 3.5%
Tap Off PE Taltal 220 kV 3.9% 2.0% 3.7% 0.0% 3.9%
Tap Off PFV Lalackama 220 kV 2.4% 1.4% 3.0% 0.0% 3.0%
Diego de Almagro 220 kV -1.4% -0.4% 0.1% 0.0% 0.1%
Carrera Pinto 220 kV -4.3% -1.3% -1.2% 0.0% 0.0%
San Andrés 220 kV -2.7% -0.9% -0.9% 0.0% 0.0%
Cardones 220 kV -1.9% -0.5% -0.5% 0.0% 0.0%
Maitencillo 220 kV -0.9% -0.2% -0.2% 0.0% 0.0%
Punta Colorada 220 kV 0.0% -0.1% -0.1% 0.0% 0.0%
Pad de Azucar 220 kV -2.9% -0.1% -0.1% 0.0% 0.0%
Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Diego de Almagro 110 kV 2.2% 0.7% 1.1% 0.0% 2.2%
Paposo 15 kV B1 3.6% 1.3% 1.7% 0.0% 3.6%
Paposo 15 kV B2 4.9% 1.7% 2.2% 0.0% 4.9%
Lalackama 33 kV -5.9% -0.4% -0.4% 0.0% 0.0%
Taltal 33 kV 12.4% 6.7% 6.7% 0.0% 12.4%
ICC COMPONENTE CONTINUA DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)
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4 Verificación de capacidad de ruptura
A partir de los niveles de cortocircuito máximos calculados y de los datos de diseño de
los equipos, se verifica la capacidad de ruptura de los interruptores existentes,
emplazados en los paños de 220 kV de las subestaciones Paposo, Diego de Almagro,
Carrera Pinto y Cardones, y de los interruptores proyectados, asociados a los proyectos
PE Taltal y PFV Lalackama.
En caso de identificarse algún interruptor que se vea sobrepasado en su capacidad
ante el nivel máximo de cortocircuito calculado, se dimensionará el equipo necesario
para su reemplazo.
4.1 Consideraciones para verificación de capacidad de ruptura
El cálculo de niveles de cortocircuito se ejecuta sobre las barras del sistema en estudio y
no sobre cada tramo particular que se conecta a dicha barra, de manera que se
obtienen solicitaciones que en muchos casos son superiores a los valores reales que se
obtendrán para cada interruptor.
Los niveles de cortocircuito en barra calculados se comparan primeramente con las
mínimas capacidades de ruptura de los equipos conectados a cada barra. De esta
manera, si el cortocircuito máximo no excede dicha capacidad de ruptura, ningún
equipo se verá sobrepasado en su capacidad de ruptura.
En caso que una corriente máxima de cortocircuito calculada según lo ya indicado
exceda la capacidad de ruptura del interruptor asociado a una barra, se procede a
realizar una revisión de las corrientes sobre todos los interruptores asociados a esa barra,
considerando las solicitaciones específicas sobre estos. Para esto se aplica la revisión de
las cuatro condiciones de conexión del interruptor presentadas en la Figura 4.1.
Figura 4.1: Condiciones de aplicación de falla sobre interruptores
F
Icc Barra
Icc Línea
Icc Barra – Icc Línea
F
Icc Line Out
F
Icc Open End
F
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La corriente máxima que debe soportar el interruptor en cuestión corresponde a:
{ ( ) }
Finalmente, los valores de capacidad de ruptura simétrica, asimétrica y de corta
duración se obtienen a partir de los datos de placa de los interruptores respectivos. De
no contar con los datos de ruptura asimétrica y de corta duración o peak, éstos se
obtienen a partir del cálculo propuesto por la norma IEC 60909-0 (2001), los cuales se
detallan a continuación:
i. Capacidades asimétricas: para cada barra se utiliza la capacidad simétrica
multiplicada por un factor constante, de acuerdo a la siguiente relación3:
ii. Capacidades de corriente de peak: para cada barra se utiliza la capacidad
simétrica multiplicada por un factor constante, de acuerdo a la siguiente relación4:
4.2 Capacidad de ruptura
Las capacidades de ruptura para los interruptores instalados en las subestaciones 220 kV
Cardones, Diego de Almagro, Carrera Pinto, Paposo, Tap off y subestación elevadora
220/33 kV Taltal Eólica y Tap off y subestación elevadora 220/33 kV Lalackama, se
presentan en la Tabla 4.1, cuyos datos fueron obtenidos en la información pública
disponible en la página web del CDEC-SIC.
Tabla 4.1: Mínimas capacidades de ruptura en las subestaciones.
CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO
Nombre S/E Paño Capacidad de ruptura [kA]
Capacidad de ruptura asim
[kA]
Capacidad de Cierre en Cortocircuito
[kA]
S/E Tap-Off Lalackama J01 50.00 54.00 80.00
S/E Tap-Off Taltal JL1 40.00 43.20 80.00
S/E Elevadora Lalackama
JT1 40.00 43.20 80.00
BT1 40.00 43.20 100.00
Alim. De 33 kV 40.00 43.20 100.00
S/E Elevadora Taltal
JT1 40.00 43.20 80.00
BT1 40.00 43.20 100.00
Alim. De 33 kV 40.00 43.20 100.00
S/E Cardones J5 40.00 43.20 100.00
J6 50.00 54.00 125.00
3 El factor de amplificación de 1,08 se obtiene de considerar el tiempo mínimo de separación de contactos de
40 ms definido en el procedimiento DO y lo indicado en la sección 4.101 Rated short-circuit breaking current de
la norma IEC 60056 High-voltage alternating-current circuit-breakers.
4 El factor de amplificación de 2,5 se obtiene de considerar lo indicado en la sección 4.103 Rated short-circuit
making current de la norma IEC 60056 High-voltage alternating-current circuit-breakers.
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CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO
Nombre S/E Paño Capacidad de ruptura [kA]
Capacidad de ruptura asim
[kA]
Capacidad de Cierre en Cortocircuito
[kA]
CT1 12.00 12.96 28.80
H3 40.00 43.20 100.00
H2 40.00 43.20 80.00
JT1 40.00 43.20 100.00
HT1 40.00 43.20 100.00
H4 40.00 43.20 100.00
J3 40.00 43.20 100.00
HT2 40.00 43.20 100.00
JT2 40.00 43.20 100.00
J4 40.00 43.20 100.00
CE1 33.00 35.64 66.00
JS 40.00 43.20 100.00
CE2 33.00 35.64 66.00
S/E Carrera Pinto J1 40.00 43.20 80.00
J2 40.00 43.20 80.00
S/E Diego de Almagro
HS 32.00 34.56 64.00
HT1 32.00 34.56 64.00
J3 40.00 43.20 100.00
CE3 33.00 35.64 66.00
H5 32.00 34.56 64.00
CT3 12.00 12.96 24.00
E1 19.00 20.52 38.00
CE1 33.00 35.64 66.00
H3 32.00 34.56 64.00
HR 32.00 34.56 64.00
J1 40.00 43.20 80.00
JT3 32.00 34.56 64.00
CE4 33.00 35.64 66.00
CE2 33.00 35.64 66.00
HT2 32.00 34.56 64.00
H1 32.00 34.56 64.00
ET5 19.00 20.52 38.00
E2 19.00 20.52 38.00
H2 32.00 34.56 64.00
JZ1 40.00 43.20 100.00
CT3-2 12.00 12.96 24.00
HT3 32.00 34.56 64.00
E3 19.00 20.52 38.00
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CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO
Nombre S/E Paño Capacidad de ruptura [kA]
Capacidad de ruptura asim
[kA]
Capacidad de Cierre en Cortocircuito
[kA]
J4 40.00 43.20 80.00
S/E Maitencillo
J2 40.00 43.20 100.00
J8 50.00 54.00 125.00
H3 28.20 30.46 56.00
CE4 33.00 35.64 66.00
CT2 12.00 12.96 24.00
JT3 40.00 43.20 100.00
H4 28.20 30.46 56.00
CE3 33.00 35.64 66.00
J1 40.00 43.20 100.00
H1 28.20 30.46 56.00
HS 22.00 23.76 63.00
J4 40.00 43.20 100.00
JR 50.00 54.00 100.00
HT2 31.00 33.48 63.00
HR 28.00 30.24 56.00
J3 50.00 54.00 100.00
JT2 50.00 54.00 100.00
JS 50.00 54.00 100.00
H5 28.00 30.24 56.00
H2 28.00 30.24 56.00
J7 31.50 34.02 63.00
S/E Paposo
J1 40.00 43.20 80.00
JS 40.00 43.20 100.00
J2 40.00 43.20 100.00
4.3 Verificación de capacidad de ruptura de interruptores
4.3.1 Comparación con niveles de cortocircuito en barras
Se comparan primeramente las capacidades de ruptura de los equipos con las
corrientes máximas de cortocircuito de la barra a la que están conectados.
En la Tabla 4.2 se presentan los niveles máximos de cortocircuito, junto a las respectivas
capacidades de ruptura mínimas asociadas a cada barra. En caso que no se cumpla
que la capacidad de ruptura es mayor que el nivel máximo de cortocircuito, se deberá
hacer un análisis adicional, de modo de analizar las contribuciones efectivas sobre los
interruptores conectados a la barra en cuestión.
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Tabla 4.2: Cuadro comparativo entre capacidades de ruptura mínima por barra y corriente
máxima de cortocircuito.
CUMPLIMIENTO CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO
Nombre S/E Paño Ik´´ [kA rms]
Ik´´ rupt
[kA rms] Iasim
[kA rms] Iasim
rupt
[kA rms] ip
[kA peak] ip
rupt
[kA peak]
¿Cumple capacidad
de ruptura?
S/E Tap-Off Lalackama
J01 4.47 50.00 4.92 54.00 11.26 80.00 SÍ
S/E Tap-Off Taltal JL1 5.73 40.00 4.99 43.20 11.21 80.00 SÍ
S/E Elevadora Lalackama
JT1 5.73 40.00 4.99 43.20 11.26 80.00 SÍ
BT1 5.73 40.00 4.99 43.20 11.26 100.00 SÍ
Alim. De 33 kV 5.73 40.00 9.93 43.20 25.90 100.00 SÍ
S/E Elevadora Taltal
JT1 5.73 40.00 4.92 43.20 11.21 80.00 SÍ
BT1 5.73 40.00 4.92 43.20 11.21 100.00 SÍ
Alim. De 33 kV 5.73 40.00 10.81 43.20 27.12 100.00 SÍ
S/E Cardones
J5 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ
J6 10.30 50.00 10.74 54.00 24.69 125.00 SÍ
CT1 10.30 12.00 10.74 12.96 24.69 28.80 SÍ
H3 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ
H2 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 80.00 SÍ
JT1 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 80.00 SÍ
HT1 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ
H4 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ
J3 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ
HT2 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ
JT2 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ
J4 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ
CE1 10.30 33.00 10.74 35.64 24.69 66.00 SÍ
JS 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ
CE2 10.30 33.00 10.74 35.64 24.69 66.00 SÍ
S/E Carrera Pinto J1 5.22 40.00 5.22 43.20 11.82 80.00 SÍ
J2 5.22 40.00 5.22 43.20 11.82 80.00 SÍ
S/E Diego de Almagro
HS 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ
HT1 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ
J3 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ
CE3 6.03 33.00 6.43 35.64 14.76 66.00 SÍ
H5 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ
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CUMPLIMIENTO CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO
Nombre S/E Paño Ik´´ [kA rms]
Ik´´ rupt
[kA rms] Iasim
[kA rms] Iasim
rupt
[kA rms] ip
[kA peak] ip
rupt
[kA peak]
¿Cumple capacidad
de ruptura?
CT3 6.03 12.00 6.43 12.96 14.76 24.00 SÍ
E1 6.03 19.00 6.43 20.52 14.76 38.00 SÍ
CE1 6.03 33.00 6.43 35.64 14.76 66.00 SÍ
H3 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ
HR 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ
J1 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 80.00 SÍ
JT3 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ
CE4 6.03 33.00 6.43 35.64 14.76 66.00 SÍ
CE2 6.03 33.00 6.43 35.64 14.76 66.00 SÍ
HT2 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ
H1 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ
ET5 6.03 19.00 6.43 20.52 14.76 38.00 SÍ
E2 6.03 19.00 6.43 20.52 14.76 38.00 SÍ
H2 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 80.00 SÍ
JZ1 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ
CT3-2 6.03 12.00 6.43 12.96 14.76 24.00 SÍ
HT3 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ
E3 6.03 19.00 6.43 20.52 14.76 38.00 SÍ
J4 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ
S/E Maitencillo
J2 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 80.00 SÍ
J8 11.56 50.00 12.36 54.00 28.37 125.00 SÍ
H3 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ
CE4 11.56 33.00 12.36 35.64 28.37 66.00 SÍ
CT2 11.56 12.00 12.36 12.96 28.37 24.00 SÍ
JT3 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ
H4 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ
CE3 11.56 33.00 12.36 35.64 28.37 66.00 SÍ
J1 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 80.00 SÍ
H1 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ
HS 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ
J4 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ
JR 11.56 50.00 12.36 54.00 28.37 100.00 SÍ
HT2 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ
HR 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ
J3 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ
JT2 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ
JS 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ
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Estudios de Conexión PE Taltal y PF Lalackama
Estudio de Cortocircuitos
Junio 2014 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Fono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
CUMPLIMIENTO CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO
Nombre S/E Paño Ik´´ [kA rms]
Ik´´ rupt
[kA rms] Iasim
[kA rms] Iasim
rupt
[kA rms] ip
[kA peak] ip
rupt
[kA peak]
¿Cumple capacidad
de ruptura?
H5 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ
H2 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 80.00 SÍ
J7 11.56 31.50 12.36 34.02 28.37 63.00 SÍ
S/E Paposo
J1 5.73 40.00 6.59 43.20 14.65 80.00 SÍ
JS 5.73 40.00 6.59 43.20 14.65 100.00 SÍ
J2 5.73 40.00 6.59 43.20 14.65 80.00 SÍ
Al comparar los niveles de cortocircuito simétrico, asimétrico y de corta duración con las
capacidades de ruptura de los interruptores en las subestaciones estudiadas, se puede
observar que todos los equipos instalados la zona aledaña al parque eólico deberán
abrir corrientes de cortocircuito máximas inferiores a sus respectivas capacidades de
ruptura, y en consecuencia son aptos para despejar fallas luego de la conexión de los
proyectos.
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Estudios de Conexión PE Taltal y PF Lalackama
Estudio de Cortocircuitos
Junio 2014 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile
Fono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl
5 Conclusiones
De los resultados de la verificación de capacidad de ruptura se concluye que no es
necesario modificar los interruptores analizados en las subestaciones adyacentes a los
proyectos PE Taltal y PFV Lalackama, ya que los niveles máximos de cortocircuito en
ningún caso logran superar las mínimas capacidades de ruptura de dichos interruptores.
En resumen, el aumento en los niveles de cortocircuito del sistema producto de la
conexión de los proyectos evaluados no implica el reemplazo de los equipos de
maniobra existentes ni tampoco obras adicionales en el sistema de transmisión. La
instalación que se ve más influenciada con la entrada de los proyectos es la S/E Paposo,
la cual sufre un aumento porcentual máximo de 7.6% en sus niveles de cortocircuito.
Por otra parte, cabe destacar que la contribución de las corrientes de cortocircuito del
PE Taltal y del PFV Lalackama, en sus respectivos puntos de conexión con la línea
Paposo – Diego de Almagro 2x200 kV, son 267 A y 138 A respectivamente. La duración
de dichos aportes de cortocircuitos son del orden de los milisegundos, concluyéndose
que la incorporación de los proyectos no afectará a la operación de los
transformadores de corriente ni a los esquemas diferenciales de barra de las SS/EE
Paposo y Diego de Almagro, como tampoco la efectividad en cuanto a la protección
brindada por las mallas de puestas a tierra de dichas subestaciones.