IEB-063-15-01(I)_ECP C4 Ancoa-Alto Jahuel 500kV v2

Transcripción

ACCESSIBILIDAD:
CONTROLADA
NO CONTROLADA
I
29/02/16
J. Cano
J. Jaramillo
Luis Giraldo
Según comentarios de
CDEC-SIC
PA
H
08/01/16
J. Cano
J. Jaramillo
Luis Giraldo
CDEC-SIC
PA
G
10/12/15
C. Uribe
J. Arias
José D. Arcila
CDEC-SIC
PA
F
05/12/15
C. Uribe
J. Arias
José D. Arcila
RR 2015-338 TRANSELEC
PA
Rev.
Fecha
Elaborado por
Revisado por
Aprobado por
Descripción
Estado
PROYECTO CUARTO CIRCUITO A 500 kV
ENTRE LAS SUBESTACIONES ANCOA Y ALTO JAHUEL
ESTUDIO DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
ESCALA:
SIN
FORMATO:
CÓDIGO:
HOJA
REV.
Carta
IEB-063-15-01
01
I
TABLA DE CONTENIDO
1
INTRODUCCIÓN Y SUMARIO DEL ESTUDIO DE ANÁLISIS DE PROTECCIONES ........ 11
2
OBJETO .......................................................................................................................... 13
3
ALCANCE DEL ESTUDIO ................................................................................................ 13
3.1
3.2
3.3
3.4
SUBESTACIÓN ANCOA 500 KV ................................................................................. 14
3.1.1
Sistema de protección para el paño de línea K6 del circuito Alto Jahuel 4............... 14
3.1.2
Sistema de protección del reactor de línea y del reactor de neutro.......................... 14
3.1.3
Transformadores de medida asociados con el circuito Alto Jahuel 4 ....................... 14
SUBESTACIÓN ALTO JAHUEL 500 KV ...................................................................... 16
3.2.1
Sistema de protección para el paño de línea K6 del circuito Alto Jahuel 4............... 16
3.2.2
Sistema de protección del reactor de línea y del reactor de neutro.......................... 16
3.2.3
Transformadores de medida asociados con el circuito Ancoa 4 .............................. 16
ÁREA DE INFLUENCIA DEL ESTUDIO ...................................................................... 21
3.3.1
Subestación Ancoa ................................................................................................ 21
3.3.2
Subestación Alto Jahuel ......................................................................................... 21
AJUSTES ACTUALES DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN ............................................ 25
4
DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN ................................................... 32
5
ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA .............................................................................. 32
6
ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO.................................................................................... 46
7
METODOLOGÍA .............................................................................................................. 55
8
FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN ........................................................................................ 56
8.1
LINEA DE TRANSMISIÓN .......................................................................................... 56
8.2
REACTORES DE LINEA Y DE NEUTRO .................................................................... 57
8.3
BARRAS ..................................................................................................................... 57
9
CRITERIOS DE AJUSTE PARA LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN ............................ 57
9.1
CRITERIOS PARA LAS PROTECCIONES DE LÍNEA ................................................. 57
9.1.1
Función Diferencial de Línea (87L) ......................................................................... 57
9.1.2
Función Distancia (21/21N) .................................................................................... 64
9.1.3
Función de Selección de Fase ................................................................................ 80
9.1.4
Función de Sobrecorriente Direccional de Tierra (67N) ........................................... 82
9.1.5
Función de Oscilación de Potencia (68) .................................................................. 85
9.1.6
Función de Recierre (79) ........................................................................................ 88
9.1.7
Función de Verificación de Sincronismo (25) .......................................................... 90
9.1.8
Función de Baja Tensión (27) ................................................................................. 92
9.1.9
Función de Sobretensión (59)................................................................................. 93
9.1.10 Función de Cierre en Falla (SOTF) ......................................................................... 94
9.1.11 Función de Sobrecorriente de Emergencia (51B-51BN) .......................................... 96
Pág 2 de 220
9.1.12 Función de Localizador de Fallas ........................................................................... 97
9.1.13 Función de Falla Fusible......................................................................................... 99
9.1.14 Función de Falla Interruptor (50BF) ...................................................................... 100
9.2
CRITERIOS PARA LAS PROTECCIONES DE REACTORES DE LÍNEA Y DE NEUTRO
................................................................................................................................. 103
9.2.1
Función diferencial (87R)...................................................................................... 103
9.2.2
Función de Falla a Tierra Restringida de Baja Impedancia (87N) .......................... 106
9.2.3
Función de Sobrecorriente de Fases Temporizada (51) ........................................ 109
9.2.4
Función de Sobrecorriente de Tierra (51N) ........................................................... 110
9.2.5
Función de Sobrecorriente de Tierra Sensitiva (51G) ............................................ 110
9.2.6
Función de Sobrecorriente de Fases y de Tierra de Tiempo Definido (50/50N) ..... 111
9.2.7
Función de Falla Interruptor (50BF) ...................................................................... 111
9.3
CRITERIOS PARA LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS .......................... 113
10
AJUSTE DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN ........................................................ 113
10.1
AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE LÍNEA, SUBESTACIÓN ANCOA ................. 113
10.1.1 Función Diferencial de Línea (87L) ....................................................................... 113
10.1.2 Función Distancia (21/21N) .................................................................................. 117
10.1.3 Función de Selección de Fase .............................................................................. 135
10.1.4 Función de Sobrecorriente Direccional de Tierra (67N) ......................................... 137
10.1.5 Función de Oscilación de Potencia (68) ................................................................ 139
10.1.6 Función de Recierre (79) ...................................................................................... 140
10.1.7 Función de Verificación de Sincronismo (25) ........................................................ 141
10.1.8 Función de Cierre en Falla (SOTF) ....................................................................... 142
10.1.9 Función de Sobrecorriente de Emergencia (51B-51BN) ........................................ 142
10.1.10 Función de Localizador de Fallas ......................................................................... 145
10.1.11 Función de Falla Fusible....................................................................................... 147
10.2
AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE LÍNEA, SUBESTACIÓN ALTO JAHUEL ...... 150
10.2.1 Función Diferencial de Línea (87L) ....................................................................... 150
10.2.3 Función de Selección de Fase .............................................................................. 167
10.2.4 Función de Sobrecorriente Direccional de Tierra (67N) ......................................... 169
10.2.5 Esquema de teleprotección Función Distancia y Sobrecorriente Residual (85A, 85C)
172
10.2.6 Función de Oscilación de Potencia (68) ................................................................ 173
10.2.7 Función de Recierre (79) ...................................................................................... 175
10.2.8 Función de Verificación de Sincronismo (25) ........................................................ 175
10.2.9 Función de Cierre en Falla (SOTF) ....................................................................... 176
10.2.10 Función de Sobrecorriente de Emergencia (51B-51BN) ........................................ 176
10.2.11 Tabla 64Función de Localizador de Fallas ............................................................ 178
Pág 3 de 220
10.2.12 Función de Falla Fusible....................................................................................... 179
10.3
AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE LA COMPENSACIÓN REACTIVA ............... 181
10.3.1 Función diferencial (87R)...................................................................................... 181
10.3.2 Función Falla a Tierra Restringida de Baja Impedancia (87N) ............................... 186
10.3.3 Función de Sobrecorriente de Fases Temporizada (51) ........................................ 190
10.3.4 Función de Sobrecorriente de Tierra Sensitiva (51G) ............................................ 191
11
VERIFICACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL ÁREA DE INFLUENCIA Y
RECOMENDACIONES ADICIONALES DE AJUSTE ...................................................... 193
11.1
LÍNEAS DE TRANSIMISIÓN ANCOA – CHARRÚA 1 Y 2 A 500 KV: EVALUACIÓN DE
OPERACIÓN NO SELECTIVA ANTE FALLAS EXTERNAS POR INVERSIÓN DE
TENSIÓN Y SOLUCIÓN PROPUESTA ..................................................................... 193
11.1.2 Ajustes Recomendados ........................................................................................ 198
11.2
LÍNEAS DE TRANSIMISIÓN ANCOA – ALTO JAHUEL A 500 KV: EVALUACIÓN DE
OPERACIÓN NO SELECTIVA ANTE FALLAS EXTERNAS POR INVERSIÓN DE
TENSIÓN Y SOLUCIÓN PROPUESTA ..................................................................... 198
11.2.2 Ajustes Recomendados ........................................................................................ 200
11.3
LÍNEAS DE TRANSIMISIÓN ALTO JAHUEL – LO AGUIRRE Y ALTO JAHUEL –
POLPAICO A 500 KV: EVALUACIÓN DEL PROBLEMA DE TRASLAPES DE ZONAS 2
ANTE AUSENCIA DE ENLACES DE COMUNICACIÓN EN LA LÍNEA Y SOLUCIÓN
PROPUESTA ............................................................................................................ 200
11.4
LÍNEAS DE TRANSIMISIÓN ANCOA – CHARRÚA 1 Y 2 A 500 KV: EVALUACIÓN DEL
PROBLEMA DE TRASLAPES DE ZONAS 2 ANTE AUSENCIA DE ENLACES DE
COMUNICACIÓN EN LA LÍNEA Y SOLUCIÓN PROPUESTA ................................... 209
12
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................. 213
13
REFERENCIAS.............................................................................................................. 220
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Diagrama unilineal simplificado línea 2x500 kV Ancoa – Alto Jahuel, circuitos 3
(existente) y 4 (proyectado) en SE Ancoa .......................................................................................... 19
Figura 2. Diagrama unilineal simplificado línea 2x500 kV Ancoa – Alto Jahuel, circuitos 3
(existente) y 4 (proyectado) en SE Alto Jahuel .................................................................................. 20
Figura 3. Área de influencia estudio de coordinación de protecciones circuito 4 Ancoa – Alto
Jahuel 500 kV....................................................................................................................................... 24
Figura 4. Característica de operación de la función 87L – Relé RED670 ......................................... 58
Pág 4 de 220
Figura 5. Característica de operación discriminador de fallas – RED670 ........................................ 59
Figura 6. Característica de distancia cuadrilateral del relé REL 670 ................................................ 65
Figura 7. Característica cuadrilateral de la distancia Fase-Tierra, REL670 ..................................... 66
Figura 8. Característica cuadrilateral de la distancia Fase-Fase, REL670 ....................................... 66
Figura 9. Sub-alcance (Zona 1) y sobre-alcance (Zona 2) en una línea compensada ..................... 68
Figura 10. Protección distancia con sobre alcance permisivo ......................................................... 70
Figura 11. Diagrama de operación normal con ambos circuitos en funcionamiento. .............................. 74
Figura 12. Diagrama de operación con un solo circuito en funcionamiento y el otro fuera de servicio
sin aterrizar. .......................................................................................................................................... 74
Figura 13. Diagrama de operación con un solo circuito en funcionamiento y el otro fuera de servicio
aterrizado en ambos extremos. .............................................................................................................. 74
Figura 14. Diagrama de operación con un solo circuito en funcionamiento y el otro fuera de servicio y
aterrizado en uno de los extremos. ........................................................................................................ 75
Figura 15. Ajustes de la función de impedancia direccional cuadrilateral ...................................... 77
Figura 16. Compensación serie de líneas paralelas ......................................................................... 78
Figura 17. Característica de operación cuando la función de detección de carga de la
protección de selección de fases se encuentra activada .................................................................. 82
Figura 18. Esquema de disparo transferido permisivo por comparación direccional .................... 84
Figura 19. Característica de operación para la función ZMRPSB .................................................... 86
Figura 20. Red equivalente con los datos necesarios para el ajuste de la función de
localización de fallas ........................................................................................................................... 98
Figura 21. Reactor con o sin reactor de neutro y conectado a una línea ...................................... 103
Figura 22. Característica de operación 87R – relé RET670.............................................................. 104
Figura 23. Característica opérate-bias de la protección 87N .......................................................... 107
Figura 24. Característica cuadrilateral de operación función distancia 4to circuito Ancoa –
Alto Jahuel 500 kV, SE Ancoa ........................................................................................................... 123
Figura 25. Operación 21 Falla 3F de 25 Ω al 5% de la línea Ancoa-A. Jahuel C4 desde Ancoa –
Caso 1 Dda Alta HH ........................................................................................................................... 125
Figura 26. Operación 21N Falla 1F de 25 Ω al 95% de la línea Ancoa-A Jahuel C4 desde
Ancoa– Caso 1 Dda Alta HH.............................................................................................................. 126
Figura 27. Operación 21/21N Falla 1F franca al 5% de la línea Ancoa-A. Jahuel C3 desde Ancoa
– Caso 6 Dda Alta HH ........................................................................................................................ 127
Figura 28. Operación 21/21N Falla 3F de 5 Ω al 95% de la línea Ancoa-A Jahuel C3 desde
Ancoa – Caso 6 Dda Alta HH ............................................................................................................. 128
Figura 29. Operación 21/21N Falla trifásica franca al 10% de la línea Ancoa – Alto Jahuel C4 desde
Ancoa – Caso 1 Dda Alta HH............................................................................................................... 129
Figura 30. Comportamiento dinamico de la compensación serie de la línea Alto Jahuel – Ancoa C4
500 kV ante falla trifásica franca al 1% desde la subestación Ancoa 500 kV ........................................ 133
Ancoa .................................................................................................................................................. 134
Pág 5 de 220
Figura 32. Característica de la función de selección de fases 4to circuito Ancoa-Alto Jahuel
500 kV en SE Ancoa 500 kV .............................................................................................................. 136
Figura 33. Operación función 67N con falla 1ϕ de 30 Ω al 50% de la línea Ancoa-Alto Jahuel en
Ancoa– Caso 1 Dda Baja HS ............................................................................................................. 137
Figura 34. Operación función 67N con falla 1ϕ franca al 5% de la línea Alto Jahuel-Lo Aguirre
en Alto Jahuel – Caso 1 Dda Baja HS ............................................................................................... 138
Figura 35. Característica de operación función oscilación de potencia (bandas de color
blanco) 4to circuito Ancoa-Alto Jahuel en SE Ancoa 500 kV .......................................................... 140
Figura 36. Operación función 51B/51BN de emergencia con falla trifásica (a) y monofásica
franca (b) al 99% línea Alto Jahuel 4 desde SE Ancoa 500 kV ........................................................ 143
franca (b) al 1% línea Alto Jahuel 4 desde SE Ancoa 500 kV .......................................................... 144
Figura 38. Simulación de falla trifásica franca barra 500 kV SE Ancoa ......................................... 146
Figura 39. Simulación de falla trifásica franca barra 500 kV SE Alto Jahuel ................................. 147
Figura 40. Característica cuadrilateral de operación función distancia 4to circuito Ancoa –
Alto Jahuel 500 kV, SE Alto Jahuel ................................................................................................... 156
Figura 41. Operación 21/21N Falla 1F de 25 Ω al 5% de la línea Ancoa-A Jahuel C4 desde Alto
Jahuel – Caso 1 Dda Alta HH ............................................................................................................ 159
Figura 42. Operación 21/21N Falla 3F de 5 Ω al 5% de la línea Ancoa-A Jahuel C3 desde Alto
Figura 43. Operación 21/21N Falla 1F franca al 95% de la línea Ancoa-A. Jahuel C3 desde Alto
Alto Jahuel – Caso 1 Dda Alta HH ....................................................................................................... 162
Figura 45. Comportamiento dinamico de la compensación serie de la línea Alto Jahuel – Ancoa C4
500 kV ante falla trifásica franca al 99% desde la subestación Alto Jahuel 500 kV ............................... 165
Alto Jahuel .......................................................................................................................................... 166
Figura 47. Característica de la función de selección de fases 4to circuito Ancoa-Alto Jahuel en
SE Alto Jahuel 500 kV ....................................................................................................................... 169
Figura 48. Operación función 67N con falla 1ϕ franca al 50% de la línea Alto Jahuel-Ancoa – Dda
Baja HS Caso 1 ................................................................................................................................... 171
Figura 49. Operación función 67N con falla 1ϕ franca al 5% de la línea Ancoa-Charrúa– Dda Baja HS
Caso 1................................................................................................................................................. 171
Figura 50. Característica de operación función oscilación de potencia (bandas de color
blanco) 4to circuito Ancoa-Alto Jahuel en SE Alto Jahuel 500 kV .................................................. 174
franca (b) al 99% línea Ancoa 4 desde SE Alto Jahuel 500 kV ........................................................ 177
Figura 52. Característica de operación 87R relé RET670 para reactores de línea SE Ancoa y SE
Alto Jahuel ......................................................................................................................................... 183
Figura 53. Verificación de la correcta operación de la protección diferencial del reactor de línea
– Operación normal ........................................................................................................................... 185
Pág 6 de 220
Figura 54. Verificación de la correcta operación de la protección diferencial del reactor de línea
– Operación falla interna ................................................................................................................... 185
Figura 55. Placa de características técnicas reactor de línea ........................................................ 187
Figura 56. Placa de características técnicas reactor de neutro ..................................................... 188
Figura 57. Curva de operación función 87N para reactor de línea – Operación normal y falla
externa ............................................................................................................................................... 189
Figura 58. Curva de operación función 87N para reactor de línea – Falla interna ......................... 189
Figura 59. Curva de operación función 51 y 51G reactor de línea Alto Jahuel 4 en SE Ancoa
500 kV................................................................................................................................................. 192
Figura 60. Curvas de operación función 21 y 21N de la línea Ancoa – Charrua 1 a 500 kV ante falla
trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV desde el extremo de Alto Jahuel ...... 194
trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV desde el extremo de Alto Jahuel ...... 197
Figura 62. Curvas de operación función 21 y 21N de la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre a 500 kV ante
falla trifásica franca al 5% de la línea desde el extremo de Alto Jahuel ................................................ 201
Figura 63. Falla trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV desde el extremo de
la Subestación Alto Jahuel 500 kV. ...................................................................................................... 203
Figura 64. Falla trifásica franca al 4% en la línea Alto Jahuel – Polpaico 500 kV desde el extremo de
Figura 4. Falla trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV desde el extremo de
Figura 5. Falla monofásica de 25 Ω al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV desde el
extremo de la Subestación Alto Jahuel 500 kV..................................................................................... 206
Figura 6. Falla trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Polpaico 500 kV desde el extremo de la
Subestación Alto Jahuel 500 kV........................................................................................................... 207
Figura 7. Falla monofásica de 25 Ω al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV desde el
extremo de la Subestación Alto Jahuel 500 kV..................................................................................... 208
trifásica franca al 45% de la línea desde el extremo de Ancoa ............................................................. 211
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Transformador de corriente circuito Alto Jahuel 4 SE Ancoa 500 kV ........................................ 14
Tabla 2. Transformador de tensión circuito Alto Jahuel 4 SE Ancoa 500 kV .......................................... 15
Tabla 3. Transformador de corriente reactor de línea y reactor de neutro circuito Alto Jahuel 4 SE
Ancoa 500 kV ........................................................................................................................................ 15
Tabla 4. Transformador de corriente circuito Ancoa 4 SE Alto Jahuel 500 kV ........................................ 17
Tabla 5. Transformador de tensión circuito Ancoa 4 SE Alto Jahuel 500 kV .......................................... 17
Tabla 6. Transformador de corriente reactor de línea y de neutro circuito Ancoa 4 SE Alto Jahuel
500 kV ................................................................................................................................................... 17
Tabla 7. Autotransformadores y Transformadores del área de influencia del proyecto........................... 22
Pág 7 de 220
Tabla 8. Líneas de transmisión del área de influencia ........................................................................... 22
Tabla 9. Capacitores y reactores del área de influencia del proyecto .................................................... 23
Tabla 10. Ajustes actuales protecciones de distancia 21/21N ............................................................... 26
Tabla 11. Ajustes actuales protecciones de sobrecorriente 51/51N – 67/67N ........................................ 30
Tabla 12. Tensión en las barras del área de influencia del proyecto. Escenario Demanda Alta –
Hidrología Húmeda ................................................................................................................................ 34
Tabla 13. Tensión en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología Seca . 35
Tabla 14. Tensión en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología
Húmeda ................................................................................................................................................ 36
Tabla 15. Tensión en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología
Seca ...................................................................................................................................................... 37
Tabla 16. Cargabilidad de líneas de transmisión del área de influencia del proyecto. Demanda Alta –
Tabla 17. Cargabilidad de líneas de transmisión del área de influencia del proyecto. Demanda Alta –
Hidrología Seca ..................................................................................................................................... 39
Tabla 18. Cargabilidad de líneas de transmisión del área de influencia del proyecto. Demanda Baja –
Tabla 19. Cargabilidad de líneas de transmisión del área de influencia del proyecto. Demanda Baja –
Hidrología Seca ..................................................................................................................................... 41
Tabla 20. Cargabilidad de transformadores del área de influencia del proyecto. Demanda Alta –
Tabla 21. Cargabilidad de transformadores del área de influencia del proyecto. Demanda Alta –
Humedad Seca ...................................................................................................................................... 43
Tabla 22. Cargabilidad de transformadores del área de influencia del proyecto. Demanda Baja –
Tabla 23. Cargabilidad de transformadores del área de influencia del proyecto. Demanda Baja –
Hidrología Seca ..................................................................................................................................... 45
Tabla 24. Cortocircuito franco en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta –
Tabla 25. Cortocircuito franco en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta –
Hidrología Seca ..................................................................................................................................... 48
Tabla 26. Cortocircuito franco en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja –
Tabla 27. Cortocircuito franco en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja –
Hidrología Seca ..................................................................................................................................... 50
Tabla 28. Cortocircuito en barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología
Húmeda. Rf = 25 Ω................................................................................................................................ 51
Tabla 29. Cortocircuito en barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología
Seca. Rf = 25 Ω ..................................................................................................................................... 52
Tabla 30. Cortocircuito en barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología
Húmeda. Rf = 25 Ω................................................................................................................................ 53
Tabla 31. Cortocircuito en las barras del área de influencia del proyecto. DB-HS. Rf=25 Ω ................... 54
Pág 8 de 220
Tabla 32. Polarización de la función 67N .............................................................................................. 85
Tabla 33. Ajustes de la característica operate-bias de la protección REFPDIF .................................... 106
Tabla 34. Ajustes básicos Función Diferencial de Línea (87L) ............................................................. 116
Tabla 35. Ajustes Función 21/21N Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE Ancoa
500 kV ................................................................................................................................................. 121
Tabla 36. Ajustes Función de Impedancia Direccional SE Ancoa 500 kV ............................................ 124
Tabla 37. Variación ángulo de impedancia relé Ancoa 500 kV ............................................................ 130
Tabla 38. Datos de las protecciones propias de la compensación serie del circuito 4 Ancoa – Alto
Jahuel 500 kV...................................................................................................................................... 132
Tabla 39. Ajustes Función Selección de Fase SE Ancoa 500 kV ......................................................... 135
Tabla 40. Ajustes Función 67N Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE Ancoa 500 kV 138
Tabla 41. Ajustes Función 68 Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE Ancoa 500 kV ... 139
Tabla 44. Cálculo corriente de arranque función cierre en falla ........................................................... 142
Tabla 45. Ajustes Función 50HS Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE Ancoa
500 kV ................................................................................................................................................. 142
Tabla 46. Ajustes Función 51B/51BN Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE Ancoa
500 kV ................................................................................................................................................. 144
Tabla 47. Ajustes Función Localizador de Fallas Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en
SE Ancoa 500 kV ................................................................................................................................ 145
Tabla 48. Ajustes Función Falla Fusible Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE
Ancoa 500 kV ...................................................................................................................................... 148
Tabla 49. Cálculo corriente de arranque función falla interruptor ......................................................... 149
Tabla 50. Ajustes Función 50BF RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE Ancoa 500 kV ........ 149
Tabla 51. Ajustes Función 21/21N Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE Alto Jahuel
500 kV ................................................................................................................................................. 155
Tabla 52. Ajustes Función de Impedancia Direccional SE Alto Jahuel 500 kV ..................................... 157
Tabla 53. Variación ángulo de impedancia relé Alto Jahuel 500 kV ...................................................... 163
Tabla 54. Ajustes Función Selección de Fase SE Alto Jahuel 500 kV ................................................. 167
Tabla 55. Ajustes Función 67N Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE Alto Jahuel
500 kV ................................................................................................................................................. 172
Tabla 56. Ajustes Protección ABB RED670/REL670 – Esquema de Teleprotección Función Distancia 173
Tabla 57. Ajustes Protección ABB RED670/REL670 – Esquema de Teleprotección Función
Sobrecorriente Direccional de Tierra .................................................................................................... 173
Tabla 58. Ajustes Función 68 Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE Alto Jahuel
500 kV ................................................................................................................................................. 174
Tabla 59. Ajustes Función 79 Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE Alto Jahuel 500 kV ... 175
Tabla 60. Ajustes Función 25 Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE Alto Jahuel 500 kV ... 175
Tabla 61. Cálculo corriente de arranque función cierre en falla ........................................................... 176
Pág 9 de 220
Tabla 62. Ajustes Función 50HS Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE Alto Jahuel
500 kV ................................................................................................................................................. 176
Tabla 63. Ajustes Función 51B/51BN Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE Alto Jahuel
500 kV ................................................................................................................................................. 178
Tabla 64. Ajustes Función Localizador de Fallas Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE
Alto Jahuel 500 kV............................................................................................................................... 179
Tabla 65. Ajustes Función Falla Fusible Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE Alto
Jahuel 500 kV...................................................................................................................................... 179
Tabla 66. Cálculo corriente de arranque función falla interruptor ......................................................... 180
Tabla 67. Ajustes Función 50BF RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE Alto Jahuel 500 kV ........ 181
Tabla 68. Corriente diferencial y de restricción en condiciones de operación normal ............................ 182
Tabla 69. Ajustes función diferencial de reactor de línea en SE Ancoa y A. Jahuel 500 kV ................... 183
Tabla 70. Cálculos verificación de operación protección diferencial ...................................................... 184
Tabla 71. Ajustes función falla a tierra restringida de baja impedancia (87N) para reactor de línea en
SE Ancoa y Alto Jahuel 500 kV ........................................................................................................... 186
Tabla 72. Verificación función diferencial de falla a tierra restringida 87N ............................................ 188
Tabla 73. Falla trifásica en punto de conexión reactores de línea ........................................................ 190
Tabla 74. Ajustes función sobrecorriente de fases (51) para reactor de línea SE Ancoa y Alto Jahuel
500 kV ................................................................................................................................................. 190
Tabla 75. Ajustes función sobrecorriente de tierra (51G) para reactor de neutro en SE Ancoa y Alto
Jahuel 500 kV...................................................................................................................................... 191
Tabla 76. Ajustes función de falla interruptor (50BF) para reactores de línea en SE Ancoa y Alto
Jahuel 500 kV...................................................................................................................................... 193
Tabla 77. Ajuste recomendado etapa 50 Transformadores SE Ancoa y A. Jahuel ............................... 213
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1. Parametrización Relés Subestaciones Ancoa y Alto Jahuel circuito C4 500 kV
Anexo 2. Curvas de operación función distancia Ancoa - A. Jahuel circuito C4
Anexo 3. Curvas de operación función sobrecorriente direccional de tierra Ancoa - A. Jahuel circuito
C4
Anexo 4. Curvas de operación función sobrecorriente de emergencia de fases y tierra Ancoa - A.
Jahuel circuito C4
Anexo 5. Tiempos de operación funciones de protección distancia (21/21N) y sobrecorriente
(67N/51/51N) área de influencia Ancoa - A. Jahuel circuito C4
Anexo 6. Comportamiento transitorio del sistema 2 de protecciones del proyecto cuarto circuito
ancoa – alto jahuel 500 kv relés red670/rel670 y área de influencia.
Anexo 7. Resultados de pruebas de inyección realizadas al relé rel670 del c4 ancoa – alto jahuel 500
kv, extremo ancoa 500 kv
Pág 10 de 220
1
INTRODUCCIÓN Y SUMARIO DEL ESTUDIO DE ANÁLISIS DE PROTECCIONES
Por este medio se hace entrega del informe consolidado de ajuste de protecciones
perteneciente al cuarto circuito en 500kV entre Ancoa-Alto Jahuel (revisión I). El presente
informe consolidado del EAP está basado en la Revisión G, entregada el 15 de diciembre
de 2015, manteniendo los mismos ajustes que los indicados en esa oportunidad.
Para mayor aclaración, dado que el 15 de enero de 2016 se hizo entrega de la revisión H
del EAP, se destacan las diferencias entre las revisiones G y H:
•
Cambios de los tiempos de zonas 2 que se hicieron con el fin de mejorar los
traslapes de zonas adyacentes. Dado que esta situación es preexistente al cuarto
circuito en 500kV, y su adecuación involucra al sistema en su conjunto, queda
excluido de las exigencias de solución del presente estudio, manteniendo las
condiciones y prácticas operacionales actuales frente a estos eventos.
•
Descripción de los fenómenos que afectan a la operación de ciertas funciones de
los relés antes fallas internas, a partir de los fenómenos de inversión de tensión y
corriente.
Por otra parte, El presente informe consolidado amplía la documentación y explicación
que respalda las conclusiones ya obtenidas y trasladadas en las versiones anteriores del
EAP, a partir de los requerimientos realizados por el CDEC SIC y Transelec en las
comunicaciones del CDEC SIC 173 y 190 de 2016 y RR 2016-006, respectivamente. A
continuación se destacan y resumen las principales conclusiones:
•
Resultados de la validación del adecuado despeje de fallas en la línea por medio
de un análisis de sensibilidad para diferentes condiciones de falla y escenarios
utilizando simulaciones transitorias de los sistemas de protección de las líneas de
500 kV y sus BCS asociados (ver Anexo 6), cuyas conclusiones generales son:
o Las protecciones de la línea 500 kV Ancoa – Alto Jahuel 3 y 4, se comportan
adecuadamente para fallas internas y externas.
o Fallas con alta impedancia de 25 ohmios vistas fuera de la característica de
la función 21 del relé, son vistas por la función 67N con lo cual se garantiza
alcance completo para fallas dentro de la línea del sistema de protección.
o La no operación instantánea del spark gap o lenta operación del varistor no
limitan las protecciones a despejar adecuadamente fallas dentro de la línea.
•
Resultados de la inyección de archivos COMTRADE (ver Anexo 7) para para fallas
en la línea No. 4 entre Ancoa y Alto Jahuel. Estas pruebas con archivos
COMTRADE, fueron realizadas con el fin de dar respuesta a las observaciones
realizadas por el CDEC SIC para validar si sus relés despejarían adecuadamente
fallas dentro de la línea ante fallas inversión de tensión o corriente y validar los
modelos que el software DIgSILENT Power Factory 15.2 tiene implementado
Pág 11 de 220
dentro de sus bibliotecas para los relés utilizados en el estudio de coordinación de
protecciones, los cuales quedan a disposición del CDEC SIC, y de los coordinados
para su futura utilización.
•
•
Se demuestra la pre-existencia del problema de traslapes de las zonas 2 de
protección de respaldo como problema sistémico sin la puesta en servicio de las
líneas No. 3 y 4 entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel 500 kV, tanto para
líneas paralelas como adyacentes. Se concluye, que estas condiciones siguen
presentándose con la entrada de los circuitos 3 y 4 de Ancoa – Alto Jahuel aunque
con un traslape mayor.
Respecto al artículo 3-23 de la NTSyCS_Dic15:
Se entiende que el numeral de la norma a)-I del artículo 3-23 de la
NTSyCS_Dic15, solicita que si el despeje no es selectivo estando la teleprotección
fuera de servicio, suponiendo una condición normal de operación de los restantes
componentes del sistema de protecciones, debe exigirse la duplicación de la
teleprotección mediante vías de comunicación independientes.
Se concluye que el presente estudio ya cumple con este el numeral de la norma
a)-I del artículo 3-23 de la NTSyCS_Dic15, debido a que la línea ya tiene
implementado un segundo canal independiente con disponibilidades mayores del
99,95%, lo cual se confirma por la práctica actual del sistema de 500 kV, en el cual
ya se presentaban traslapes y no existía ninguna medida orientada a solucionar la
descoordinación ante contingencias N-2 por la pérdida simultánea de los dos
esquemas de teleprotección 87L y POTT en la línea fallada. Para ello, solo se
sigue la práctica operacional de sacar de operación el circuito con pérdida
simultánea de los esquemas de teleprotección, encontrándose el tercer y cuarto
circuito en cumplimiento cabal de la Norma.
•
Como solución al problema actual del traslape existente de zona 2, se propone
mantener el sistema actual con los tiempos existentes de zona 2 en 500 ms, como
fue propuesto en el EAP entregado con fecha 15 de diciembre, premisa base de
las versiones originales del EAP. En caso de pérdida simultáneamente de los dos
esquemas de teleprotección, se debe sacar de operación la línea.
Puede observarse que esta probabilidad de ocurrencia es muy baja ya que
requiere que simultáneamente los dos esquemas de teleprotección estén fuera de
servicio para la línea fallada. Con el fin de minimizar este evento N-2, el esquema
de teleprotecciones POTT & 67NCD así como la señal de disparo transferido del
50BF, fueron implementados en las dos protecciones de línea y sus respectivas
señales de teleprotección se enviaron redundantemente utilizando los dos canales
disponibles (fibra óptica y portadora).
Pág 12 de 220
Finalmente, y tal y como el CDEC-SIC solicitó específicamente, se describen
alternativas de solución al problema de traslapes de las protecciones de zonas 2
de respaldo, que garanticen la operación selectiva del sistema de protecciones del
área de influencia. Estas alternativas quedan supeditadas al análisis y aprobación
del CDEC SIC y el resto de coordinados involucrados, , ya que es un problema
sistémico cuya solución influye en todos los coordinados, y debe ser corregido por
la autoridad donde además su probabilidad de ocurrencia es muy baja ya que
requiere que los dos esquemas de teleprotección estén fuera de servicio para la
línea fallada.
2
OBJETO
En este documento se presentan la metodología, los criterios y los cálculos de ajuste, las
conclusiones y las recomendaciones del estudio de coordinación de protecciones del
proyecto asociado con el cuarto circuito entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel a
500 kV, con los cuales se garantice un funcionamiento adecuado de los dispositivos de
protección ante cualquier tipo de evento, brindando al sistema la confiabilidad y
selectividad necesaria dentro del área de influencia del proyecto.
3
ALCANCE DEL ESTUDIO
El estudio de coordinación de protecciones del cuarto circuito a 500 kV entre las
subestaciones Ancoa y Alto Jahuel contempla el siguiente alcance:
Análisis de flujo de carga en el área de influencia.
Análisis de corto circuito en el área de influencia.
Ajuste y coordinación de las funciones de protección en los relés principal y
respaldo de ambos extremos del cuarto circuito.
Ajuste y coordinación de las funciones de protección en los relés de los reactores
de línea y reactores de neutro ubicados en ambos extremos de la línea.
Los ajustes recomendados para los diferentes relés serán verificados para asegurar la
adecuada operación entre estas y las protecciones instaladas en los elementos
adyacentes del área de influencia del proyecto, incluyendo los criterios de ajuste de cada
protección, los cálculos, los ajustes y la parametrización de las protecciones.
El estudio de coordinación de protecciones del cuarto circuito a 500 kV entre las
subestaciones Ancoa y Alto Jahuel incluye los siguientes dispositivos de protección:
Pág 13 de 220
3.1
SUBESTACIÓN ANCOA 500 kV
3.1.1
Sistema de protección para el paño de línea K6 del circuito Alto Jahuel 4
El cuarto circuito entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel, en el extremo de la
subestación Ancoa, cuentan con:
Sistema de protección 1 (S1) correspondiente a un relé multifuncional ABB con
referencia RED670 (Diferencial de línea).
referencia REL670 (Distancia).
Protección de falla interruptor (50BF-K6) correspondiente a un relé multifuncional
ABB con referencia REC670.
Unidad de bahía de la protección diferencial de barras (87B1-K6 y 87B2-K6)
correspondiente a un relé multifuncional SIEMENS con referencia 7SS5231.
3.1.2
Sistema de protección del reactor de línea y del reactor de neutro
Para los reactores de línea y de neutro se utilizarán dos equipos de protección:
Una protección diferencial 87T-KZ6-S1 correspondiente al sistema 1 que protege
al reactor de línea y al reactor de neutro. Este sistema 1 corresponde a un relé
multifuncional ABB con referencia RET670.
Protección de falla interruptor (50BF-KZ6) correspondiente a un relé multifuncional
Unidad de bahía de la protección diferencial de barras (87B1-KZ6 y 87B2-KZ6)
Un relé F-236 de apertura y cierre sincronizado (52KZ6).
3.1.3
Transformadores de medida asociados con el circuito Alto Jahuel 4
Las características de los transformadores de corriente y de tensión asociados con el
sistema de medida y protección del paño K6 Ancoa – Alto Jahuel se presentan en la
Tabla 1 y la Tabla 2, respectivamente.
Tabla 1. Transformador de corriente circuito Alto Jahuel 4 SE Ancoa 500 kV
Paño
Relación de
Transformación (A)
Núcleo
Burden
(VA)
Clase
Carga
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Relación de
Transformación (A)
Paño
K6 –
Circuito
Alto
Jahuel 4
Núcleo
Burden
(VA)
Clase
Carga
N1
15
0.2 FS5
Controlador y Medida
N2
7.5
10P TPZ
Sistema 1 (RED670)
N3
7.5
10P TPZ
Sistema 2 (REL670)
N4
7.5
10P TPZ
Falla Interruptor (REC670)
N5
7.5
10P TPZ
Unidad de bahía 87B1
(Siemens 7SS5231)
N6
7.5
10P TPZ
(Siemens 7SS5231)
1000-2000/
1-1-1-1-1-1
Tabla 2. Transformador de tensión circuito Alto Jahuel 4 SE Ancoa 500 kV
Paño
K6 –
Circuito Alto
Jahuel 4
Relación de
Transformación
(kV)
525/√3
0.115
0.115/√3
0.115/√3
0.115/√3
Núcleo
Burden
(VA)
Clase
Carga
N1
15
0.2
Controlador Línea y Medida
Relé F-236
Controlador reactor
N2
15
3P
Sistema 1 (RED670)
N3
15
3P
Sistema 2 (REL670)
N4
15
3P
Desc. 89K6-T
Tabla 3. Transformador de corriente reactor de línea y reactor de neutro circuito
Alto Jahuel 4 SE Ancoa 500 kV
Paño
KZ6 –
Reactor
de línea
KZ6 –
Relación de
Transformación (A)
1000-2000/
1-1-1-1-1-1
10/1-1
Núcleo
Burden
(VA)
Clase
Carga
N1
15
0.2 FS5
Relé F-236
N2
7.5
10P TPZ
N3
7.5
10P TPZ
(Siemens 7SS5231)
N4
7.5
10P TPZ
(Siemens 7SS5231)
N5
7.5
10P TPZ
Sistema 2 (RET670)
N6
7.5
10P TPZ
Sistema 1 (RET670)
N1
10
10P15
Sistema 1 (RET670)
Pág 15 de 220
Paño
Reactor
de
neutro
3.2
3.2.1
Relación de
Transformación (A)
Núcleo
Burden
(VA)
Clase
Carga
N2
10
10P15
Sistema 2 (RET670)
SUBESTACIÓN ALTO JAHUEL 500 kV
Sistema de protección para el paño de línea K6 del circuito Alto Jahuel 4
El cuarto circuito entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel, en el extremo de la
subestación Alto Jahuel, cuentan con:
referencia RED670 (Diferencial de línea).
referencia REL670 (Distancia).
Protección de falla interruptor (50BF-K6) correspondiente a un relé multifuncional
Unidad de bahía de la protección diferencial de barras (87B1-K6 y 87B2-K6)
3.2.2
Sistema de protección del reactor de línea y del reactor de neutro
Protección de falla interruptor (50BF-KZ4) correspondiente a un relé multifuncional
Unidad de bahía de la protección diferencial de barras (87B1-KZ4 y 87B2-KZ4)
Un relé F-236 de apertura y cierre sincronizado (52KZ4).
3.2.3
Transformadores de medida asociados con el circuito Ancoa 4
Las características de los transformadores de corriente y de tensión asociados con el
sistema de medida y protección del paño K6 Alto Jahuel – Ancoa se presentan en la
Tabla 4 y la Tabla 5, respectivamente.
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Tabla 4. Transformador de corriente circuito Ancoa 4 SE Alto Jahuel 500 kV
Relación de
Transformación (A)
Paño
K6 –
Circuito
Ancoa 4
Núcleo
Burden
(VA)
Clase
Carga
N1
15
0.20 FS5
Controlador y Medida
N2
7.5
10P TPZ
Sistema 1 (RED670)
N3
7.5
10P TPZ
Sistema 2 (REL670)
N4
7.5
10P TPZ
N5
7.5
10P TPZ
(Siemens 7SS5231)
N6
7.5
10P TPZ
(Siemens 7SS5231)
1000-2000/
1-1-1-1-1-1
Tabla 5. Transformador de tensión circuito Ancoa 4 SE Alto Jahuel 500 kV
Paño
K6 –
Circuito
Ancoa 4
Relación de
Transformación
(kV)
525/√3
0.115
0.115/√3
0.115/√3
0.115/√3
Núcleo
Burden
(VA)
Clase
Carga
N1
15
0.2
Controlador Línea y Medida
Relé F-236
Controlador reactor
N2
15
3P
Sistema 1 (RED670)
N3
15
3P
Sistema 2 (REL670)
N4
15
3P
Desc. 89K6-T
Tabla 6. Transformador de corriente reactor de línea y de neutro circuito Ancoa 4
SE Alto Jahuel 500 kV
Paño
KZ4 –
Reactor
de línea
Relación de
Transformación (A)
1000-2000/
1-1-1-1-1-1
Núcleo
Burden
(VA)
Clase
Carga
N1
15
0.2 FS5
Relé F-236
N2
7.5
10P TPZ
N3
7.5
10P TPZ
(Siemens 7SS5231)
N4
7.5
10P TPZ
(Siemens 7SS5231)
N5
7.5
10P TPZ
Sistema 2 (RET670)
N6
7.5
10P TPZ
Sistema 1 (RET670)
Pág 17 de 220
Paño
KZ4 –
Reactor
de
neutro
Relación de
Transformación (A)
Núcleo
Burden
(VA)
Clase
Carga
N1
10
10P15
Sistema 1 (RET670)
N2
10
10P15
Sistema 2 (RET670)
10/1-1
En la Figura 1 y la Figura 2 se muestra el diagrama unifilar simplificado de los paños
asociados con los circuitos 3 y 4 de la línea 2x500 kV Ancoa – Alto Jahuel, en la
subestación Ancoa 500 kV y en la subestación Alto Jahuel, respectivamente. En la
Figura 1 se observa que el transformador de corriente (CT) se ubica entre la barra de la
subestación y la compensación serie, mientras que el transformador de tensión (PT) se
ubica entre compensación serie y la salida de la línea hacia la subestación Alto Jahuel
500 kV.
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Figura 1. Diagrama unilineal simplificado línea 2x500 kV Ancoa – Alto Jahuel,
circuitos 3 (existente) y 4 (proyectado) en SE Ancoa
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Figura 2. Diagrama unilineal simplificado línea 2x500 kV Ancoa – Alto Jahuel,
circuitos 3 (existente) y 4 (proyectado) en SE Alto Jahuel
Pág 20 de 220
3.3
ÁREA DE INFLUENCIA DEL ESTUDIO
Dentro del estudio de coordinación de protecciones para el segundo circuito a 500 kV
entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel, es indispensable definir el área de influencia
en la cual se encuentra definido el proyecto, ya que es importante verificar las funciones
de protección que se encuentren ajustadas en las subestaciones adyacentes, para
garantizar el buen funcionamiento del sistema ante cualquier tipo de evento en el
sistema.
3.3.1
Subestación Ancoa
La subestación Ancoa es una subestación convencional aislada en aire (AIS), con una
configuración de doble barra más barra de transferencia en el patio de 500 kV,
compuesta por los siguientes paños de línea y de transformación:
Línea de transmisión 2x500 kV hacia la subestación Alto Jahuel (52K1, 52K2),
incluye reactores de línea (75 MVAr) y compensación serie.
Línea de transmisión 2x500 kV hacia la subestación Charrúa (52K3, 52K4), incluye
reactores de línea (84 MVAr) y de neutro (4.9 kVAr) y compensación serie.
Línea de transmisión 1x500 kV hacia la subestación Alto Jahuel (52K5), incluye
reactores de línea (110 MVAr) y de neutro (1125 Ω, 123 kV) y compensación serie.
Paño de acople de barras (52KS).
Paño de transferencia (52KR).
Dos paños de bancos de transformación 3x170/210/250 MVA, 525/230 kV (52KT1
y 52KT2).
3.3.2
Subestación Alto Jahuel
La subestación Alto Jahuel es una subestación convencional aislada en aire (AIS), con
una configuración de doble barra más barra de transferencia en el patio de 500 kV,
compuesta por los siguientes paños de línea y de transformación:
Línea de transmisión 2x500 kV hacia la subestación Ancoa (52K1 y 52K2), incluye
reactor de línea de 84 MVAr.
Línea de transmisión 1x500 kV hacia la subestación Polpaico (52K4).
Línea de transmisión 1x500 kV hacia la subestación Lo Aguirre (52K3).
Paño de acople de barras (52KS).
Paño de transferencia (52KR).
Paño del banco de transformación N°4, 3x170/210/250 MVA, 525/230/66 kV
(52KT4).
Paño del banco de transformación N°5, 3x170/210/250 MVA, 525/230/66 kV
(52KT5).
Pág 21 de 220
Línea de transmisión 1x500 kV hacia la subestación Alto Jahuel (52K5), incluye
reactores de línea (110 MVAr) y de neutro (1125 Ω, 123 kV).
En las siguientes tablas se presentan las características técnicas básicas de los
elementos adyacentes al cuarto circuito a 500 kV entre las subestaciones Ancoa y Alto
Jahuel.
Tabla 7. Autotransformadores y Transformadores del área de influencia del
proyecto
Nombre
SE
Ancoa
Ancoa
Alto
Jahuel
Alto
Jahuel
Polpaico
Polpaico
Charrúa
Charrúa
Lo
Aguirre
Equipo
T1
T2
Potencia
Nominal [MVA]
H
M
L
750 750
750 750
-
Impedancia
[%]
HL
HM
ML
14,75
14,75
-
Niveles de
Tensión [kV]
H
M
L
525 230
525 230
-
Conexión
Nota
YnYn0
YnYn0
ATR4
750
750
150
11,39
14,72
7,27
525
230
66
YnYnd1
ATR5
750
750
150
11,43
14,74
7,29
525
230
66
YnYnd1
T1
T2
T5-T6
T8
750
750
750
750
750
750
750
750
150
150
8,36
16,65
14,75
14,75
13,68
13,03
4,50
16,43
525
525
525
525
230
230
230
230
66
66
YnYn0
YnYn0
YnYnd1
YnYnd1
T1
750
750
150
7,86
14,75
4,29
525
230
66
YnYnd1
1
2
Nota 1: Información técnica presentada en la base de datos de DIgSILENT del 10 de
marzo de 2015 obtenida de la página web del CDEC-SIC (http://www.cdecsic.cl/informesy-documentos/informacion-tecnica/). Aunque en la base de datos solo se reporta el
transformador de potencia T2 en la subestación Ancoa 500/220 kV, en el plano A28-02E0100L01 se indican dos bancos de transformación con las mismas características
técnicas. Por solicitud de ELECNOR, el autotransformador T2 de Ancoa fue modelado
en la base de datos con las mismas características del banco existente T1.
Nota 2: Información técnica obtenida del informe EAP 22 – 2015 “Estudio Coordinación y
Ajuste de Protecciones S/E Lo Aguirre, Subestación Seccionadora Lo Aguirre Etapa I”.
Revisión 4.
Tabla 8. Líneas de transmisión del área de influencia
Línea
Ancoa - Alto Jahuel Cto.
1
2
Ancoa – Charrúa Cto. 1
Ancoa – Charrúa Cto. 2
Alto Jahuel – Polpaico
Cto. 1
Long.
[km]
Tensión
[kV]
Corriente
Nom. [A]
R1
[Ω/km]
X1
[Ω/km]
R0
[Ω/km]
X0
[Ω/km]
241.23
500
1783
0.02890
0.33499
0.24449
1.04041
257.35
500
2082
0.02419
0.27829
0.25159
1.01511
182.84
196.5
500
500
2039
2062
0.02882
0.02515
0.33385
0.33099
0.25602
0.253
1.0714
1.069
73.515
500
2062
0.02399
0.27789
0.19736
1.0560
Pág 22 de 220
Nota
1
Línea
3
Ancoa - Alto Jahuel
Cto. 4
Alto Jahuel – Lo Aguirre
Lo Aguirre – Polpaico
Cerro Navia – Lo Aguirre
Cto 1 y 2
Lo Aguirre – TapOff Alto
Melipilla – Rapel Cto. 1 y
2
Long.
[km]
Tensión
[kV]
Corriente
Nom. [A]
R1
[Ω/km]
X1
[Ω/km]
R0
[Ω/km]
X0
[Ω/km]
256.4
500
1617
0.0211
0.2462
0.2224
0.7825
256.4
500
1617
0.0211
0.2462
0.2224
0.7825
42.52
31.00
500
500
2078
2078
0.02204
0.02204
0.30876
0.30876
0.16097
0.16097
1.11197
1.11197
17.00
220
518
0.08647
0.38644
0.22998
1.38480
44.61
220
518
0.08647
0.38644
0.22998
1.38480
Nota
2
3
Nota 1: Información técnica presentada en la base de datos de DIgSILENT del 10 de
marzo de 2015 obtenida de la página web del CDEC-SIC (http://www.cdecsic.cl/informesy-documentos/informacion-tecnica/).
Nota 2: Información técnica obtenida mediante uso del modelo Line Coupling del
DigSilent, considerando la configuración de la torre de transmisión, las características
técnicas de los conductores de fase y del cable de guarda (tipo OPGW).
Nota 3: Información técnica obtenida del informe EAP 22 – 2015 “Estudio Coordinación y
Ajuste de Protecciones S/E Lo Aguirre, Subestación Seccionadora Lo Aguirre Etapa I”.
Revisión 4.
Tabla 9. Capacitores y reactores del área de influencia del proyecto
Nombre
Subestación
Elemento
Voltaje
nominal [kV]
Alto Jahuel
Capacitor
66
4x33
Alto Jahuel
Capacitor
66
4x33
Alto Jahuel
Reactor 1 – Línea Ancoa 1
500
75
Alto Jahuel
500
75
Ancoa
Reactor 1 – Línea Alto Jahuel 1
500
75
Ancoa
500
75
Ancoa
Reactor 3 – Línea Charrúa 1
525
84
Ancoa
Reactor 4 – Línea Charrúa 2
525
84
Ancoa
500
110
Ancoa
Capacitor
220
65
Ancoa
Reactor 1
242
91
Charrúa
525
84
Charrúa
Reactor 2 - Línea Ancoa 2
525
84
Potencia reactiva
[MVAR]
Pág 23 de 220
Figura 3. Área de influencia estudio de coordinación de protecciones circuito 4 Ancoa – Alto Jahuel 500 kV
Pág 24 de 220
3.4
AJUSTES ACTUALES DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN
A continuación se presentan los ajustes actuales de los diferentes elementos de
protección presentes en el área de influencia del proyecto cuarto circuito Ancoa – Alto
Jahuel a 500 kV.
Pág 25 de 220
Tabla 10. Ajustes actuales protecciones de distancia 21/21N
Subestación
Interruptor o
paño
RPT
RCT
(kV)
(A)
K7 - Polpaico
(Siemens 7SD52 y
MICOM P446)
525:√3/0,115:√3
2000/1
LO AGUIRRE
500 kV
K6 – Alto Jahuel
(Siemens 7SD52 y
MICOM P446)
525:√3/0,115:√3
2000/1
K2 – Lo Aguirre
(Siemens 7SD52 y
7SA61)
525:√3/0,115:√3
1600/1
POLPAICO
500 kV
K1 – Alto Jahuel
(Siemens 7SD52 y
7SA61)
525:√3/0,115:√3
1600/1
K3 – Lo Aguirre
ALTO JAHUEL
500 kV
(Siemens 7SD52 y
7SA61)
525:√3/0,115:√3
1600/1
Parámetro
Ajustes en Ω secundarios
Nota
Z1
Z1B
Z2
Z3
Z4
Direc.
Deshabilitada
Forward
Forward
Reverse
Forward
R
-
6.25
6.25
2.98
10.40
X
-
6.25
6.25
2.98
10.40
RE
-
12.5
12.5
5.96
20.80
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
-
0.00
0.50
Infinito
1.00
Direc.
Deshabilitada
Forward
Forward
Reverse
Forward
R
-
9.33
9.33
5.00
15.56
X
-
9.33
9.33
5.00
15.56
RE
-
18.66
18.66
10.00
31.12
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
-
0.00
0.50
Infinito
1.00
Direc.
Deshabilitada
Forward
Forward
Reverse
Forward
R
-
5.00
5.00
2.38
8.34
X
-
5.00
5.00
2.38
8.34
RE
-
10.00
10.00
4.76
16.68
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
-
0.00
0.50
Infinito
1.20
Direc.
Forward
Forward
Forward
Deshabilitada
Forward
R
3.99
11.48
11.48
-
75.29
X
3.99
11.48
11.48
-
40
RE
7.98
22.96
22.96
-
40
1
2
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
0.00
0.00
0.40
-
3
Direc.
Deshabilitada
Forward
Forward
Reverse
Forward
R
-
7.47
7.47
3.99
12.45
X
-
7.47
7.47
3.99
12.45
RE
-
7.47
7.47
7.98
24.90
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
-
0.00
0.40
Infinito
1.20
1
Pág 26 de 220
Subestación
Interruptor o
paño
RPT
RCT
(kV)
(A)
K4 – Polpaico
(Siemens 7SD52 y
7SA61)
525:√3/0,115:√3
1600/1
K5 – Ancoa C3
(ABB RED670 y
ABB REL670)
525:√3/0,115:√3
2000/1
K2 – Ancoa C2
(SIEMENS
7SD52)
525:√3/0,115:√3
1600/1
K1 – Ancoa C1
(SIEMENS
7SD52)
525:√3/0,115:√3
1600/1
Parámetro
Nota
Z1
Z1B
Z2
Z3
Z4
Direc.
Forward
Forward
Forward
Reverse
Forward
R
3.93
11.66
11.66
5.40
27.94
X
3.93
11.66
11.66
5.40
27.94
RE
7.86
23.32
23.32
10.80
50
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
0.00
0.00
0.40
Infinito
3
X1FwPP
-
-
39.84
55.31
9.95
R1PP
-
-
2.84
4.74
1.90
RFFwPP
-
-
85.04
101.14
16.10
X1RvPP
-
-
83.24
120.00
0.04
X1FwPE
-
-
33.19
55.32
9.95
R1PE
-
-
2.84
4.74
1.90
X0PE
-
-
130.60
217.68
87.07
R0PE
-
-
31.32
52.20
20.88
RFFwPE
-
-
184.64
307.74
98.74
X1RvPE
-
-
80.00
55.32
9.95
T (s)
-
-
0.50
3.20
Infinito
Direc.
Deshabilitada
Forward
Forward
Deshabilitada
Forward
R
-
30.12
30.12
-
45.18
X
-
30.12
30.12
-
45.18
RE
-
50.00
50.00
-
50.00
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
-
0.00
0.50
-
3.20
Direc.
Deshabilitada
Forward
Forward
Deshabilitada
Forward
R
-
30.12
30.12
-
45.18
X
-
30.12
30.12
-
45.18
50.00
RE
-
50.00
50.00
-
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
-
0.00
0.50
-
3.20
2
Pág 27 de 220
Subestación
Interruptor o
paño
RPT
RCT
(kV)
(A)
K5 – Alto Jahuel
C3
525:√3/0,115:√3
2000/1
(ABB RED670 y
ABB REL670)
K2 – Alto Jahuel
C2
525:√3/0,115:√3
1600/1
(SIEMENS
7SD52)
ANCOA 500kV
K1 – Alto Jahuel
C1
525:√3/0,115:√3
1600/1
(SIEMENS
7SD52)
K3 – Charrúa L1
525:√3/0,115:√3
1600/1
(SEL421)
K4 – Charrúa L2
525:√3/0,115:√3
(SEL421)
1600/1
Parámetro
Z1
Nota
Z1B
Z2
Z3
Z4
15.48
X1FwPP
-
-
23.22
30.96
R1PP
-
-
3.56
4.74
2.37
RFFwPP
-
-
39.32
52.43
26.22
X1FwPE
-
-
23.22
30.96
15.48
R1PE
-
-
3.56
4.74
2.37
X0PE
-
-
163.25
217.67
108.84
R0PE
-
-
39.15
52.19
26.10
RFFwPE
-
-
194.27
259.03
129.51
T (s)
-
-
0.30
3.20
Infinito
Direc.
Deshabilitada
Forward
Forward
Reverse
Forward
R
-
30.12
30.12
7.53
45.18
X
-
30.12
30.12
7.53
45.18
51.00
RE
-
50.00
50.00
15.060
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
-
0.00
0.50
Infinito
3.20
Direc.
Deshabilitada
Forward
Forward
Deshabilitada
Forward
R
-
30.12
30.12
-
45.18
X
-
30.12
30.12
-
45.18
50.00
RE
-
50.00
50.00
-
Ang Red Zona
-
-
-
-
-
T (s)
-
0.00
0.50
-
3.20
Direc.
-
-
Forward
Reverse
Forward
Z
-
-
25.75
18.60
50.00
Ang [°]
-
-
86
86
86
T (s)
-
-
0.50
3.28
3.5
Direc.
Forward
Reverse
Forward
50.00
Z
27.35
20.65
Ang [°]
86
86
86
T (s)
0.50
3.28
3.50
2
Pág 28 de 220
Subestación
Interruptor o
paño
RPT
RCT
(kV)
(A)
Ancoa L1
525:√3/0,115:√3
1600/1
(SEL421)
CHARRÚA
500kV
Ancoa L2
525:√3/0,115:√3
(SEL421)
1600/1
Parámetro
Z1
Z1B
Z2
Z3
Nota
Z4
Direc.
-
-
Forward
Forward
-
Z
-
-
25.79
50.00
-
Ang [°]
-
-
86
85
-
T (s)
-
-
0.50
3.50
-
Direc.
-
-
Forward
-
Forward
50.00
Z
-
-
27.39
-
Ang [°]
-
-
86
-
85
T (s)
-
-
0.50
-
3.50
2
Nota 1: Información técnica obtenida del informe EAP 22 – 2015 “Estudio Coordinación y Ajuste de Protecciones S/E Lo Aguirre, Subestación Seccionadora Lo
Aguirre Etapa I”. Revisión 4.
Nota 2: Información técnica obtenida del Informe de Ajuste y Coordinación de Protecciones Proyecto de Línea entre Ancoa y Alto Jahuel 2x500 kV Primer Circuito.
PROINGESA INGENIERÍA. Revisión 1. Abril de 2015. Así mismo, la información adicional requerida de ajustes existentes fue obtenida de la base de datos del
estudio (EAP ANCOA ALTOJ SEP 2015.pfd) suministrada por PROINGESA INGENIERÍA.
Pág 29 de 220
Tabla 11. Ajustes actuales protecciones de sobrecorriente 51/51N – 67/67N
Función 67/67-1
S/E
Interruptor o
paño
RCT
(A)
Pickup
Asec/Apri
Función 67N/67N-1
Pickup
Dial
Curve
Asec/Apri
Pickup
Pickup
t(s)
Curve
Asec/Apr
i
Dial
Curve
Asec/Apri
t(s)
Curve
Nota
K7 - Polpaico
(Siemens
7SD52 y
MICOM P446)
2000/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.20 / 400
2.70
Definite
2000/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.20 / 400
2.70
Definite
2000/1
0.606 /
1212
0.40
UK Long
time
Inverse
3.00 /
6000
0.80
0.60
IEC Inverse
2.50 / 5000
0.80
Definite
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.20 / 400
3.00
Definite
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.20 / 320
3.00
Definite
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.20 / 320
2.80
Definite
K6 – Alto Jahuel
LO AGUIRRE
500kV
(Siemens
7SD52 y
MICOM P446)
K4 – ATR 1
500/220 kV
(MICOM P643)
Definite 0.30 / 600
1
K2 - Lo Aguirre
POLPAICO
500kV
(Siemens
7SD52 y
7SA61)
K3 - Lo Aguirre
(Siemens
7SD52 y
7SA61)
ALTO
JAHUEL
500kV
K4 - Polpaico
(Siemens
7SA61)
2
K1 – Ancoa C1
(Siemens
7SA61)
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.20 / .320
2.40
Definite
Pág 30 de 220
Función 67/67-1
S/E
Interruptor o
paño
RCT
(A)
Pickup
Asec/Apri
Función 67N/67N-1
Pickup
Dial
Curve
Asec/Apri
Pickup
t(s)
Curve
Pickup
Asec/Apr
i
Dial
Curve
Asec/Apri
t(s)
Curve
Nota
K2 – Ancoa C2
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.20 / .320
3.60
Definite
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
K5 – Alto Jahuel
C3
(RED/REL670)
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
K2 – Alto Jahuel
C2
(Siemens
7SA61)
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.20 / 320
2.80
Definite
K1 – Alto Jahuel
C1
(Siemens
7SA61)
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,20 / 320
2.80
Definite
K3 – Charrúa L1
(SEL421)
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
K4 – Charrúa L2
(SEL421)
1600/1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
K1 – Ancoa L1
(SEL421)
1600/1
1.20 /1920
1.00
IEC NI
-
-
-
0.30 / 480
0.30
IEC NI
-
-
-
K2 – Ancoa L2
(SEL421)
1600/1
1.20 /1920
1.00
IEC NI
-
-
-
0.30 / 480
0.30
IEC NI
-
-
-
(Siemens
7SA61)
K5 – Ancoa C3
RED/REL670
ANCOA
500kV
CHARRÚA
500 kV
2
Nota 1: Información técnica obtenida del informe EAP 22 – 2015 “Estudio Coordinación y Ajuste de Protecciones S/E Lo Aguirre, Subestación Seccionadora Lo
Aguirre Etapa I”. Revisión 4.
Nota 2: Información técnica obtenida del Informe de Ajuste y Coordinación de Protecciones Proyecto de Línea entre Ancoa y Alto Jahuel 2x500 kV Primer Circuito.
PROINGESA INGENIERÍA. Revisión 1. Abril de 2015. Así mismo, la información adicional requerida de ajustes existentes fue obtenida de la base de datos del
estudio (EAP ANCOA ALTOJ SEP 2015.pfd) suministrada por PROINGESA INGENIERÍA.
Pág 31 de 220
4
DEFINICIÓN DE LOS ESCENARIOS DE OPERACIÓN
La determinación de los ajustes de las protecciones y la verificación de su adecuada
operación ante eventos en el sistema, se realizará según las consideraciones definidas
en el Anexo N°2 Carta D.O. N°0302/2015 por parte del CDEC-SIC. De acuerdo con lo
anterior, se deben considerar las siguientes instalaciones:
Un autotransformador 750 MVA, 500/220 kV en la subestación Lo Aguirre.
Seccionamiento de un circuito de la línea 2x500 kV Alto Jahuel–Polpaico, para su
conexión en la subestación Lo Aguirre.
Seccionamiento completo de la línea 2x220 kV Rapel-Cerro Navia y su conexión
en la subestación Lo Aguirre 220 kV.
Asimismo, se considerarán los siguientes escenarios y condiciones de operación para el
año de análisis (2015):
Demanda Alta – Hidrología Húmeda e Hidrología Seca.
Demanda Baja – Hidrología Húmeda e Hidrología Seca.
Condición de operación 1: Líneas de 500 kV entre las subestaciones Charrúa y
Polpaico en servicio, cable 220 kV Ancoa-Colbún en servicio, línea 154 kV
Itahue-Tinguiririca abierta en la subestación Itahue.
Condición de operación 2: Condición de operación 1 pero con el cable 220 kV
Ancoa-Colbún desconectado.
Condición de operación 3: Condición de operación 1 pero con un circuito de la
línea 500 kV Charrúa-Ancoa y el circuito 3 de la línea 500 kV Ancoa-Alto Jahuel
(estructura común) desconectados.
Condición de operación 4: Condición de operación 1 pero con el circuito 3 de la
línea 500 kV Ancoa-Alto Jahuel (estructura común) y uno de la línea 500 kV Alto
Jahuel – Lo Aguirre desconectados.
Condición de operación 5: Condición de operación 1 pero con la compensación
serie del circuito proyectado desconectada.
serie de un circuito paralelo desconectada.
serie de un circuito de la línea 500 kV Charrúa-Ancoa desconectada.
5
ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA
El cálculo del Flujo de Potencia o de Carga consiste en evaluar el punto de operación
de estado estacionario de un sistema de potencia bajo condiciones determinadas de
generación, carga y configuración de la red. Este punto de operación está
Pág 32 de 220
caracterizado principalmente por las tensiones en cada una de las barras y los flujos de
potencia activa y reactiva a través de cada uno de los elementos del sistema.
Los objetivos primordiales al resolver un flujo de carga son los siguientes:
Calcular los flujos de potencia activa (MW) y potencia reactiva (MVAr) a través de
los distintos elementos del sistema de potencia a fin de:
o Determinar la carga por cada uno de los elementos del sistema y así verificar
posibles sobrecargas.
o Determinar el efecto de contingencias en el sistema por la salida de líneas,
transformadores y generadores.
o Determinar el efecto de los cambios en la topología de la red.
o Determinar el efecto al introducir a la red nuevos elementos (líneas,
transformadores, generadores, condensadores, etc.).
o Calcular las tensiones y ángulos de todas las barras a fin de verificar la
calidad del servicio y definir las estrategias de operación de los elementos de
control de tensión tales como: la óptima posición de los taps, excitación de los
generadores, y conexión o desconexión de condensadores y reactores.
Para el estudio de ajuste y coordinación de protecciones del cuarto circuito a 500 kV
entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel, se realizará un análisis de flujo de
potencia realizando variaciones en la demanda y la topología de la red. A partir de
cada escenario de operación, se deberá considerar la salida de servicio no simultánea
de cada uno de los siguientes elementos (según Anexo N°2 Carta D.O. N°0302/2015
del CDEC-SIC):
Circuito proyectado de la línea 500kV Ancoa - Alto Jahuel.
Circuito 3 (estructura común) de la línea 500kV Ancoa - Alto Jahuel.
Un circuito de la línea 500 kV Ancoa – Charrúa (salvo condición de operación 3).
Un circuito de la línea 500 kV Alto Jahuel – Lo Aguirre.
Una unidad de ciclo combinado a plena carga.
Una unidad de la central Pehuenche a plena carga.
En las siguientes tablas se presentan los resultados de la tensión en barras y la
cargabilidad de líneas y de transformadores del área de influencia del proyecto según el
flujo de potencia para los diferentes escenarios de operación establecidos en el numeral
3.4.
Pág 33 de 220
Tabla 12. Tensión en las barras del área de influencia del proyecto. Escenario Demanda Alta – Hidrología
Húmeda
TENSIÓN EN BARRAS DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO
ESCENARIO
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
Lo Aguirre 500 kV
kV
p.u.
498,375 0,99675
kV
498,21
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
0,99642 498,305 0,99661 498,662 0,99732 498,046 0,99609 498,187 0,99637 497,782 0,99556
K2 (Charrúa) 500 kV
515,538 1,03108 514,815 1,02963 515,911 1,03182 514,037 1,02807 513,555 1,02711 513,168 1,02634 515,771 1,03154
K1 (Polpaico) 500 kV
498,39
K1 (Ancoa) 500 kV
K1 (Alto Jahuel) 500 kV
Lo Aguirre 220 kV
J2 (Cerro Navia) 220 kV
0,99678 497,983 0,99597 497,339 0,99468 497,562 0,99512 497,828 0,99566 497,962 0,99592
0,9946
514,872 1,02974 513,155 1,02631 511,589 1,02318 512,928 1,02586 512,136 1,02427 511,649
1,0233
500,495 1,00099 499,565 0,99913 497,477 0,99495 497,778 0,99556 499,416 0,99883
0,99918 498,808 0,99762
225,3
499,59
512,507 1,02501
1,02409 224,548 1,02067 221,801 1,00819 221,937 1,00881 224,362 1,01983 224,386 1,01994 222,843 1,01292
223,054 1,01388 222,803 1,01274 220,965 1,00439 221,236 1,00562 222,578 1,01172 222,593 1,01179 221,291 1,00587
J1 (Polpaico) 220 kV
222,732 1,01242 222,542 1,01156 222,057 1,00935
222,05
1,00932
222,46
J1 (Charrúa) 220 kV
227,133 1,03242 227,266 1,03303 227,149
226,669 1,03031
226,6
J1 (Ancoa) 220 kV
497,3
225,903 1,02683
226,06
1,0325
1,01118 222,484 1,01129 221,911 1,00869
1,03
226,474 1,02943 227,184 1,03265
1,02755 225,863 1,02665 227,574 1,03443 226,219 1,02827 226,115
1,0278
227,391
1,0336
J1 (Alto Jahuel) 220 kV
226,327 1,02876 226,417 1,02917 225,288 1,02404 226,056 1,02753
225,9
1,02682 225,916 1,02689 225,262 1,02392
2 (Central Rapel) 220 kV
227,318 1,03326 227,031 1,03196 228,972 1,04078 229,032 1,04106
226,96
1,03164 226,969 1,03168
226,38
Pág 34 de 220
1,029
Tabla 13. Tensión en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología Seca
ESCENARIO
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
Lo Aguirre 500 kV
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
497,945 0,99589 497,374 0,99475 497,928 0,99586 498,077 0,99615 498,077 0,99615 498,053 0,99611 498,456 0,99691
515,065 1,03013 514,378 1,02876 517,637 1,03527 516,044 1,03209 514,552
497,899
0,9958
1,0291
514,139 1,02828 516,893 1,03379
497,357 0,99471 497,162 0,99432 497,495 0,99499 498,024 0,99605 497,966 0,99593 498,158 0,99632
K1 (Ancoa) 500 kV
513,164 1,02633 512,175 1,02435
511,9
1,0238
499,579 0,99916 498,855 0,99771
497,71
0,99542 498,539 0,99708 499,743 0,99949 499,813 0,99963 499,495 0,99899
Lo Aguirre 220 kV
514,209 1,02842 512,447 1,02489 512,048
224,039 1,01836 224,015 1,01825 220,733 1,00333 220,747
222,407 1,01094 222,441
1,0111
1,0034
1,0241
224,054 1,01843 223,987 1,01812
512,676 1,02535
223,23
1,01468
220,597 1,00271 220,739 1,00336 222,411 1,01096 222,325 1,01057 222,088 1,00949
222,697 1,01226 222,627 1,01194 222,027 1,00922 222,325 1,01057 222,716 1,01235 222,569 1,01168 222,669 1,01213
227,516 1,03416 227,351 1,03341 228,192 1,03724 227,914 1,03597 227,381 1,03355 227,192 1,03269 227,978 1,03626
J1 (Ancoa) 220 kV
225,65
1,02568 224,583 1,02083 225,056 1,02298 226,372 1,02896 225,496 1,02498 224,365 1,01984 225,886 1,02675
226,216 1,02826 226,384 1,02902 225,895
223,18
1,0268
226,243 1,02838 226,206 1,02821 226,057 1,02753 226,065 1,02757
1,01445 223,159 1,01436 220,344 1,00156 220,356 1,00162 223,193 1,01451 223,135 1,01425 222,486
Pág 35 de 220
1,0113
Tabla 14. Tensión en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología Húmeda
ESCENARIO
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
Lo Aguirre 500 kV
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
500,762 1,00152 501,235 1,00247 501,434 1,00287 501,145 1,00229 500,752
p.u.
1,0015
kV
p.u.
kV
p.u.
500,595 1,00119 502,216 1,00443
515,944 1,03189 515,621 1,03124 518,295 1,03659 516,356 1,03271 515,425 1,03085 515,073 1,03015 517,931 1,03586
499,068 0,99814 500,272 1,00054 499,801
K1 (Ancoa) 500 kV
Lo Aguirre 220 kV
514,36
0,9996
499,633 0,99927 499,348
0,9987
499,687 0,99937 500,998
1,02872 514,615 1,02923 513,559 1,02712 514,992 1,02998 513,669 1,02734 513,171 1,02634
501,847 1,00369
1,00364 501,056 1,00211 501,256 1,00251 501,865 1,00373
515,36
1,03072
1,00604
501,95
1,0039
503,02
224,398 1,01999 226,328 1,02877 223,974 1,01807 223,864 1,01756 226,307 1,02867 227,194
1,0327
226,925 1,03148
224,75
501,82
1,002
1,02159 226,254 1,02843 225,044 1,02293 225,096 1,02316 226,364 1,02893 226,683 1,03038 226,964 1,03165
223,153 1,01433 222,778 1,01263 224,473 1,02033 224,466
227,725 1,03511 227,322 1,03328 228,285 1,03766 227,806 1,03548 227,574 1,03443 227,485 1,03402 227,896 1,03589
J1 (Ancoa) 220 kV
228,56
1,0203
223,832 1,01742 224,836 1,02198 225,136 1,02335
1,03891 229,136 1,04153 228,169 1,03713 230,087 1,04585 228,715 1,03961 228,622 1,03919
225,696 1,02589 228,103 1,03683 226,316 1,02871 226,595 1,02998 228,049 1,03659 227,635
221,869
1,0085
1,0347
230,45
1,0475
228,756
1,0398
223,898 1,01772 221,423 1,00647 221,307 1,00594 223,876 1,01762 224,808 1,02185 224,525 1,02057
Pág 36 de 220
Tabla 15. Tensión en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología Seca
ESCENARIO
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
Lo Aguirre 500 kV
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
499,884 0,99977 500,542 1,00108 500,679 1,00136 501,549
1,0031
kV
p.u.
kV
p.u.
kV
p.u.
500,442 1,00088 500,463 1,00093 500,835 1,00167
515,291 1,03058 515,746 1,03149
499,229 0,99846 498,976 0,99795 499,648
0,9993
500,135 1,00027 498,893 0,99779 498,913 0,99783 499,035 0,99807
514,17
1,0282
515,103 1,03021 513,748
K1 (Ancoa) 500 kV
Lo Aguirre 220 kV
517,98
p.u.
1,02834 514,745 1,02949 514,098
1,03596 516,693 1,03339 515,254 1,03051 514,732 1,02946 517,603 1,03521
501,826 1,00365 501,887 1,00377 501,472 1,00294 501,842 1,00368
227,816 1,03553 226,379 1,02899
226,821
1,031
225,64
1,02564
223,63
1,0165
501,9
1,0275
513,092 1,02618 514,091 1,02818
1,0038
501,932 1,00386 501,672 1,00334
225,937 1,02699 225,928 1,02695 225,018 1,02281
226,481 1,02946 225,562 1,02528 224,801 1,02182 225,979 1,02718 225,966 1,02712 225,614 1,02552
225,076 1,02307 226,331 1,02878 225,203 1,02365 225,109 1,02322 226,169 1,02804 226,168 1,02804 226,108 1,02776
227,27
1,03304 227,419 1,03372 227,915 1,03598 228,099 1,03682 227,428 1,03376 227,259 1,03299 228,049 1,03659
J1 (Ancoa) 220 kV
230,97
1,04986
231,69
1,05314
228,28
1,03764 229,043
1,0411
228,592 1,03906 228,306 1,03775 229,098 1,04135
229,084 1,04129 228,986 1,04085 227,264 1,03302 227,074 1,03215 227,905 1,03593 227,871 1,03578
227,75
1,03523
225,461 1,02482 223,951 1,01796 223,175 1,01443 221,061 1,00482 223,488 1,01585 223,478 1,01581 222,521 1,01146
Pág 37 de 220
Tabla 16. Cargabilidad de líneas de transmisión del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología
Húmeda
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO
ESCENARIO
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
LT
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
Polpaico - Reactor 500 kV
3,413237
2,66158
0,5449447
14,20773
2,669877
2,645446
1,855166
Polpaico - Lo Aguirre 500 kV
1,129764
1,692199
3,996822
15,20348
1,644082
1,664684
2,468767
Polpaico - Alto Jahuel 500 kV C2
14,11711
14,24953
13,77339
26,74062
13,88285
13,86007
13,90484
Charrúa - Ancoa 500kV L1
29,6018
29,4998
59,96873
29,92618
29,71045
29,73656
39,88345
Ancoa - Charrúa 500kV L2
29,29856
29,46951
0
29,71876
29,61488
29,66642
19,32571
Ancoa - Alto Jahuel 500 kV C2
24,4787
25,39811
32,18165
31,53084
27,54917
16,52974
24,66563
23,90233
24,52059
31,29694
30,82967
26,61558
27,95485
23,79922
Ancoa - A. Jahuel 500 kV C4
29,54401
29,90595
36,0885
36,00966
24,00685
33,24921
29,25676
29,87331
30,24904
0,07333753
0,07377313
31,41461
32,9415
29,5908
Alto Jahuel - Lo Aguirre 500 kV
18,319
18,46362
18,29914
0
18,00374
17,96858
17,97244
Tap Alto Melipilla - Melipilla 220kV-2
0,1959314
0,1954567
0,1948781
0,1949673
0,1953396
0,1953548
0,1943812
48,72308
48,85277
49,01193
48,9873
48,88489
48,88071
49,14956
Rapel - Arra. Melipilla 220 kV L2
57,69494
57,54288
56,96321
56,91705
57,51004
57,51421
57,31123
Rapel - Arra Melipilla 220 kV L1
78,90858
78,91923
79,07151
79,01481
78,92556
78,92465
79,03251
Cerro Navia - Lo Aguirre 500 kV C1
118,8135
120,3542
120,4389
106,6205
118,6546
118,5039
119,5066
118,8135
120,3542
120,4389
106,6205
118,6546
118,5039
119,5066
Alto Melpilla - Lo Aguirre 220 kV C2
57,02576
56,97132
57,3722
57,31428
56,96261
56,96364
56,96147
30,45429
30,06449
29,11494
29,0588
29,97584
29,9872
29,36561
Pág 38 de 220
Tabla 17. Cargabilidad de líneas de transmisión del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología
Seca
ESCENARIO
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
LT
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
3,177549
3,250407
1,191056
17,97266
3,160274
3,058081
2,420199
1,442251
1,31143
3,574126
18,46238
1,470557
1,559399
2,14111
15,44953
15,77702
15,14881
30,35098
15,38977
15,42862
15,35704
27,73042
27,73353
55,55513
27,94992
27,83927
27,87994
37,14744
27,77173
27,78551
0
27,98252
27,88383
27,92171
18,12081
24,96381
25,8044
32,483
31,71303
27,80886
16,67615
25,09611
24,08704
24,91191
31,59877
31,20896
26,87257
28,23421
24,19468
29,46463
30,13588
36,43461
36,4731
24,11838
33,56154
29,3094
29,80278
30,48449
0,07344084
0,07413063
31,66893
33,34553
29,65076
20,95861
21,3888
20,8633
0
20,87903
20,90906
20,84765
0,1939287
0,1939091
0,1912397
0,1912513
0,193941
0,1938866
0,1932708
49,27566
49,28115
50,04078
50,03743
49,27222
49,28745
49,46037
12,36704
12,36585
12,43495
12,43291
12,36779
12,36449
12,33253
10,60576
10,61018
11,31353
11,31007
10,60299
10,61527
10,76015
70,27588
71,71101
71,2281
55,51523
70,01171
70,12256
69,99579
70,27588
71,71101
71,2281
55,51523
70,01171
70,12256
69,99579
12,70774
12,7125
13,41545
13,41217
12,70477
12,71796
12,87046
40,40334
40,40745
41,06582
41,06283
40,40077
40,41216
40,55425
Pág 39 de 220
Tabla 18. Cargabilidad de líneas de transmisión del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología
Húmeda
ESCENARIO
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
LT
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
3,411058
3,01806
3,341337
11,91265
2,951338
2,900797
2,852526
6,725082
4,787421
6,565885
13,44433
5,876967
4,564493
5,38271
15,16955
15,8892
14,50921
27,33775
14,94719
14,91317
14,77846
29,80778
29,7377
59,94882
29,92978
29,85822
29,8815
40,0087
29,76291
29,5246
0
29,80884
29,82058
29,84787
19,46367
20,65361
22,89286
26,55335
25,80798
22,87432
14,77795
20,63978
19,68604
21,95733
25,60446
24,93247
21,872
22,93678
19,65433
24,33649
26,77323
29,41172
29,50731
21,53993
27,5585
24,15941
24,62385
27,09001
0,07237182
0,07289602
25,94754
27,10464
24,44735
17,85276
19,35763
17,90926
0
17,71426
17,82269
17,65276
0,1935767
0,195289
0,1932008
0,1931026
0,1952704
0,1960564
0,1958179
34,08147
33,76129
34,15261
34,17124
33,76473
33,61983
33,66366
26,10037
25,82906
26,16084
26,17668
25,83197
25,70962
25,74661
10,77749
10,7057
10,79389
10,79821
10,70645
10,67503
10,68447
33,77176
37,40494
38,7992
29,21477
31,38287
29,9465
31,13597
33,77176
37,40494
38,7992
29,21477
31,38287
29,9465
31,13597
25,89432
25,68323
25,94165
25,95407
25,68549
25,59099
25,61951
45,36161
44,92269
45,45938
45,485
44,9274
44,72934
44,78922
Pág 40 de 220
Tabla 19. Cargabilidad de líneas de transmisión del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología
Seca
ESCENARIO
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
LT
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
5,930473
6,163187
5,764186
10,47022
5,926724
5,923138
6,166316
6,216907
8,106813
6,839808
12,03802
7,911284
7,91039
8,497449
17,44374
18,76267
17,17538
31,34838
17,66849
17,65276
17,57894
27,10771
26,92946
54,31767
27,32662
27,20193
27,26339
36,33962
27,1402
26,96426
0
27,37307
27,24672
27,31048
17,72665
20,28426
22,32768
26,01895
25,51199
22,4557
14,64992
20,30909
19,30075
21,39444
25,07648
24,60689
21,45367
22,55541
19,33213
23,83235
26,26187
28,95798
28,89117
21,39986
27,12746
23,92338
24,11492
26,57103
0,07242339
0,07271496
25,56166
26,66545
24,20602
19,73311
21,08066
19,43002
0
19,66261
19,63946
19,61734
0,1966078
0,1953335
0,1946784
0,192895
0,1949422
0,1949344
0,1941265
33,51896
33,75304
33,87474
34,21072
33,82563
33,82708
33,97797
25,62462
25,82209
25,92503
26,21028
25,88347
25,88469
26,01252
10,65357
10,70389
10,73076
10,8074
10,71986
10,72018
10,75392
27,17281
32,14308
25,4248
24,08587
26,31843
26,20185
30,28507
27,17281
32,14308
25,4248
24,08587
26,31843
26,20185
30,28507
25,52559
25,67784
25,75767
25,98043
25,7254
25,72635
25,82574
44,59168
44,91141
45,07801
45,53931
45,01075
45,01273
45,21954
Pág 41 de 220
Tabla 20. Cargabilidad de transformadores del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología
Húmeda
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO
ESCENARIO
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BANCO/TRANSFORMADOR
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
A.Jahuel 500/220/66kV-750 MVA T5
89,23817
89,32035
88,84948
89,21795
89,07263
89,07336
88,7975
89,2237
89,30536
88,83481
89,20253
89,05815
89,05893
88,78336
Charrúa 500/220/66kV-750 MVA T5
47,68087
47,68528
48,59956
48,30077
48,02671
48,09095
47,78192
47,68087
47,68528
48,59956
48,30077
48,02671
48,09096
47,78192
50,05821
50,06285
51,02279
50,7091
50,42135
50,48881
50,1643
Cerro Navia 500/220 kV 750 MVA
45,11456
44,78079
43,99537
36,56474
43,82789
43,75485
43,43491
Ancoa T1 525/220kV_750 MVA
34,81128
39,59466
32,08094
31,85138
35,10477
34,72696
34,6147
34,81128
39,59466
32,08094
31,85138
35,10477
34,72696
34,6147
Polpaico T1 525/230kV_750 MVA (x3)
18,328
18,78086
17,92058
15,84996
18,21859
18,13725
18,10595
18,328
18,78086
17,92058
15,84996
18,21859
18,13725
18,10595
Pág 42 de 220
Tabla 21. Cargabilidad de transformadores del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Humedad Seca
ESCENARIO
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BANCO/TRANSFORMADOR
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
89,19727
89,30952
89,10604
89,26398
89,18534
89,1133
89,1294
89,18267
89,2944
89,09101
89,2488
89,17083
89,09895
89,11491
44,57201
44,50367
45,11462
44,9633
44,71114
44,78747
44,39141
44,57201
44,50367
45,11462
44,9633
44,71114
44,78747
44,39141
46,79403
46,7223
47,36372
47,20486
46,94012
47,02027
46,60438
54,83798
55,71993
53,98603
45,30925
54,67404
54,7286
54,3571
42,61542
46,85189
38,52968
37,45618
41,84952
40,49362
42,12997
42,61542
46,85189
40,39798
39,12671
41,84952
42,56761
42,12997
18,625
19,32747
18,01901
16,00887
18,4892
18,39101
18,483
18,625
19,32747
18,01901
16,00887
18,4892
18,39101
18,483
Pág 43 de 220
Tabla 22. Cargabilidad de transformadores del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología
Húmeda
ESCENARIO
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BANCO/TRANSFORMADOR
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
46,59225
54,73685
45,41323
49,95358
46,67884
46,34521
46,63314
46,66371
54,82336
45,48299
50,03056
46,75217
46,41871
46,70649
48,22078
47,97642
48,60517
48,36551
48,27499
48,2825
47,88111
48,22078
47,97642
48,60517
48,36551
48,27499
48,2825
47,88111
50,62509
50,36853
51,02866
50,77705
50,68202
50,68991
50,26843
37,81814
40,75839
38,53782
31,56365
37,24268
37,11445
37,07677
19,23488
27,4342
12,7598
14,8284
17,86466
17,4414
16,11249
19,23488
27,4342
12,7598
14,8284
17,86466
17,4414
16,11249
21,80833
23,42059
21,46347
19,54816
21,44754
21,58956
21,47947
21,80833
23,42059
21,46347
19,54816
21,44754
21,58956
21,47947
Pág 44 de 220
Tabla 23. Cargabilidad de transformadores del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología Seca
ESCENARIO
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
CONDICION OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BANCO/TRANSFORMADOR
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
%Carga
39,08513
46,43614
37,911
43,22262
39,21905
39,10205
39,57414
39,14675
46,50964
37,96955
43,28921
39,28127
39,16409
39,63692
43,69618
43,41719
44,00741
43,94392
43,75853
43,83251
43,49946
43,69618
43,41719
44,00741
43,94392
43,75853
43,83251
43,49946
45,87443
45,5815
46,20117
46,13454
45,9399
46,01759
45,66785
35,03657
37,60649
34,11071
27,96596
34,44396
34,38534
35,21347
23,09119
31,65188
17,46701
20,7021
21,89782
21,72339
21,60029
23,09119
31,65188
17,46701
20,7021
21,89782
21,72339
21,60029
28,42223
30,42697
28,40853
26,31171
28,66084
28,63075
28,77247
28,42223
30,42697
28,40853
26,31171
28,66084
28,63075
28,77247
Pág 45 de 220
6
ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO
El estudio de corto circuito se desarrollará bajo los estándares definidos por el Método
Completo disponible en el software DigSILENT Power Factory. Se presentarán los
máximos y mínimos niveles de corto circuito trifásico y monofásico franco (0 Ω) y de alta
impedancia (25 Ω) que pueden presentarse para el año 2015, esto con el fin de verificar
valores de corriente de falla a ser utilizados para los ajustes de las protecciones del
cuarto circuito a 500 kV entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel.
De acuerdo con el Anexo N°2 Carta D.O. N°0302/2015 del CDEC-SIC, se deben
considerar los siguientes casos durante el análisis de corto circuito y verificación de la
operación de las protecciones según los ajustes recomendados:
Fallas en el circuito proyectado (circuito 4) al 5% y 95% desde la SE Ancoa
500 kV.
Fallas en el circuito 3 (estructura común) al 5% y 95% desde la SE Ancoa
500 kV.
Fallas en uno de los circuitos de la línea Charrúa – Ancoa a 500 kV al 5% y 95%
desde la SE Ancoa 500 kV.
Fallas en el circuito Lo Aguirre – Alto Jahuel al 5% y 95% desde la SE Alto
Jahuel 500 kV.
Fallas adicionales en otras líneas o transformadores del área de influencia del
proyecto, serán indicadas en cada caso particular.
A continuación, se presentan los resultados de la simulación de cortocircuito realizada
en el área de influencia bajo los escenarios y condiciones operativas mencionadas. En
la Tabla 24, la Tabla 25, la Tabla 26 y la Tabla 27 se muestran los valores de
cortocircuito monofásico y trifásico en las barras del área de influencia para fallas
francas (0 Ω). En la Tabla 28, la Tabla 29, la Tabla 30 y la Tabla 31 se muestran los
resultados obtenidos para las simulaciones considerando una resistencia de falla de
25 Ω.
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Tabla 24. Cortocircuito franco en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología
Húmeda
CORTO CIRCUITO EN BARRAS DEL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO
ESCENARIO
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
CONDICION
OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
POLPAICO 500kV
11,0260 10,6035 10,9372 10,5084 10,4558 10,2234 10,1701
POLPAICO 220kV
27,2785 26,0003 27,2307 25,9151 26,5627 25,5219 26,5093 25,1908 27,1444 25,9130 27,0997 25,8826 27,0727 25,8349
8,5393
7,9345
10,9273 10,5390 10,8891 10,5132 10,8639 10,4896
LO AGUIRRE 500kV
10,6711 10,2190 10,5794 10,1165 10,0927
LO AGUIRRE 220kV
18,0826 21,3931 18,1548 21,5690 17,9794 21,7866 17,8543 21,1176 18,0785 21,5197 18,0516 21,4930 18,0977 21,6249
ALTO JAHUEL 500kV
12,4325 12,7707 12,2308 12,4387 11,4969 12,0195 11,5840 11,6799 12,2743 12,6498 12,2066 12,5865 12,1760 12,5708
ALTO JAHUEL 220kV
23,4082 29,8478 23,2469 29,6075 22,5637 28,8879 23,1038 29,2806 23,2867 29,7235 23,2422 29,6674 23,1637 29,5490
10,5707 10,1518 10,5322 10,1257 10,5048 10,0995
ANCOA 500kV
12,5118 11,7803 11,8754
ANCOA 220kV
22,4796 23,6271 16,7737 15,8962 21,5703 22,5814 21,9290 23,1146 22,2203 23,3782 22,1995 23,3436 21,9790 23,2009
CHARRÚA 500kV
11,6385 11,4618 11,3218 11,1245 10,2194 10,2276 11,3449 11,2525 11,5771 11,4097 11,5532 11,3897 11,0703 11,0467
CHARRÚA 220kV
30,0752 33,7588 29,6852 33,2113 28,0501 31,5001 29,6619 33,3825 29,9835 33,6666 29,9468 33,6286 29,2907 33,0204
CERO NAVIA 220kV
22,2296 24,1822 22,2371 24,1974 21,7451 23,8112 22,0278 23,9618 22,1456 24,1422 22,1093 24,1126 22,1153 24,0593
CENTRAL RAPEL 220kV
7,6573
8,6356
7,6593
9,9731
9,8278
9,8452
If 3Ø
(kA)
8,6354
11,3373 10,6293 11,9473 11,3481 12,4106 11,7225 12,3676 11,6729 12,1639 11,5397
7,7269
8,7122
7,7171
8,7020
7,6519
8,6291
7,6497
8,6274
7,6454
8,6167
Pág 47 de 220
Tabla 25. Cortocircuito franco en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología Seca
ESCENARIO
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
CONDICION
OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
POLPAICO 500kV
10,9238 10,5300 10,8412 10,4373 10,3365 10,1392 10,0385
POLPAICO 220kV
27,0735 25,8646 27,0426 25,7919 26,3565 25,3811 26,2820 25,0540 26,9819 25,8088 26,8962 25,7477 26,8873 25,7536
9,7241
8,3853
7,8379
10,8446 10,4808 10,7907 10,4441 10,7759 10,4397
LO AGUIRRE 500kV
10,5388 10,1245 10,4548 10,0273
LO AGUIRRE 220kV
16,9420 20,3925 16,9402 20,3718 16,7203 20,4889 16,5861 19,8700 16,8887 20,3414 16,8453 20,2994 16,9031 20,4746
ALTO JAHUEL 500kV
12,3930 12,7296 12,1928 12,3963 11,4195 11,9553 11,5930 11,6819 12,2512 12,6238 12,1615 12,5435 12,1466 12,5525
ALTO JAHUEL 220kV
23,4948 29,9152 23,3275 29,6604 22,5764 28,8798 23,2118 29,3688 23,4029 29,8134 23,3285 29,7250 23,2633 29,6724
10,4593 10,0753 10,4060 10,0392 10,3884 10,0312
ANCOA 500kV
12,5734 11,8292 11,9275
ANCOA 220kV
22,3078 23,4146 16,7816 15,8499 21,5708 22,5413 22,0833 23,2034 22,2691 23,3718 22,2737 23,3549 22,0831 23,2197
CHARRÚA 500kV
11,8663 11,5982 11,5349 11,2481 10,4889 10,4094 11,6113 11,4309 11,8205 11,5640 11,7826 11,5340 11,3275 11,2175
CHARRÚA 220kV
31,4513 34,8786 31,0000 34,2561 29,4932 32,6944 31,1229 34,6043 31,3861 34,8181 31,3223 34,7536 30,7081 34,1978
CERO NAVIA 220kV
21,6285 23,6765 21,6141 23,6531 21,0860 23,2317 21,3661 23,3879 21,5544 23,6181 21,4911 23,5687 21,4868 23,5873
CENTRAL RAPEL 220kV
5,2385
6,3806
5,2380
9,9815
9,9436
9,7564
If 3Ø
(kA)
6,3799
11,3566 10,6354 12,0519 11,3958 12,4874 11,7605 12,4205 11,6805 12,2251 11,5736
5,1798
6,3080
5,1689
6,2960
5,2344
6,3768
5,2302
6,3725
5,2252
6,3648
Pág 48 de 220
Tabla 26. Cortocircuito franco en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología
Húmeda
ESCENARIO
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
CONDICION
OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
POLPAICO 500kV
9,2483
9,4722
9,2002
9,3885
8,7623
9,1246
8,6199
8,8643
9,2036
9,4371
9,2293
9,4525
9,1866
9,4298
POLPAICO 220kV
21,9656 22,5101 22,0203 22,5544 21,4540 22,1855 21,5352 22,0176 21,9318 22,4927 22,0908 22,6246 22,0307 22,5899
LO AGUIRRE 500kV
8,9519
9,1212
8,9122
9,0542
LO AGUIRRE 220kV
14,5432 18,2567 14,4592 18,0572 14,1965 17,9863 14,1845 17,6000 14,4414 18,0501 14,4132 17,9247 14,4445 18,0422
ALTO JAHUEL 500kV
10,3533 11,2544 10,2551 11,0260
ALTO JAHUEL 220kV
19,4720 25,4863 19,0582 24,8951 18,6836 24,5785 19,3869 25,2347 19,2680 25,1722 19,3565 25,2461 19,2153 25,0973
9,1743
8,4568
9,5661
9,6436
8,7664
10,5772
9,8877
7,2303
8,9082
9,0888
8,9301
9,1014
8,8855
9,0766
10,5093 10,2685 11,1810 10,2720 11,1677 10,2125 11,1393
ANCOA 500kV
10,6132 10,6575 10,2158
ANCOA 220kV
17,9258 20,0598 14,2908 14,3144 17,4100 19,3965 17,9213 20,0202 17,9154 20,0399 17,9538 20,0552 17,8323 19,9822
10,6048 10,7855 10,3646 10,4978
CHARRÚA 220kV
28,5422 32,4904 28,1459 31,9136 27,0456 30,6896 28,3168 32,2842 28,5040 32,4444 28,5151 32,4463 27,9720 31,9158
CERO NAVIA 220kV
17,7421 20,4788 17,6314 20,3561 17,2068 20,0269 17,5590 20,2900 17,6502 20,3744 17,6935 20,3883 17,6577 20,3629
4,5388
5,6667
4,5572
5,6923
4,5003
9,8454
10,3596 10,3989 10,5779 10,6140 10,5984 10,6059 10,3700 10,4535
CHARRÚA 500kV
CENTRAL RAPEL 220kV
9,6313
9,6328
7,3372
5,6257
10,4586 10,6788 10,5819 10,7616 10,5920 10,7634 10,2525 10,5060
4,4971
5,6210
4,5552
5,6896
4,5643
5,7019
4,5637
Pág 49 de 220
5,6994
Tabla 27. Cortocircuito franco en las barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología Seca
ESCENARIO
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
CONDICION
OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
POLPAICO 500kV
9,2262
9,4093
9,2193
9,3956
8,7016
9,0397
8,5009
8,7494
9,1792
9,4001
9,1426
9,3722
9,0991
9,3471
POLPAICO 220kV
21,2297 21,9013 21,2359 21,8481 20,5843 21,4558 20,5844 21,2590 21,1454 21,8233 21,0983 21,7869 21,0326 21,7486
LO AGUIRRE 500kV
8,9744
9,0961
8,9526
9,0532
LO AGUIRRE 220kV
14,4379 17,7585 14,6016 18,0982 14,1063 17,6113 14,1682 17,4996 14,5372 18,0534 14,5066 18,0209 14,5259 18,1402
ALTO JAHUEL 500kV
10,4149 11,2454 10,3375 11,0448
ALTO JAHUEL 220kV
19,8606 25,6862 19,6798 25,4545 19,1417 24,9603 19,7996 25,5831 19,8623 25,7048 19,8135 25,6441 19,7033 25,5411
9,1859
8,4410
9,5849
9,6449
8,7197
10,5435
9,8659
7,1607
8,9131
9,0617
8,8763
9,0338
8,8306
9,0062
10,4572 10,3115 11,1688 10,2518 11,1093 10,1961 11,0829
ANCOA 500kV
10,6444 10,6524 10,2579
ANCOA 220kV
17,9700 20,0362 14,2724 14,2482 17,5124 19,4253 17,8970 19,9260 18,0313 20,0779 18,0036 20,0371 17,8415 19,9141
10,4888 10,6571 10,2692 10,3946
CHARRÚA 220kV
27,6918 31,5588 27,3715 31,0801 26,1287 29,7247 27,4814 31,4011 27,6644 31,5417 27,6289 31,5033 27,1360 31,0303
CERO NAVIA 220kV
17,8433 20,3502 17,9070 20,4357 17,2749 19,9154 17,6055 20,2064 17,8606 20,4146 17,8199 20,3786 17,7711 20,3605
4,5753
5,7051
4,5714
5,6963
4,5139
9,6931
10,3028 10,3273 10,5821 10,5780 10,5508 10,5371 10,3334 10,3890
CHARRÚA 500kV
CENTRAL RAPEL 220kV
9,4649
9,6004
7,2625
5,6365
10,3095 10,5413 10,4574 10,6361 10,4368 10,6173 10,1007 10,3640
4,4926
5,6073
4,5593
5,6832
4,5563
5,6801
4,5457
Pág 50 de 220
5,6663
Tabla 28. Cortocircuito en barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología Húmeda. Rf =
25 Ω
ESCENARIO
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
DA - HH
CONDICION
OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
POLPAICO 500kV
7,2070
7,1710
7,1793
7,1392
6,9653
6,9992
6,8976
6,8836
7,1643
7,1406
7,1519
7,1321
7,1381
7,1174
POLPAICO 220kV
4,8304
4,8541
4,8260
4,8494
4,7983
4,8277
4,8021
4,8265
4,8218
4,8465
4,8213
4,8464
4,8095
4,8339
LO AGUIRRE 500kV
7,0850
7,0437
7,0565
7,0091
6,8374
6,8659
6,2693
6,0827
7,0417
7,0126
7,0288
7,0035
7,0154
6,9888
LO AGUIRRE 220kV
4,6722
4,8089
4,6621
4,7987
4,5997
4,7422
4,6010
4,7348
4,6544
4,7925
4,6536
4,7921
4,6285
4,7650
ALTO JAHUEL 500kV
7,6193
7,8581
7,5665
7,7711
7,2745
7,5868
7,3538
7,5247
7,5598
7,8117
7,5421
7,7963
7,5260
7,7821
ALTO JAHUEL 220kV
4,7792
4,9144
4,7797
4,9154
4,7292
4,8727
4,7630
4,8991
4,7668
4,9032
4,7658
4,9026
4,7515
4,8874
ANCOA 500kV
7,8676
7,7055
7,6750
6,9742
7,4493
7,2822
7,7092
7,5756
7,8231
7,6737
7,8115
7,6579
7,7379
7,6091
ANCOA 220kV
4,9239
4,9547
4,8391
4,7796
4,8978
4,9322
4,9481
4,9822
4,9257
4,9578
4,9236
4,9554
4,9416
4,9767
CHARRÚA 500kV
7,7296
7,7268
7,6249
7,6092
7,2547
7,3048
7,6344
7,6532
7,6982
7,6970
7,6900
7,6892
7,5641
7,6036
CHARRÚA 220kV
5,0405
5,0737
5,0400
5,0731
5,0229
5,0600
5,0281
5,0620
5,0288
5,0619
5,0261
5,0592
5,0367
5,0716
CERO NAVIA 220kV
4,6877
4,7791
4,6837
4,7751
4,6284
4,7244
4,6457
4,7370
4,6752
4,7680
4,6744
4,7675
4,6506
4,7410
CENTRAL RAPEL 220kV
3,9838
4,2103
3,9810
4,2067
4,0138
4,2417
4,0137
4,2418
3,9783
4,2044
3,9779
4,2042
3,9704
4,1949
Pág 51 de 220
Tabla 29. Cortocircuito en barras del área de influencia del proyecto. Demanda Alta – Hidrología Seca. Rf = 25 Ω
ESCENARIO
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
DA - HS
CONDICION
OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
POLPAICO 500kV
7,1565
7,1316
7,1301
7,0997
6,9065
6,9544
6,8321
6,8358
7,1267
7,1120
7,1060
7,0972
7,1015
7,0963
POLPAICO 220kV
4,8246
4,8495
4,8228
4,8474
4,7918
4,8226
4,8012
4,8274
4,8227
4,8484
4,8178
4,8441
4,8197
4,8463
LO AGUIRRE 500kV
7,0198
6,9932
6,9917
6,9581
6,7614
6,8084
6,1777
6,0188
6,9887
6,9726
6,9677
6,9576
6,9629
6,9561
LO AGUIRRE 220kV
4,5948
4,7479
4,5944
4,7473
4,5199
4,6786
4,5177
4,6680
4,5916
4,7459
4,5878
4,7429
4,5780
4,7332
ALTO JAHUEL 500kV
7,5923
7,8316
7,5414
7,7455
7,2397
7,5580
7,3573
7,5268
7,5490
7,8006
7,5224
7,7782
7,5150
7,7767
ALTO JAHUEL 220kV
4,7799
4,9135
4,7817
4,9158
4,7403
4,8839
4,7698
4,9045
4,7765
4,9111
4,7711
4,9064
4,7700
4,9060
ANCOA 500kV
7,8707
7,7085
7,6817
6,9700
7,4522
7,2822
7,7527
7,6008
7,8477
7,6872
7,8279
7,6605
7,7567
7,6212
ANCOA 220kV
4,9156
4,9462
4,8110
4,7501
4,8809
4,9145
4,9275
4,9594
4,9123
4,9430
4,8899
4,9198
4,9142
4,9470
CHARRÚA 500kV
7,8106
7,7764
7,7032
7,6558
7,3822
7,3957
7,7506
7,7376
7,7960
7,7638
7,7821
7,7518
7,6735
7,6807
CHARRÚA 220kV
5,0622
5,0907
5,0552
5,0834
5,0615
5,0931
5,0694
5,0985
5,0592
5,0877
5,0548
5,0833
5,0683
5,0983
CERO NAVIA 220kV
4,6575
4,7530
4,6583
4,7538
4,6004
4,7012
4,6159
4,7119
4,6546
4,7511
4,6505
4,7479
4,6463
4,7438
CENTRAL RAPEL 220kV
3,2482
3,6189
3,2479
3,6186
3,2056
3,5714
3,2031
3,5693
3,2466
3,6177
3,2445
3,6158
3,2384
3,6081
Pág 52 de 220
Tabla 30. Cortocircuito en barras del área de influencia del proyecto. Demanda Baja – Hidrología Húmeda. Rf =
25 Ω
ESCENARIO
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
DB - HH
CONDICION
OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
POLPAICO 500kV
6,4850
6,6919
6,4752
6,6675
6,2514
6,5258
6,2220
6,4426
6,4667
6,6768
6,4866
6,6905
6,4723
6,6849
POLPAICO 220kV
4,7295
4,7913
4,7237
4,7849
4,7326
4,8033
4,7419
4,8058
4,7412
4,8035
4,7664
4,8275
4,7700
4,8319
LO AGUIRRE 500kV
6,3693
6,5645
6,3592
6,5426
6,1233
6,3874
5,6402
5,6868
6,3495
6,5484
6,3655
6,5585
6,3506
6,5524
LO AGUIRRE 220kV
4,4894
4,6886
4,5149
4,7163
4,4519
4,6621
4,4550
4,6539
4,5134
4,7152
4,5275
4,7285
4,5255
4,7270
ALTO JAHUEL 500kV
6,9060
7,3548
6,8822
7,2921
6,5666
7,0859
6,7518
7,1167
6,8740
7,3282
6,8845
7,3318
6,8649
7,3242
ALTO JAHUEL 220kV
4,6823
4,8499
4,7114
4,8860
4,6545
4,8359
4,6951
4,8634
4,7162
4,8888
4,7145
4,8842
4,7288
4,9020
ANCOA 500kV
7,1777
7,2724
7,0546
6,6305
6,7739
6,8602
7,1275
7,2147
7,1684
7,2574
7,1837
7,2592
7,0936
7,2036
ANCOA 220kV
4,8445
4,9226
4,7795
4,7591
4,8094
4,8919
4,8790
4,9564
4,8480
4,9256
4,8498
4,9258
4,8757
4,9565
CHARRÚA 500kV
7,3475
7,4748
7,2677
7,3735
7,0282
7,1641
7,3188
7,4545
7,3404
7,4652
7,3487
7,4682
7,2598
7,4079
CHARRÚA 220kV
5,0446
5,0819
5,0335
5,0700
5,0466
5,0853
5,0472
5,0843
5,0417
5,0787
5,0410
5,0775
5,0466
5,0844
CERO NAVIA 220kV
4,5914
4,7306
4,6132
4,7546
4,5644
4,7147
4,5880
4,7303
4,6156
4,7567
4,6252
4,7647
4,6285
4,7686
CENTRAL RAPEL 220kV
2,9772
3,3898
2,9961
3,4131
2,9566
3,3707
2,9564
3,3700
2,9952
3,4121
3,0047
3,4235
3,0029
3,4206
Pág 53 de 220
Tabla 31. Cortocircuito en las barras del área de influencia del proyecto. DB-HS. Rf=25 Ω
ESCENARIO
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
DB - HS
CONDICION
OPERATIVA
1
2
3
4
5
6
7
BARRA
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
If 3Ø
(kA)
If 1Ø
(kA)
POLPAICO 500kV
6,4734
6,6594
6,4784
6,6617
6,2168
6,4792
6,1569
6,3806
6,4522
6,6550
6,4366
6,6432
6,4161
6,6312
POLPAICO 220kV
4,7423
4,8097
4,7670
4,8341
4,7155
4,7937
4,7194
4,7928
4,7600
4,8291
4,7584
4,8280
4,7546
4,8254
LO AGUIRRE 500kV
6,3756
6,5449
6,3778
6,5384
6,1094
6,3567
5,5924
5,6412
6,3512
6,5332
6,3351
6,5210
6,3138
6,5084
LO AGUIRRE 220kV
4,5380
4,7321
4,5271
4,7197
4,4708
4,6769
4,4472
4,6428
4,5144
4,7088
4,5121
4,7071
4,4984
4,6941
ALTO JAHUEL 500kV
6,9325
7,3490
6,9218
7,3019
6,5762
7,0722
6,7434
7,0957
6,8957
7,3257
6,8744
7,3066
6,8488
7,2922
ALTO JAHUEL 220kV
4,7604
4,9217
4,7552
4,9181
4,6911
4,8634
4,7190
4,8800
4,7389
4,8995
4,7363
4,8975
4,7299
4,8928
ANCOA 500kV
7,1909
7,2672
7,0774
6,6375
6,7771
6,8463
7,1020
7,1821
7,1741
7,2442
7,1621
7,2280
7,0695
7,1677
ANCOA 220kV
4,8918
4,9682
4,8252
4,8006
4,8154
4,8941
4,8576
4,9325
4,8508
4,9244
4,8449
4,9181
4,8505
4,9280
CHARRÚA 500kV
7,2936
7,4137
7,2274
7,3281
6,9442
7,0873
7,2525
7,3940
7,2865
7,4099
7,2775
7,4010
7,1875
7,3411
CHARRÚA 220kV
5,0240
5,0629
5,0255
5,0636
5,0250
5,0664
5,0415
5,0813
5,0278
5,0668
5,0241
5,0631
5,0379
5,0784
CERO NAVIA 220kV
4,6340
4,7651
4,6319
4,7626
4,5763
4,7197
4,5829
4,7202
4,6194
4,7514
4,6172
4,7498
4,6084
4,7423
CENTRAL RAPEL 220kV
3,0125
3,4287
3,0028
3,4152
2,9716
3,3864
2,9523
3,3627
2,9949
3,4071
2,9935
3,4059
2,9837
3,3943
Pág 54 de 220
7
METODOLOGÍA
En el estudio de coordinación de protecciones se realiza un proceso de selección de
ajustes y curvas características de los dispositivos de protección involucrados, de tal
manera que la operación de los mismos, se efectúe organizada y selectivamente, en un
orden específico y con el mínimo tiempo de operación, para minimizar la interrupción
del servicio y aislar adecuadamente la menor porción posible del sistema de potencia
como consecuencia de una falla.
Sin embargo, para llegar a ese punto se requiere seguir una metodología que, como
mínimo, conste de los siguientes pasos:
•
Recolección de la información: Se requieren tanto los parámetros de los
elementos del sistema que se deben modelar, como los tipos de relés que van a
proteger dichos elementos y los transformadores de medida asociados a éstos. Es
también muy importante disponer del diagrama unilineal de la subestación y los
diagramas de control y protección, los cuales definen las funciones a ajustar en
cada relé, las relaciones de transformación de CT’s y PT’s asociados, así como el
cableado de estos a los equipos de control, protección y medida. Finalmente, se
considera la información adicional suministrada por el fabricante de los reactores de
línea y reactor de neutro (curvas de soportabilidad, constantes y parámetros
adicionales) para la verificación de los ajustes de algunas de las funciones de
protección de estos elementos.
•
Procesamiento de la información: Para este estudio de coordinación de
protecciones, se partió de la base de datos obtenida de la página web del CDECSIC en el programa DigSILENT Power Factory1. Se procederá con la modelación
de los relés de protección con los respectivos ajustes siguiendo los criterios
definidos a continuación, las recomendaciones de los fabricantes de los relés y en
la experiencia de Ingeniería Especializada S.A. en este tema.
•
Análisis de resultados: Una vez ingresados a la base de datos del DigSILENT
Power Factory los ajustes de los relés, se procede con la simulación de diferentes
tipos de fallas, utilizando para el cálculo de las corrientes de cortocircuito el Método
Completo, incluido en el módulo de cortocircuito de Power Factory, y se verifica la
coordinación de las protecciones de los elementos existentes con las protecciones
de los elementos nuevos (4to circuito a 500 kV entre las subestaciones Ancoa y Alto
Jahuel).
•
Conclusiones y recomendaciones: Con el desarrollo del análisis de resultados, se
realizará un balance de los ajustes implementados en los nuevos equipos de
protección, así como de los existentes. Se incluirán recomendaciones adicionales a
los esquemas propuestos, en caso de que estas sean necesarias.
1
Base de datos del 10 de marzo de 2015 obtenida de la página web del CDEC-SIC.
Pág 55 de 220
8
FILOSOFÍA DE PROTECCIÓN
A continuación se presentan qué tipo de funciones de protección serán ajustadas en los
relés de protección asociados con el cuarto circuito Ancoa – Alto Jahuel a 500 kV y los
reactores de línea y de neutro.
8.1
LINEA DE TRANSMISIÓN
En general, en las líneas más críticas del sistema se justifica la redundancia en la
protección, las comunicaciones y en la fuente auxiliar de DC. La determinación de la
importancia de la línea se debe basar en el nivel de voltaje, longitud de la línea,
proximidad a fuentes de generación, flujos de carga, estudios de estabilidad,
consideraciones de servicio al cliente y otros factores definidos por el propietario de la
línea y el operador del sistema.
Para los sistemas de protección 1 y 2 en ambos extremos del cuarto circuito Ancoa –
Alto Jahuel a 500 kV se ajustarán las siguientes funciones de protección:
Sistema de protección 1 (RED670):
Función Diferencial de Línea (87L).
Función de Distancia (21/21N).
Función de Selección de Fase.
Función de Sobrecorriente Direccional de Tierra (67N).
Función de Bloqueo por Oscilación de Potencia (68).
Función de Recierre (79).
Función de Verificación de Sincronismo (25).
Función de Baja Tensión (27).
Función de Sobretensión (59).
Función de Cierre en Falla (SOFT).
Función de Sobrecorriente de Emergencia (51B/51BN).
Función de Localizador de Fallas.
Función de Falla Fusible.
Esquema de teleprotección (85).
Sistema de protección 2 (REL670):
Se ajustarán las mismas funciones del sistema 1 con excepción de la función
diferencial de línea (87L).
Sistema de protección del interruptor: REC670
Función de falla interruptor (50BF).
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8.2
REACTORES DE LINEA Y DE NEUTRO
Cada uno de los reactores de línea ubicados en ambos extremos del cuarto circuito
Ancoa-Alto Jahuel a 500 kV contará con los siguientes relés y funciones de protección:
Sistema de protección 1: RET670
Función diferencial para dos devanados (87R).
Función de sobrecorriente de fases y de tierra temporizada (51/51N) para el
reactor de línea.
Función de sobrecorriente de tierra (51G) para el reactor de neutro.
Función de sobrecarga térmica (49).
Sistema de protección 2: RET670
Función diferencial para dos devanados (87R).
Función de sobrecorriente de fases y de tierra temporizada (51/51N) para el
reactor de línea.
Función de sobrecorriente de tierra (51G) para el reactor de neutro.
Función de sobrecarga térmica (49).
Sistema de protección del interruptor: REC670
Función de falla interruptor (50BF).
8.3
BARRAS
La conexión del cuarto circuito Ancoa – Alto Jahuel a 500 kV en cada una de estas
subestaciones, conlleva la implementación y ajuste de la unidad de bahía de la
protección diferencial de barras. Esta unidad de bahía corresponde a un relé SIEMENS
referencia 7SS5231, en el cual se ajustarán las siguientes funciones de protección:
Función diferencial de barras (87B).
Ejecución de disparos a la barra por falla interruptor (50BF).
9
CRITERIOS DE AJUSTE PARA LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN
9.1
CRITERIOS PARA LAS PROTECCIONES DE LÍNEA
9.1.1
Función Diferencial de Línea (87L)
Esta función aplica la Ley de Corrientes de Kirchhoff y compara las corrientes que
entran y salen del circuito multi-terminal. Esta función utiliza el principio diferencial
porcentual por cada fase con alta sensibilidad y proporciona información sobre
selección de fase, para los disparos monopolares.
Pág 57 de 220
9.1.1.1 Algoritmo y característica de operación
Como parte del algoritmo de la protección diferencial asociada al relé ABB RED670, las
medidas de corriente de todos los extremos de la línea se intercambian entre todos los
IEDs ubicados en cada extremo (modo maestro-maestro), o enviados a uno de los IEDs
(modo maestro-esclavo).
El primer análisis realizado por el algoritmo es la evaluación de la corriente diferencial y
de restricción, con la característica que se muestra en la Figura 4. La protección
diferencial de línea evalúa estas cantidades por cada fase, donde la corriente diferencial
es la suma vectorial de todas las corrientes medidas, tomándolas de forma
independiente para cada fase. La corriente de restricción, por otra parte, es
considerada como la mayor corriente de fase en cualquier extremo de la línea y es
común para las tres fases.
Los valores de corriente que se encuentren por encima de la característica formada por
IdMin y la pendiente dual, provocarán disparo de la protección. El nivel IdMinHigh es un
valor de ajuste que es usado para disminuir temporalmente la sensibilidad ante las
siguientes situaciones:
Energización de la línea.
Cuando una falla es clasificada como externa.
Cuando existe un transformador conectado en derivación y es energizado.
Figura 4. Característica de operación de la función 87L – Relé RED670
Pág 58 de 220
La característica de operación restringida está definida por los elementos: IdMin,
EndSection1, EndSection2, SlopeSection2 y SlopeSection3. Se tiene también un
elemento no restringido, definido por el ajuste UnrestrainedLimit, utilizado para obtener
disparos más rápidos ante fallas internas con corrientes muy elevadas.
El segundo análisis se compone de la evaluación de segundo y quinto armónico en la
corriente diferencial. La presencia de estos por encima de un determinado nivel, tendrá
la acción de bloquear el disparo producido por la evaluación de la característica
restringida.
El tercer análisis se basa en la evaluación de la corriente de secuencia negativa,
mediante la cual se puede diferenciar entre fallas internas o externas. Este funciona de
tal manera que el ángulo de la fase de la corriente de secuencia negativa en el extremo
local se compara con el ángulo de fase de la suma de corrientes de secuencia negativa
de los extremos remotos. La característica se muestra en la Figura 5, donde la
característica direccional es definida por el ajuste de dos parámetros IminNegSeq y
NegSeqRoa.
Figura 5. Característica de operación discriminador de fallas – RED670
La dirección de referencia de las corrientes se considera hacia la línea. De esta forma,
cuando las corrientes a ser comparadas tienen esta dirección, la diferencia de falla
entre éstas será idealmente cero. En el caso opuesto, cuando una de las corrientes
está entrando y las demás saliendo de la línea protegida, la diferencia de fase será de
180°. Si tanto la corriente de secuencia negativa local como la suma de las remotas, o
una de ellas, se encuentra por debajo de un nivel ajustable, la característica de
discriminación de fallas no realizará clasificación alguna de la falla, y fijará un ángulo de
Pág 59 de 220
120°. Este valor se constituye entonces en una indicación de que no se realizó la
comparación direccional de secuencia negativa. El elemento IdMinHigh se activa
cuando la característica de discriminación de fallas clasifica una falla como externa.
El relé ABB RED670 cuenta con un elemento de compensación de corrientes de carga
capacitivas en la línea protegida, la cual puede activase a través del parámetro
ChargCurEnable. La compensación trabaja de tal forma que la componente
fundamental de la corriente diferencial medida bajo condiciones normales de operación
sea identificada y luego sustraída, haciendo que la corriente diferencial resultante sea
cercana a cero.
Es importante aclarar que todas las corrientes diferenciales pre-falla son sustraídas, sin
considerar su origen, como por ejemplo, aquellas producidas por el error asociado a los
transformadores de corriente.
9.1.1.2 Detección de CT abierto
Debido a su impacto negativo en el desempeño de la protección diferencial de línea, el
relé ABB RED670 cuenta con una lógica de detección de CT abierto, que bloquea su
operación cuando detecta dicha condición. Este elemento se activa en el parámetro
OpenCTEnable.
Es importante aclarar que este elemento sólo puede detectar la condición de CT abierto
en una sola fase a la vez. Si ocurre que se abre más de una fase, este elemento no
puede operar, por lo que el relé daría orden de disparo, si la corriente diferencial
resultante de esta condición es lo suficientemente elevada.
Para garantizar el bloqueo de la función 87L ante la detección de CT abierto, este
elemento debe operar en los primeros 10 ms a partir de la detección de dicha condición.
El principio de detección de la condición de CT abierto se basa en el hecho que, para
un CT abierto, la corriente en la fase con dicha condición cae de forma repentina a un
valor cercano a cero, según lo detecta el relé, en tanto que la corriente en las otras dos
fases continúa como antes.
Luego de la detección de esta condición, el relé habilita una señal de alarma luego de
un retardo ajustable (parámetro tOCTAlarmDelay). Cuando la condición de CT abierto
desaparece, el bloqueo permanece por el tiempo de retardo ajustado en el parámetro
tOCTResetDelay.
9.1.1.3 Criterios de ajuste
Los criterios de ajuste para cada uno de los elementos de la característica de operación
de la función L3CPDIF, son los siguientes:
IBase: El ajuste de la corriente base en amperios primarios. Se hace normalmente
de tal forma que corresponda a la corriente nominal del CT en cualquiera de los
terminales de la línea, en este caso, 2000 A.
Pág 60 de 220
NoOfTerminals: Indica a la función el número de juegos trifásicos de CT’s
incluidos en la línea protegida. Para el proyecto, se ajustará en 2, debido a que la
línea protegida cuenta con dos terminales.
Ch2IsLocal: Es un ajuste Booleano. Se ajustará en No para el proyecto, debido a
que sólo se tiene una fuente local de corriente por terminal.
IdMin: Umbral mínimo diferencial de la sección 1 de la característica de operación
restringida. Este elemento debe considerar la corriente de carga capacitiva de la
línea a la frecuencia fundamental, definida como:
=
√3 ×
1
=
√3 × 2
1
1
Donde: U es la tensión del sistema,
XC1 es la reactancia capacitiva de secuencia positiva de la línea,
f es la frecuencia del sistema,
C1 es la capacitancia de la línea.
Si la compensación por corrientes de carga capacitivas es deshabilitada, se ajustará
IdMin ≥ 2.5xICargaCapacitiva.
ChargCurEnable: Permite la compensación de la corriente capacitiva de la línea
ICHARGE por medio de la identificación bajo condiciones estables sin disturbios y
la substracción de dicha corriente al valor fundamental de la corriente diferencial.
IdMinHigh: Este es un ajuste múltiplo de la corriente base, que es usado para
disminuir temporalmente la sensibilidad de la característica de operación restringida
en las siguientes situaciones:
o Cuando la línea es energizada.
o Cuando una falla es clasificada como externa.
o Cuando existe un transformador en derivación y es energizado.
La energización de una línea puede causar la aparición de corrientes de carga
transitorias, estas corrientes son diferenciales, pero contienen armónicos, y solo en
parte son medidas por la protección diferencial, que en este caso, mide la corriente
diferencial filtrada por descomposición de Fourier. Desensibilizar la protección
diferencial en esta situación mediante el uso de IdMinHigh en lugar de IdMin es una
precaución adicional de seguridad. Un ajuste de 1,2 ∙
se considera adecuado
en la mayoría de los casos. Este mismo criterio aplica para cuando la falla
detectada es clasificada como externa.
tIdMinHigh: Es el tiempo que IdMinHigh permanece activo. Si un transformador de
potencia es incluido en la zona de protección, este elemento debe ser ajustado a
60 s; de lo contrario, un ajuste de 1 s es suficiente.
Pág 61 de 220
IdUnre: Corriente límite diferencial sin restricción, como múltiplo de la corriente
base. Los valores de corrientes diferenciales por encima del límite sin restricciones
generan disparo de la protección, sin tener en cuenta todos los demás criterios; es
decir, con independencia del discriminador de falla interna / externa y cualquier
presencia de armónicos. Este parámetro está destinado para el disparo rápido ante
fallas internas con altas corrientes de cortocircuito. El valor de ajuste recomendado
es 120% de la máxima corriente de falla esperada en la línea protegida, para lo cual
se realizan simulaciones de diferentes tipos de fallas, con el fin de encontrar dicha
corriente.
EndSection1: Se ajusta como múltiplo de IBase. El valor recomendado por el
fabricante del relé es 1,25.
EndSection2: Se ajusta como múltiplo de IBase
fabricante del relé es 3,00.
El valor recomendado por el
SlopeSection2: El valor por defecto de 40% es recomendado por el fabricante.
SlopeSection3: El valor por defecto de 80% es recomendado por el fabricante.
No obstante la recomendación del fabricante del relé, de ajustar algunos de los
elementos de la característica diferencial en los valores que trae por defecto el relé, es
importante evaluar en detalle, si se cuenta con la información necesaria, la posibilidad
de recomendar ajustes que aumenten o disminuyan la sensibilidad de la característica
de operación, según aplique.
9.1.1.4 Análisis de segundo y quinto armónico
I2/I1 Ratio: Para las condiciones del proyecto, en las cuales no se tiene un
trasformador conectado en derivación de la línea protegida, este elemento pierde
importancia. Sin embargo, puede contribuir a estabilizar la protección diferencial
ante el contenido de segundo armónico asociado a la saturación de un CT ante
altas corrientes para una falla externa. Por esta razón, se recomienda ajustarlo en
15%.
I5/I1 Ratio: Al igual que el elemento anterior, pierde importancia cuando no se tiene
un transformador conectado en derivación de la línea protegida. Sin embargo, dado
que la saturación de un CT también tiene asociado un alto contenido de quinto
armónico, el fabricante de la protección, basado en su experiencia, recomienda
ajustar este elemento en 25%.
9.1.1.5 Diferenciador de falla interna y externa
NegSeqROA: Este es el ajuste del ángulo de operación de la característica de
discriminación de falla. El valor por defecto de 60º, es recomendado en la mayoría
de los casos, para considerar un margen de seguridad ante la saturación de los
CT’s y las altas diferencias entre los ángulos de fase de ambos extremos. Este
ajuste considera un balance adecuado entre seguridad y confiabilidad. Sin
embargo, se recomienda realizar un análisis más detallado para las líneas largas,
Pág 62 de 220
donde el ángulo de fase de la fuente de tensión en los diferentes terminales de la
línea pueden cambiar considerablemente.
IMinNegSeq: Si cualquiera de las sumas de corriente de secuencia negativa
desarrolladas por el elemento de discriminación de fallas se encuentran por debajo
del umbral ajustado en este parámetro, la función no discrimina entre fallas internas
y externas. El valor por defecto 0.04 ∙ IBase se puede utilizar si no se tienen casos
especiales, como fuentes extremadamente débiles; sin embargo, este no es el
caso, y por tanto, se utilizará el valor por defecto.
9.1.1.6 Lógica de seguridad de la protección diferencial
La protección diferencial cuenta con una lógica de seguridad que asegure su adecuado
funcionamiento ante condiciones anormales en el sistema de comunicaciones. La
función STSGGIO es más sensible que la lógica de la protección principal para
garantizar la operación ante todas las fallas detectadas por la función diferencial. La
función STSGGIO cuenta con 4 sub-funciones:
Variación de corriente fase-fase con base en la medida de las corrientes de fase y
su análisis a través de un algoritmo.
Corriente de secuencia cero, con el cual se incrementa la seguridad de la operación
durante fallas de alta impedancia.
Criterio de baja tensión, en donde se toman las tensiones fase-tierra y fase-fase
para incrementar la seguridad cuando se presentan fallas trifásicas en el extremo
débil de la línea protegida.
Criterio de baja corriente, con el cual se asegura la operación de la protección
diferencial durante cierres en falla en líneas no cargadas.
Los parámetros de ajuste de la función STSGGIO son los siguientes:
IBase: El ajuste de la corriente base en amperios primarios. Se ajusta en el valor
de la corriente nominal primaria del transformador de corriente en cualquiera de
los terminales de la línea. Se ajusta en 2000 A.
UBase: Nivel de tensión base, este ajuste es dado como tensión Fase – Fase
primaria del transformador de potencial asociado con la línea. Se ajusta como
525 kV.
tStUpReset: Tiempo de retardo de la señal de arranque. Se recomienda ajustar
un valor de 7 segundos.
OperationCV: Activa la subfunción de variación de corriente fase-fase. Se ajusta
en On.
ICV>: Umbral de corriente dada en %IBase. Es calculada como la mínima
corriente de falla detectada por el relé ante diferentes condiciones de suicheo de
equipos adyacentes en la línea protegida, como transformadores o bancos de
capacitores. Para esto se realizan fallas monofásicas, bifásicas, bifásicas a tierra y
Pág 63 de 220
trifásica con una impedancia de 30 Ω en el extremo remoto de la línea y se
considera el 50% de la mínima corriente de falla obtenida.
tCV: Tiempo de retardo para el criterio de la variación de corriente fase-fase. Se
recomienda un ajuste de 0.002 segundos.
Operation3I0: Activa la subfunción de detección de fallas monofásicas con una
alta sensibilidad. Se ajusta en On.
3I0: Nivel de detección de corriente de secuencia cero en %IBase. El ajuste se
basa en la realización de fallas monofásicas y bifásicas a tierra con una
impedancia de 30 Ω en el extremo remoto de la línea y se considera el 50% de la
mínima corriente de falla obtenida.
t3I0: Tiempo de retardo para el criterio de sobrecorriente de secuencia cero. Se
recomienda un ajuste de 0.0 segundos.
OperationUV: Activa la subfunción de baja tensión, por lo que se ajusta en On.
UPhN<, UPhPh<: Nivel de detección de baja tensión fase-tierra y fase-fase en
%UBase. Para calcular el ajuste se realizan fallas monofásicas y bifásicas a tierra
de 30 Ω en el extremo remoto de la línea y se considera el 50% de la tensión fasetierra y fase-fase vista por el relé en el extremo local. Se debe asegurar que el
ajuste recomendado sea mayor que el menor voltaje del sistema en condiciones
normales de operación.
tUV: Tiempo de retardo para el criterio de baja tensión. Se recomienda un ajuste
de 0.00 segundos.
OperationUC: Activa la subfunción de baja corriente y es ajustada en On cuando
se prefiere el disparo durante la energización de la línea si la protección diferencial
no está operando adecuadamente. Con el fin de evitar operaciones indeseadas
de la protección diferencial esta sub-función será deshabilitada, por lo cual se
ajusta como Off.
IUC<: Nivel de detección de corriente mínima de fase en %IBase. Este ajuste
deberá detectar condición de línea abierta y ser inferior a la corriente de carga.
tUC: Tiempo de retardo para el criterio de baja corriente. Se recomienda un ajuste
de 0.20 segundos
9.1.2
Función Distancia (21/21N)
La protección de distancia posee en su esquema de protección cinco zonas de ajuste,
en las cuales los ajustes resistivos e inductivos de las mismas pueden ser ajustados
individualmente, brindando flexibilidad mayor a la función cuando es utilizada como
respaldo de otro esquema de protección. Una de las ventajas que ofrecen los relés
ABB es que cuentan con características cuadrilaterales especiales para protección de
líneas compensadas en serie. La zona 1 de la protección distancia se encuentra
implementada en la función ZMCPDIS (Distance Measuring Zone Quadrilateral
Characteristic for Series Compensated Lines-Zone 1), mientras que las zonas 2 a 5 se
Pág 64 de 220
implementan en la función ZMCAPDIS (Distance Measuring Zone Quadrilateral
Characteristic for Series Compensated Lines Zone 2-5). Adicionalmente, estos relés
cuentan con un bloque direccional ZDSRDIR (Directional Impedance Quadrilateral
including Series Compensation).
La característica cuadrilateral de la protección distancia tiene la funcionalidad de sobre
pasar los límites de carga, lo que incrementa la posibilidad para detectar fallas con altas
resistencias, en líneas fuertemente cargadas como se muestra en la Figura 6.
Figura 6. Característica de distancia cuadrilateral del relé REL 670
La medida, independiente de la impedancia para cada falla en la línea, en conjunto con
un sensible y confiable esquema incorporado de selección de fases, hace la función
adecuada en aplicaciones que involucren disparo monopolares y recierres automáticos.
Las zonas de protección pueden operar independientes, en forma direccional (zona
adelante o zona reversa), o modo no direccional. Esto los hace adecuados en conjunto
con diferentes esquemas de comunicación para la protección de líneas de transmisión.
En la Figura 7 y la Figura 8 se muestran las características de operación cuadrilateral
detallada para las características Fase-Tierra y Fase-Fase, respectivamente.
Pág 65 de 220
Figura 7. Característica cuadrilateral de la distancia Fase-Tierra, REL670
Figura 8. Característica cuadrilateral de la distancia Fase-Fase, REL670
Los parámetros que se muestran en las gráficas anteriores (cada uno de estos debe ser
ajustado para cada zona de protección), que definen las características de operación de
la función distancia, se definen como:
•
Operation: Se ajusta en On para activar la zona de protección.
Pág 66 de 220
•
IBase: Se ajusta con la corriente nominal primaria del CT de la línea.
•
UBase: Se ajusta con la tensión nominal primaria del PT de la línea.
•
OperationDir: Indica la dirección de la zona de la protección distancia.
•
X1FwPP: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-fase (para las características
ZMCPDIS y ZMCAPDIS este ajuste corresponde a X1).
•
R1PP: Alcance resistivo de secuencia positiva fase-fase (para las características
ZMCPDIS y ZMCAPDIS este ajuste corresponde a R1).
•
RFFwPP: Alcance resistivo de falla fase-fase. (Forward).
•
X1RvPP: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-fase (para las características
ZMCPDIS y ZMCAPDIS este ajuste corresponde a X1). Este parámetro se ajusta en
el 110% de la reactancia capacitiva de la compensación serie.
•
RFRvPP: Alcance resistivo de falla fase-fase. (Reverse).
•
X1FwPE: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-tierra (para las características
ZMCPDIS y ZMCAPDIS este ajuste corresponde a X1, es decir, el ajuste del
alcance reactivo es igual para las características Fase-Fase y Fase-Tierra).
•
R1PE: Alcance resistivo de secuencia positiva fase-tierra (para las características
ZMCPDIS y ZMCAPDIS este ajuste corresponde a R1, es decir, el ajuste del
alcance resistivo es igual para las características Fase-Fase y Fase-Tierra).
•
X0PE: Alcance reactivo de secuencia cero (para las características ZMCPDIS y
ZMCAPDIS este ajuste corresponde a X0).
•
R0PE: Alcance resistivo de secuencia cero (para las características ZMCPDIS y
ZMCAPDIS este ajuste corresponde a R0).
•
RFFwPE: Alcance resistivo de falla fase-tierra. (Forward).
•
X1RvPE: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-tierra (para las características
ZMCPDIS y ZMCAPDIS. Este parámetro se ajusta en el 110% de la reactancia
capacitiva de la compensación serie.
•
RFRvPE: Alcance resistivo de falla fase-tierra. (Reverse).
•
OperationPP: Ajustar en On para activar el loop de medida fase-fase.
•
Timer tPP: Ajustar en On para activar el temporizador del disparo fase-fase de la
zona.
•
tPP: Ajuste de tiempo de la zona de protección fase-fase.
•
OperationPE: Ajustar en On para activar el loop de medida fase-tierra.
•
Timer tPE: Ajustar en On para activar el temporizador del disparo fase-tierra de la
zona.
•
tPE: Ajuste de tiempo de la zona de protección fase-tierra.
Pág 67 de 220
9.1.2.1 Características de las zonas de protección
Es una regla básica que la zona 1 (de sub-alcance) de la protección distancia NUNCA
DEBERÍA, bajo ninguna circunstancia, despejar una falla en la barra del extremo remoto
y que la zona 2 (de sobre-alcance) SIEMPRE debería, en todas las condiciones del
sistema, despejar dicha falla.
Asimismo, la función de protección distancia quedará deshabilitada cuando se active la
función de falla fusible SDDRFUF, ante la pérdida de la señal de tensión desde el
devanado secundario del transformador de tensión.
Figura 9. Sub-alcance (Zona 1) y sobre-alcance (Zona 2) en una línea
compensada
9.1.2.1.1 Ajuste de la Zona 1 (zona adelante)
•
Alcance en ohmios
De acuerdo con esa regla, la selectividad de la primera zona de protección se debe
ajustar en un alcance menor que la reactancia de la línea compensada. Este ajuste
puede ser:
! 1
0.85
% &'
(
Otra opción es ajustar la zona 1 entre el 35% al 50% de la reactancia de la línea con
una temporización de 100 ó 120 ms, con el fin de dar tiempo al gap de la compensación
para que flamee, se cierre el bypass y de este modo el relé pueda detectar la falla en
zona 1, ya que no se tendría la reactancia negativa del condensador. Esta
temporización sería especialmente útil para las fallas inmediatamente después de la
compensación, la cual será “vista” por la función distancia en la zona reversa.
Pág 68 de 220
Si la compensación está cortocircuitada o fuera de servicio, el alcance con este ajuste
puede ser menor que el 50% dependiendo del grado de compensación y habrá una
sección de la línea (Gap) donde no ocurrirán disparos instantáneos desde cualquiera de
los extremos.
! 1 = 0.85
% &'
! 1 = 0.85 & %1 − )(
(
Dónde:
)=
*
*+
=
,-,. Ω
01,2, Ω
0,44
El grado de compensación k es la relación de la reactancia de la compensación con
respecto a la reactancia de la línea.
Tiempo de Zona 1
Como la función distancia será un respaldo de la función diferencial de línea y teniendo
en cuenta la topología del sistema, es recomendable no ajustar la zona 1 en operación
instantánea para que no se presente descoordinación con la protección diferencial de
barras, con las protecciones de los reactores de línea o de líneas adyacentes. El tiempo
de operación de Zona 1 será de 120 ms.
Con el fin de conservar la filosofía de protección actual del corredor a 500 kV
Charrúa-Ancoa-Alto Jahuel-Lo Aguirre-Polpaico, la zona 1 de los relés de
protección del cuarto circuito C4 en los extremos Ancoa 500 kV y Alto Jahuel
500 kV será deshabilitada.
Es una regla básica que la zona 2 (de sobre-alcance) de la protección distancia
SIEMPRE debería, en todas las condiciones del sistema, despejar una falla en la barra
del extremo remoto.
Alcance en ohmios
El objetivo principal de esta zona es proteger completamente la línea en consideración y
actuar como zona de respaldo ante la no operación de la Zona 1 de las líneas ubicadas
en la subestación remota. El sobre-alcance debe ser tal que cubra la línea aun cuando
el condensador esté fuera de servicio (bypass cerrado).
Pág 69 de 220
X11
XC
X12
ZONA A
XS1
ZONA A = 1.2 x (X11 + X12)
XS2
Figura 10. Protección distancia con sobre alcance permisivo
Lo ideal sería que el sobre alcance estuviera por encima del 20% de la reactancia total
de la línea, es decir:
! 2
1,2 ×
+
Es muy importante que la zona 2 pueda detectar fallas en toda la línea, tanto con la
compensación serie en servicio como si está puenteada .
Tiempo de Zona 2
Para la selección del tiempo de disparo de la Zona 2, se debe tener en cuenta la
existencia o no de un esquema de teleprotección en la línea. Si la línea cuenta con
esquema de teleprotección se puede seleccionar un tiempo de 400 ms para esta zona;
si no se dispone de teleprotección, este tiempo se determina mediante un análisis de
estabilidad del sistema ante contingencias en el circuito en consideración. Este tiempo
(tiempo crítico de despeje de fallas ubicadas en Zona 2) puede oscilar entre 150 ms y
250 ms, dependiendo de la longitud de la línea y de las condiciones de estabilidad del
sistema.
Charrúa-Ancoa-Alto Jahuel-Lo Aguirre-Polpaico, la temporización de la zona 2 de
los relés del circuito C4 en los extremos Ancoa y Alto Jahuel será ajustada en
0,5 s.
Alcance en ohmios
El objetivo de esta zona es servir de respaldo a las protecciones de las líneas
adyacentes. Normalmente, su ajuste se extiende hasta el extremo opuesto de la línea
adyacente de mayor impedancia, pero se debe garantizar que este alcance no detecte
fallas ocurridas en las subestaciones de diferentes tensiones conectadas a través de los
transformadores de potencia. Este alcance también debe limitarse si su valor se acerca
al punto de carga normal de la línea.
Pág 70 de 220
El criterio recomendado para el ajuste de la Zona 3 es el menor valor de impedancia
calculada para los dos casos que se citan a continuación.
Impedancia de la línea a proteger más el 80% de la impedancia equivalente de
los transformadores en la barra remota.
3
+
+ (0.8 ×
56789.:;< )
Impedancia de la línea a proteger más el valor de Z de la línea adyacente con
mayor impedancia, multiplicada por un factor de seguridad del 120%.
3 = 1.2 × (
+
+
+>?8 )
Donde:
Z3:
Ajuste de zona 3.
ZL:
Impedancia de la línea a proteger.
ZLAMI:Impedancia de la línea adyacente de mayor impedancia.
Tiempo de Zona 3
Típicamente, se utilizan retardos intencionales entre 800 ms y 1000 ms.
Charrúa-Ancoa-Alto Jahuel-Lo Aguirre-Polpaico, la temporización de la zona 3
(forward) de los relés del circuito C4 en los extremos Ancoa y Alto Jahuel será
ajustada en 3,2 s.
9.1.2.1.4 Ajuste de la Zona 4 (zona reversa)
Alcance en ohmios
El propósito de esta zona es proveer un respaldo a la protección diferencial de barras
de la subestación local. El ajuste de zona reversa puede ser requerido como entrada
para algunas lógicas adicionales que traen los relés multifuncionales tales como: lógica
de terminal débil, eco y bloqueo por inversión de corriente, además de esquemas de
teleprotección.
El fabricante del relé (ABB) recomienda el siguiente ajuste para la Zona Reversa como
zona de la función distancia en el caso de línea compensada:
@ A @
= 1.3 × BCD !D
2EFG.
EHIGI
− 0,5 × (
+
−
)
De igual forma, el ajuste de la Zona Reversa cuando no se tienen compensaciones
serie en el circuito objeto de análisis, se realiza tomando el menor valor de los dos
cálculos siguientes:
•
20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia.
Pág 71 de 220
•
20% de la impedancia equivalente de los transformadores de la subestación
local.
Con el fin de conservar el esquema de protección implementado actualmente del
corredor a 500 kV, comprendido por las líneas entre las subestaciones Charrúa, Ancoa,
Alto Jahuel, Lo Aguirre y Polpaico, se recomienda deshabilitar la zona reversa en las
protecciones del circuito C4 entre Ancoa y Alto Jahuel.
Tiempo de zona reversa
Para respaldo de la protección diferencial de barras, se recomienda ajustar el tiempo de
la Zona Reversa entre 1200 ms y 1500 ms, con el fin de permitir la actuación de las
zonas de respaldo de la barra remota. Se debe verificar que este tiempo esté por
encima del tiempo de operación de la función 67N de la barra remota.
9.1.2.1.5 Alcance resistivo
Para el ajuste del alcance resistivo de las diferentes zonas, se tiene como criterio
general seleccionar un único valor para todas las diferentes zonas de la protección
distancia, permitiendo establecer la coordinación a través de los tiempos de disparo de
cada zona y logrando selectividad por medio de la impedancia de la línea vista por el
relé hasta el sitio de la falla de alta impedancia. Los valores típicos resistivos son
calculados como el 45% de la impedancia mínima de carga o de máxima transferencia
del circuito en cuestión.
Este valor de impedancia mínima de carga es calculado a través de la siguiente
expresión:
?8J >;K>
√3
L+
M
Donde:
VL:
Tensión nominal mínima línea - línea.
MCC:
Máxima Corriente de Carga
La Máxima Corriente de Carga se selecciona como el menor valor entre los siguientes
cálculos:
La CTMÁX: Es la máxima corriente del transformador de corriente y que
normalmente corresponde al 120% de IMÁX primaria del CT.
La corriente máxima de carga, es decir el 130% de IMÁX del conductor, la cual
corresponde al límite térmico del circuito o el límite que imponga cualquiera de
los equipos de potencia asociados.
Pág 72 de 220
La máxima corriente operativa de la línea IMAX: Este valor debe darlo el
propietario de la línea o el operador de red.
Para el caso de los relés ABB, el fabricante recomienda que el alcance resistivo no
exceda las siguientes desigualdades y sea dependiente del alcance reactivo ajustado:
NOPQ ≤ 4,5 × 1
NOPP ≤ 3,0 × 1
9.1.2.2 Factor de compensación de secuencia cero K0
Para ajustar el factor de compensación de secuencia cero se aplica normalmente la
siguiente expresión:
ST =
0− 1
3 1
Dónde:
Z0:
Impedancia de secuencia cero de la línea a proteger.
Z1:
Impedancia de secuencia positiva de la línea a proteger.
En caso de requerirse compensación por efecto del acople mutuo en líneas paralelas
que comparten torre y las dos estaciones terminales, se utiliza la siguiente expresión:
ST =
0 − 1 + 0M
3 1
Dónde:
ZM:
Impedancia mutua de secuencia cero de la línea a proteger.
Debido a las características del proyecto en donde se tienen líneas bastante largas en
doble circuito, el tema del acople mutuo entre los circuitos paralelos que recorren los
trayectos entre cada una de las subestación es de cuidado, ya que ante la ocurrencia
de fallas a tierra, alteran la medición de la impedancia aparente del relé.
Es por esto que para la determinación del factor k0 se tuvieron en cuenta las siguientes
condiciones de operación que se pueden presentar en la configuración doble circuito:
-
Ambos circuitos en operación.
-
Solo un circuito en servicio con el otro sin aterrizar.
-
Solo un circuito en servicio con el otro puesto a tierra en ambos extremos.
-
Solo un circuito en servicio con el otro puesto a tierra en un solo extremo.
Pág 73 de 220
Figura 11. Diagrama de operación normal con ambos circuitos en funcionamiento.
Figura 12. Diagrama de operación con un solo circuito en funcionamiento y el otro fuera
de servicio sin aterrizar.
de servicio aterrizado en ambos extremos.
Pág 74 de 220
de servicio y aterrizado en uno de los extremos.
Teniendo en cuenta entonces estas condiciones operativas, se procede a calcular un
solo factor de compensación de falla a tierra, dejando un único grupo de ajustes con la
zona 2 extendida, de tal forma que se evite sobrealcances de Zona 1 y teniendo en
cuenta que todas las fallas que sean detectadas en Zona 2 deberán garantizar que el
esquema de teleprotección POTT se activará siempre para fallas al interior de la
línea. Por esta razón, lo usual en estos casos es tener ajustado un factor de
compensación para la Zona 1 y uno diferente para las demás zonas.
Para protección de líneas cortas o compensadas se recomienda el uso de esquemas de
protección completamente selectivos como hilo piloto, corriente diferencial o
comparación de fases, dado que la diferencia en los aportes de corriente para falla
cerca al relé o en el terminal remoto, es muy pequeña, dificultando identificar la
variación de la impedancia con precisión. Adicionalmente, no se recomienda el uso de
protección distancia como protección principal, dado que factores tales como la
resistencia de arco, la impedancia de falla o la inversión de tensión o de corriente
pueden causar subalcance en el relé.
Nota: El relé ABB de referencia REL670 realiza internamente el cálculo de los
factores de compensación de secuencia cero K0, a partir de las impedancias de
secuencia positiva y cero que se ajustan para cada zona, por tanto, se
recomienda mantener una proporcionalidad en el factor frente a los ajustes
propuestos para cada una de las zonas ajustadas dentro de la función, para así
garantizar la correcta operación de la protección ante cualquier tipo de
evento. Los ajustes de impedancia se calcularán basados en las impedancias de
secuencia de la línea de transmisión protegida, para luego verificar si el factor de
compensación de secuencia cero obtenido es adecuado ante las diferentes
condiciones operativas de las líneas que comparten estructura.
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9.1.2.3 Elemento de
cuadrilaterales
impedancia
direccional
para
las
características
La evaluación de la direccionalidad para la función distancia de la protección REL670
se realiza en la función direccional de impedancia cuadrilateral para líneas
compensadas y no compensadas conectadas a la misma barra (líneas
adyacentes). Todas las protecciones que puedan estar expuestas a la inversión de
tensión deben contar con la función direccional especial, incluidas las protecciones de
barra, donde la tensión se puede invertir mediante líneas compensadas en serie que no
terminan en la misma barra. Para clasificar una falla Fase-Tierra o Fase-Fase hacia
adelante, se deben cumplir las siguientes ecuaciones:
Fase Tierra:
'B@UVW@ < @U
0.8 ∙ Y1+2 + 0.2 ∙ Y1+2?
< B@UZ UN
Y +2
Fase Fase:
'B@UVW@ < @U
0.8 ∙ Y1+2+, + 0.2 ∙ Y1+2+,?
< B@UZ UN
Y +2+,
Donde:
B@UVW@
Ajuste del límite inferior para la característica direccional hacia adelante,
ajustada en un valor de 15º.
B@UZ UN
Ajuste del límite superior para la característica direccional hacia adelante,
ajustada en un valor de 115º.
Y1+2
Voltaje de secuencia positiva en la fase L1
Y1+2?
Voltaje memorizado de secuencia positiva en la fase L1
Y +2
Corriente de la fase L1
Y1+2,
Diferencia de voltaje entre la fase L1 y la fase L2
Y1+2+,?
Diferencia de voltaje memorizada entre la fase L1 y la fase L2
Y +2+,
Diferencia de corriente entre la fase L1 y la fase L2
Los ajustes B@UVW@ y B@UZ UN
son ajustados por defecto en 15º y 115º,
respectivamente; estos ajustes no deben ser modificados a no ser que existan
condiciones de falla en el sistema que exijan modificar dichos ajustes para la correcta
Pág 76 de 220
detección de la dirección de la falla. En la Figura 15 se muestra gráficamente los
ajustes de la función de impedancia direccional cuadrilateral.
Figura 15. Ajustes de la función de impedancia direccional cuadrilateral
La característica direccional reversa es igual a la característica hacia adelante rotada
180º.
Para el ajuste de los parámetros del bloque funcional ZDSRDIR de la protección
distancia, se consideró un factor de 130% sobre el valor de ajuste calculado para la
zona con mayor alcance, en este caso la zona 3.
9.1.2.4 Esquema de Teleprotección (85A)
Los esquemas de teleprotección se utilizan como complemento a las protecciones de
línea para acelerar el disparo cuando hay una falla dentro de la línea. Los esquemas
de teleprotección pueden ser permisivos o de bloqueo. Estos esquemas se enumeran a
continuación, con base en las definiciones de la norma IEEE Std. C37-113 de 1999.
DUTT: Disparo permisivo transferido en Sub alcance (Direct Underreaching
Transfer Trip).
PUTT: Disparo permisivo transferido en Subalcance (Permissive Underreaching
Transfer Trip).
POTT: Disparo Permisivo transferido en Sobrealcance (Permissive Overreaching
Transfer Trip).
Aceleración de Zona (Zone acceleration).
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CD: Disparo permisivo transferido por Comparación Direccional (Permissive
Directional Comparison Transfer Trip).
Comparación Direccional Híbrida o Desbloqueo con lógica Eco (Unblocking with
Echo Logic).
Dos circuitos en paralelo terminando en la misma barra en ambos extremos, causan
algunos problemas para la protección distancia por la impedancia mutua de secuencia
cero del sistema. El fenómeno de inversión de corriente traerá problemas desde el
punto de vista de la teleprotección, particularmente cuando las líneas son cortas y se
utilizan esquemas de sobre alcance permisivo.
Esta problemática será más importante cuando las líneas están equipadas con
condensadores en serie. Los condensadores compensarán la impedancia en la red de
secuencia positiva mientras la impedancia mutua de secuencia cero producirá un efecto
más dañino en comparación con circuitos dobles no compensados. Si coexisten
impedancias negativas y corriente de falla negativas al mismo tiempo y se requiere de
una buena selección de fase para recierres monopolares, el número de problemas para
la protección distancia se incrementa.
Xa0
XC
X0m
Xa0
XC
Xa0
XC
X0m
Xa0
A
B
A
L1
L1
L2
L2
Envío de la señal permisiva a B
Localización de la protección
B
Cuando el interruptor ha operado en
B, la corriente cambia de dirección
en la línea sana L2
Figura 16. Compensación serie de líneas paralelas
Si se usa un esquema de sobrealcance permisivo en un sistema doble circuito como el
ilustrado en la Figura 16 y ocurre una falla en un extremo lejano de una línea, ambas
protecciones en A enviarán señal permisiva a B. La protección en B de la línea fallada
iniciará el disparo. Tan pronto como el interruptor ha abierto, la corriente en la línea
sana cambiará de dirección y, si la señal todavía está siendo recibida desde el extremo
remoto, la línea sana puede disparar erróneamente (inversión de corriente). Esta
corriente en dirección reversa aumenta su magnitud debido a la impedancia mutua y a
la compensación serie.
Pág 78 de 220
Para evitar disparos indeseados, algunas protecciones tienen lógicas que detectan si la
corriente de falla ha cambiado de dirección y temporalmente bloquearán la
protección. Otras temporalmente bloquearán la señal recibida en la línea sana tan
pronto como la línea paralela fallada inicie el disparo.
El segundo método mencionado tiene la ventaja de que no toda la protección es
bloqueada. La desventaja es que requiere de un canal de comunicación entre las
protecciones de los paños de llegada de las líneas en paralelo.
La protección distancia usada en líneas compensadas en serie deberá tener un sobre
alcance suficiente para cubrir la totalidad de la línea cuando los condensadores estén
fuera de servicio, o deberá conmutar sus ajustes cuando esto ocurra. En caso
contrario, el sobre alcance se incrementará permanentemente de manera amplia y todo
el sistema será muy sensible ante falsas teleseñales.
De acuerdo con lo anterior, se recomienda ajustar un esquema de sobrealcance
permisivo (POTT) en los relés REL670 que protegen el cuarto circuito a 500 kV entre
las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel. Este esquema necesita lógica de inversión de
corriente en líneas paralelas, que consiste en bloquear el esquema de teleprotección
luego de detectar una falla en zona reversa, el tiempo de bloqueo a ajustar será de
160 ms (8 ciclos). El tiempo de prolongación de señal será ajustado en 80 ms (4 ciclos).
Operation: Activa el bloque ZCPSCH, el cual será ajustado en On.
Scheme Type: Tipo de esquema de teleprotección. Se ajusta el esquema
Permissive OR.
tCoord: Tiempo de coordinación
comunicaciones. Se ajusta en 0.160 s.
para
bloqueo
del
esquema
de
tSendMin: Tiempo mínimo en la señal de envío. Se ajusta en 0.080 s.
9.1.2.5 Lógica de corriente inversa y fuente débil (weak-end infeed)
En líneas paralelas entre dos subestaciones, algunos esquemas de sobrealcance
permisivo pueden causar disparos no selectivos debido a la corriente inversa que es
detectada por las protecciones de la línea no fallada. El disparo producido por las
protecciones origina entonces la pérdida de interconexión entre las dos subestaciones,
por la salida del circuito en falla y la línea paralela, si la señal de comunicación no ha
sido repuesta al mismo tiempo que la función distancia haya enviado la orden del
disparo al interruptor en dirección adelante.
En forma adicional, los esquemas de teleprotección operan cuando las protecciones de
ambos extremos de la línea detectan la falla, en donde la corriente mínima que detectan
las protecciones puede verse afectada por la posición abierto del interruptor o por los
aportes de corriente de cortocircuito del sistema. Considerando que las corrientes de
falla se incrementan en el extremo débil de la línea después de la apertura del
Pág 79 de 220
interruptor en el extremo fuerte del sistema, es recomendable la activación de la lógica
de fuente débil en algunos casos del sistema. Esta función devuelve la señal recibida
bajo la condición de que ninguna falla ha sido detectada en el extremo débil por las
protecciones distancia (en dirección adelante y reversa).
Teniendo en cuenta lo anterior, se verificará la necesidad de activar las lógicas de
corriente inversa y de fuente débil en el relé REL670 como complemento de la
protección distancia. Los parámetros la función ZCRWPSCH que se deben ajustar son
los siguientes:
CurrRev: Activa la lógica de corriente inversa, el cual será ajustado en On.
tPickUpRev: Tiempo de detección de la lógica por falla externa, el cual se
recomienda ajustarlo en un tiempo menor al 80% del tiempo de operación del
interruptor. Este parámetro será ajustado en 18 ms, ya que los tiempos de
operación de los interruptores obtenidos bajo prueba equivalen a 22 ms según la
información entregada por ELECNOR.
tDelayRev: Tiempo de bloqueo transitorio por falla en reversa, que evita el envío de
la señal de teleprotección y el disparo local. Este tiempo se ajustará en 150 ms.
WEI: Define el modo de operación de la lógica Weak-end Infeed. Considerando
que las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel no son nodos débiles en el sistema de
potencia y que esta función no ha sido habilitada en, por lo menos, el circuito
paralelo (circuito 3), esta lógica se deshabilitará con un ajuste de Off.
tPickUpWEI: Tiempo de coordinación para la lógica de fuente débil (WEI). Este
parámetro se ajustará en 0.010 s.
UBase: Tensión base para el voltaje del sistema. Se ajustará como 525 kV.
UPP<, UPN<: Tensión fase-fase y fase-neutro para la detección de la condición de
falla. Estos parámetros se ajustarán en el valor recomendado por el fabricante
(70% UBase).
9.1.3
Función de Selección de Fase
La función de selección de fase con delimitación de carga está diseñada para
seleccionar en forma precisa el loop de falla en la función de medida de distancia
dependiendo del tipo de falla. El algoritmo de esta función incrementa el alcance
resistivo de la selección de fase y de las zonas de distancia sin interferir con la carga.
El selector de fase deberá cubrir hasta la zona 3 de la protección distancia para
asegurar una correcta selección de la fase cuando se realicen recierres monopolares en
la línea.
Los parámetros básicos de ajuste de esta función son los siguientes:
Pág 80 de 220
ArgLd: Corresponde al ángulo de carga, el cual debe ser ajustado como el máximo
ángulo posible de carga para una condición de carga activa máxima, siendo
siempre mayor a 20°.
RLdFw y RLdRv: Corresponden al límite resistivo hacia adelante y hacia atrás,
respectivamente. Se ajustarán en valores altos para evitar su operación.
X1 y X0: Corresponden al alcance reactivo hacia adelante, los cuales deben cubrir
la zona de mayor alcance hacia adelante ajustado en la protección distancia. Por lo
tanto, se tomará el valor de X1PP y X0PE de la zona 3 y se les aplicará un factor de
seguridad de 1.44 según lo recomendado por el fabricante.
RFFwPE: Corresponde al alcance resistivo de falla fase-tierra hacia adelante, el
cual debe cubrir la zona con el mayor alcance ajustado. En este caso se
considerará el 110% del ajuste de RFPE de la zona 3.
RFRvPE: Corresponde al alcance resistivo de falla fase-tierra hacia atrás, el cual
debe ser mayor que la zona reversa más amplia. Por tanto, este parámetro se
ajusta como el 120% del alcance de zona reversa de la protección distancia.
RFFwPP: Corresponde al alcance resistivo de falla fase-fase hacia adelante, el cual
debe cubrir la zona de mayor alcance, como es la zona 3. En este caso se
considerará el 125% del ajuste de RFPP de la zona 3.
RFRvPP: Corresponde al alcance resistivo de falla fase-fase hacia atrás, el cual
debe ser mayor que la zona reversa más amplia. Por tanto, este parámetro se
ajusta como el 125% del ajuste de RFPP de la zona 4.
IMinOpPP y IMinOpPE: Corresponden al mínimo umbral para activar el selector de
fase del lazo fase-fase y fase-tierra, el cual está configurado para detectar
adecuadamente una falla fase-fase y fase-tierra dentro del mayor alcance de la
función de selección de fase.
Los parámetros ArgLd, RLdFw y RLdRv corresponden a la función de detección de
carga propios de la característica de operación de la función de selección de fase. Estos
parámetros afectan tanto la característica de selección de fase como la operación de las
zonas de la protección distancia, en la Figura 17 se muestra la operación de las
funciones distancia y selección de carga con las modificaciones introducidas por la
característica de detección de carga. La detección de carga de la característica de
selección de fases no puede ser deshabilitada, pero para omitir su operación, se puede
ajustar los parámetros RLdFw y RLdRv en un valor alto.
Pág 81 de 220
Figura 17. Característica de operación cuando la función de detección de carga
de la protección de selección de fases se encuentra activada
9.1.4
Función de Sobrecorriente Direccional de Tierra (67N)
Dada la dificultad, que presentan las protecciones de sobrecorriente a tierra para
seleccionar la fase fallada, estas protecciones de respaldo deben supeditar su
actuación a que las protecciones de distancia no vean la falla; razón por la cual,
algunos relés tienen su lógica interna para bloquearlas cuando se presenta arranque de
la protección de distancia, o es necesario asignarles tiempos de actuación elevados
para tal fin.
Dentro del relé REL 670, se implementará una etapa, de las 4 disponibles en el relé,
para ajustar la función correspondiente a la protección de sobrecorriente direccional de
tierra 67N. Los criterios de ajuste son los siguientes:
Operation: activa el bloque EF4PTOC, el cual será ajustado en On.
IBase: Corriente base en amperios primarios. Es conveniente ajustar este
parámetro a la corriente nominal de la corriente primaria del objeto protegido. En
este caso se ajusta en el valor de la corriente nominal primaria del transformador de
corriente.
UBase: Nivel de tensión base, este ajuste es dado como tensión Fase – Fase
primaria del transformador de potencial que alimenta el IED de la protección.
Characterist1: Selecciona la característica de tiempo para la etapa 1, se habilitará
la característica de tiempo definido Definite Time.
Pág 82 de 220
IN1>: Es el nivel de corriente residual para el ajuste de la etapa 1. Normalmente se
considera un valor de 120 A primarios, teniendo presente que el máximo
desbalance residual esperado en una línea transpuesta con tensiones superiores a
220 kV, considerando una contingencia n–1, en condiciones de máxima
transferencia, no debería superar los 100 A. Sin embargo, de acuerdo con la
Tabla 11, las funciones de sobrecorriente direccional residual en las líneas de
500 kV están ajustadas con etapas de tiempo definido. El ajuste de la corriente
residual de arranque será 17%IBase (340 Apri).
k1: Multiplicador de tiempo, para la característica de tiempo inverso. Normalmente
se define en un valor tal que garantice selectividad con las demás funciones de
protección de sobrecorriente y distancia. Si la curva seleccionada es una curva IEC
Normal Inverse (NI), el dial de la curva se verifica a 0,4 s con el aporte de la
subestación a la falla monofásica o trifásica local (la mayor de las dos).
t1: Retardo de la característica de tiempo definido. Se selecciona en un valor que
garantice selectividad con las protecciones de sobrecorriente y distancia de las
líneas adyacentes. En la protección en extremo Ancoa 500 kV, se recomienda un
retardo de 3.3 s y en el extremo la subestación Alto Jahuel, de 2.4 s.
IMin1: Mínima corriente de operación para la etapa 1, es seleccionado el valor de
100% IN1>.
DirMode1: El modo direccional de la etapa 1, se ajustará en Forward.
t1Min: Mínimo tiempo de operación para todas las características de tiempo
inverso. Este parámetro debe ser ajustado en un valor que sea igual al tiempo de
operación dado en la curva seleccionada, para una corriente igual a veinte (20)
veces el valor del ajuste de la corriente de arranque de la protección.
polMethod: Corresponde al método de polarización de la función residual
direccional, el cual se ajustará como Voltage.
9.1.4.1 Esquema de teleprotección (85C)
Se implementará un esquema de teleprotección por comparación direccional, el cual
opera a través de los elementos de sobrecorriente direccional a tierra. En este
esquema sólo se compara la dirección de la corriente, es decir, si hay una falla dentro
de la línea, los dos relés asociados verán la falla hacia adelante y enviarán una señal
permisiva al otro extremo, tal como se muestra en la Figura 18. La lógica envía señal
de teleprotección si se activa la función 67N y acelera el disparo si además recibe señal
del extremo remoto.
Pág 83 de 220
Figura 18. Esquema de disparo transferido permisivo por comparación
direccional
De acuerdo a lo mencionado, el esquema de teleprotección seleccionado es el disparo
permisivo transferido por comparación direccional (CD), cuyo esquema depende de la
información suministrada por la función EF4PTOC. De esta manera, es necesario
configurar la lógica ECPSCH del relé REL670 como se muestra a continuación:
Operation: Activa el bloque ECPSCH, el cual será ajustado en On.
Scheme Type: Tipo de esquema de teleprotección. Dejar el ajuste por defecto
Permissive OR.
tCoord: Tiempo de retardo de disparo de la función ECPSH. Para esquemas
permisivos de sobre alcance y subalcance, este tiempo debe ser ajustado al menos
20 ms más el máximo tiempo de reinicio del canal de comunicación como un
margen de seguridad. Para el esquema de bloqueo, el ajuste debe ser mayor al
tiempo máximo de transmisión de la señal más 15 ms. Este parámetro se ajusta en
el mismo valor del especificado para la función distancia, es decir, 0.160 s.
tSendMin: Tiempo mínimo en la señal de envío, el cual se ajusta en 0.080 s.
9.1.4.2 Polarización de la función 67N
Para la polarización de la función de sobrecorriente direccional de tierra en los dos
sistemas de protección del cuarto circuito, se seleccionará el método de tensión basado
en la tensión de secuencia cero, tal como se indica en la Tabla 32. Lo anterior es
requerido para la implementación del esquema de sobrecorriente en comparación
direccional 67NCD en las protecciones de sobrecorriente de ambos extremos del
circuito.
Pág 84 de 220
Tabla 32. Polarización de la función 67N
Elemento
Subestación Ancoa
Subestación B
Línea Ancoa – Alto Jahuel,
circuito 4
S1: ABB RED670: 3U0
S2: ABB REL670: 3U0
S1: ABB RED670: 3U0
S2: ABB REL670: 3U0
9.1.4.3 Lógica de corriente inversa y fuente débil (weak-end infeed)
Las lógicas de corriente inversa y de fuente débil indicadas en el numeral 9.1.2.5 que se
habilitará para la protección distancia, también se deben activar para la función de
sobrecorriente direccional residual (67N). De esta manera, la función ECRWPSCH será
ajustada con los siguientes parámetros:
CurrRev: Activa la lógica de corriente inversa, el cual será ajustado en On.
tPickUpRev: Tiempo de detección de la lógica por falla externa, el cual se
recomienda ajustarlo en un tiempo menor al 80% del tiempo de operación del
interruptor. Este parámetro será ajustado en 30 ms.
tDelayRev: Tiempo de bloqueo transitorio por falla en reversa, que evita el envío de
la señal de teleprotección y el disparo local. Este tiempo se ajustará en 150 ms.
WEI: Define el modo de operación de la lógica Weak-end Infeed. Considerando
que las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel no son nodos débiles en el sistema de
potencia y que esta función no ha sido habilitada en, por lo menos, el circuito
paralelo (circuito 3), esta lógica se deshabilitará con un ajuste de Off.
tPickUpWEI: Tiempo de coordinación para la lógica de fuente débil (WEI). Este
parámetro se ajustará en 0.000 s.
UBase: Tensión base para el voltaje del sistema. Se ajustará como 525 kV.
3U0>: Tensión fase-neutro para la detección de la condición de falla. Este
parámetro se ajustará en el valor de fábrica (25% UBase).
9.1.5
Función de Oscilación de Potencia (68)
Luego de la ocurrencia de eventos dinámicos en el sistema, como saltos de carga,
cortocircuitos, tiempos muertos de ciclos de recierre o energizaciones, es posible que
los generadores deban realinearse a sí mismos, de manera oscilatoria, con el nuevo
balance de carga del sistema. Estas oscilaciones de potencia se caracterizan por la
presencia de grandes corrientes y caídas de tensión en las barras de la zona de
influencia; por consiguiente, la impedancia característica vista por los relés distancia
podría desplazarse hasta las zonas de operación de la característica de dichos relés, y
provocar disparos indeseados. Por lo anterior, es necesario que los relés distancia
bloqueen su operación ante la detección de una oscilación de potencia.
Pág 85 de 220
La función detección de oscilación de potencia (ZMRPSB) se utiliza para detectar
oscilaciones de potencia y bloquear la operación de las zonas de la protección de
distancia. La aparición de corrientes de falla a tierra durante una oscilación de potencia,
impide la operación de la función ZMRPSB para permitir el despeje de la falla.
Según el principio de operación, la función de detección de oscilación de potencia
(ZMRPSB) incluye una característica de medición cuadrilateral interna y externa con
delimitación de carga, como se muestra en la Figura 19. Esta función se basa en la
medición del tiempo que le toma a una impedancia de oscilación de potencia transitoria
pasar a través del área de impedancia entre la característica externa e interna ajustada
en el relé. La oscilación de potencia es identificada por el tiempo de transición que es
mayor a un tiempo de transición ajustado en los temporizadores de esta función. La
impedancia y los tiempos característicos se miden en las tres fases de forma
independiente.
Los modos de operación One out of three o two out of three pueden ser
seleccionados de acuerdo a las condiciones de operación especificas del sistema.
Figura 19. Característica de operación para la función ZMRPSB
La medición de impedancia en la función ZMRPSB se lleva a cabo a través de las
siguientes ecuaciones:
Pág 86 de 220
N [
Y+\
^ ≤ N_EG
̅
+\
`[
Y+\
^≤
̅
+\
_EG
Donde n = 1, 2, 3 corresponde para cada fase L1, L2 y L3, y los valores Rset y Xset son
los límites para R y X.
A continuación se presentan los criterios de ajuste recomendados para la función de
detección de oscilación de potencia en el relé REL670:
Operation: Activa el bloque ZMRPSB, el cual será ajustado en On.
X1InFw: Define el límite reactivo interior, hacia adelante. Su ajuste se tomará como
el 115% del alcance reactivo ajustado en la zona 3 de la característica cuadrilateral
de la función de protección de distancia.
R1FInFw: Línea de la resistencia de falla para la frontera resistiva interna, hacia
adelante. Su ajuste se tomará como el 115% del alcance resistivo ajustado en la
zona 3 (RFPP/2) de la característica cuadrilateral de la función de protección de
distancia.
R1LIn: Línea resistiva para la característica del ángulo interno. Su ajuste será
calculado geométricamente a través de la característica de operación de la función,
a partir del ángulo de la línea y el ajuste de límite reactivo interior X1InFw. Se
verificará que dicho valor sea como mínimo el 110% del alcance resistivo de la zona
3 (R1).
X1InRv: Define el límite reactivo interior, en dirección reversa. Su ajuste se tomará
como el 115% del alcance reactivo ajustado en la zona 3 de la característica
cuadrilateral de la función de protección de distancia.
R1FInRv: Define la línea de la resistencia de falla para la frontera resistiva interna,
en dirección reversa. Su ajuste se tomará como el 115% del alcance resistivo
ajustado en la zona 3 (RFPP/2) de la característica cuadrilateral de la función de
protección de distancia.
OperationLdCh: Define la operación de la característica de discriminación de
carga, el cual será ajustado en Off.
IBase: Corriente base en amperios primarios. Esta corriente es usada como
referencia para el ajuste de corriente, el valor de referencia para este parámetro es
la corriente nominal del transformador de corriente asignado al paño de la línea.
IMinOpPE: Mínima corriente de operación. Su ajuste se tomará como el 10% de
IBase.
RLdOutFw, RLdOutRv: Corresponde a los límites exteriores de la característica de
detección de oscilación de potencia en dirección adelante y reversa,
Pág 87 de 220
respectivamente, los cuales tendrán un margen de seguridad determinado por el
factor kLdRFw de la siguiente forma:
N&a !Ob
)&aNOb
N&aTcdOb
El factor kLdFw toma un valor entre 0.70 y 0.90 dependiendo del rango de detección
de oscilación de potencia deseado. Un valor recomendado es de 0.75 para este
factor. Para el cálculo del límite exterior de la característica de oscilación de
potencia en dirección adelante (N&aTcdOb) se debe considerar un cierto margen de
seguridad. De acuerdo con las recomendaciones del fabricante, se puede aplicar un
factor del 25% por encima del valor del alcance resistivo (RFPP/2) de la zona más
externa ajustada de la función distancia, en este caso la zona 3.
9.1.6
Función de Recierre (79)
La elección del tipo de recierre a usar depende del nivel de voltaje, de requerimientos
del sistema, de consideraciones de estabilidad y de la proximidad de generadores. En
el relé REL670 la función de recierre (SMBRREC) proporciona alta velocidad y/o retraso
en el recierre para aplicaciones de uno o varios interruptores.
En la configuración de parámetros pueden ser incluidos hasta cinco recierres. El primer
intento puede ser monofásico, bifásico y/o trifásico para fallas monofásicas o
polifásicas, respectivamente. En el caso del cuarto circuito a 500 kV entre las
subestaciones Ancoa y Alto Jahuel, se recomienda la habilitación de un recierre
monopolar con un solo intento de cierre, considerando que el disparo del sistema de
protecciones será monopolar. Sin embargo, por recomendación de CDEC-SIC, este
esquema deberá estar dehabilitado (Off) pero con la disponibilidad para ser activado en
el momento en que las condiciones operativas del sistema lo requiera.
La secuencia de recierre debe ser iniciada solo por los disparos comandados por las
características distancia cuadrilateral de los loops Fase-Tierra en zona 1. Para todos los
demás disparos el sistema debe comandar apertura tripolar definitiva.
Los parámetros de ajuste de la función de recierre SMBRREC en el relé REL670 se
indican a continuación, teniendo en cuenta que esta función estará deshabilitada. Solo
en el caso de requerirse su habilitación, se deberá ajustar el parámetro Operation en
ExternalCtrl:
Operation: Con este parámetro se configura si el recierre es controlado por el relé
(ON) o por un control externo (ExternalCtrl). En este caso se ajusta en Off.
ARMode: Este ajuste selecciona el tipo de recierre a realizar. En este caso se
realizará recierre monopolar, con el ajuste 1/2/3ph.
t1 3PhHS: Se usa para ajustar el tiempo de retardo o tiempo muerto del interruptor
cuando éste es menor a 1 s. Se ajusta en 0.40 s.
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t1 1Ph: Se usa para ajustar el tiempo muerto del interruptor durante el ciclo de
recierre monopolar. Se ajusta en 0.80 s, según lo recomendado para esta misma
función en el circuito 3 paralelo.
t1 3Ph: Ajuste del tiempo de recierre tripolar. Se ajusta en 0.50 s.
tReclaim: Es el tiempo en el cual la función de recierre se reinicia y en caso de
presentarse una nueva falla, ésta será tratada como un caso independiente a un
nuevo ciclo de recierre. Para este ajuste debe tenerse en cuenta el ciclo
especificado para el interruptor. Aunque el fabricante recomienda un ajuste de 60 s,
se ajustará un valor de 20 s de acuerdo con la experiencia de IEB en este tipo de
funciones de protección.
tSync: Tiempo máximo de espera para que se presenten condiciones de
sincronismo para el cierre del interruptor. Se ajusta en 2.0 s, para que esta función
permita la operación del recierre cuando se cumplan las condiciones de sincronismo
requeridas.
NoOfShots: Es el número máximo de ciclos para el recierre. Para este caso se
ajustará un solo ciclo de recierre.
CBReadyType: Indica la señal con la cual se detectará que el interruptor está listo
para ejecutar el ciclo de recierre. Puede ajustarse como OCO (ciclo apertura –
cierre – apertura) o como CO (ciclo de cierre – apertura). Se ajusta como CO.
Priority: Esta parámetro es importante en configuraciones de múltiples interruptores
que intervienen en el ciclo de recierre, como en las subestaciones interruptor y
medio o anillo. En el caso de la subestaciones Ancoa y Alto Jahuel con
configuración de barra principal más barra de transferencia, el interruptor del paño
de línea será el interruptor “Maestro” y tendrá un ajuste de Priority = High.
tWaitForMaster: Es el tiempo máximo de espera para la reposición de la señal
WAIT. La señal WAIT permanece activa durante el tiempo de cierre del interruptor
“Maestro” y detiene el ciclo de cierre en el interruptor “Seguidor”. Cuando la señal
WAIT se restablece ante un cierre exitoso del interruptor Maestro, el Seguidor es
liberado para continuar con su secuencia de cierre. Cuando el cierre no es exitoso
en el interruptor maestro, la salida de la señal UNSUCCL conectada a la entrada
INHIBIT del relé seguidor interrumpe la secuencia de recierre de este
último. Teniendo en cuenta que bajo la configuración de las subestaciones Ancoa y
Alto Jahuel no hay interruptor seguidor, el parámetro tWaitForMaster se ajusta en
2,0 s de acuerdo con las recomendaciones del fabricante.
Ninguna de las señales de bloqueo o inhibición deberán encontrarse activas.
Para las señales de bloqueo, se deben incluir alarmas de estado del interruptor y
operación por funciones de protección de respaldo.
Pág 89 de 220
9.1.7
Función de Verificación de Sincronismo (25)
La verificación de sincronismo es una operación necesaria una vez se ha perdido la
condición de sincronismo por disparos trifásicos de los interruptores, debidos a
fenómenos transitorios que son producidos por la dinámica del sistema.
Ante esta condición, se debe determinar cuál de las dos subestaciones debe recerrar en
forma inmediata con esquema de recierre barra viva - línea muerta, y cuál debe
implementar la verificación de sincronismo en esquema de barra viva - línea viva.
El análisis consiste en determinar, de acuerdo con los resultados de estudios eléctricos,
cuál es el lugar más favorable para energizar el circuito y en cuál realizar la
sincronización con el fin de restablecer la línea de transmisión, bajo las condiciones de
demanda más críticas o las que se derivan de los estudios eléctricos. Los criterios para
seleccionar el extremo más adecuado para hacer el recierre con verificación de
sincronismo, se fundamentan en el análisis en las diferencias de tensión, frecuencia y
ángulo que se presentan en cada extremo al simular un cortocircuito en la línea,
seleccionándose el extremo en el cual dichas diferencias sean menores. Desde el
punto de vista de la sobretensión, la sincronización se debe realizar en la barra donde
ésta no exista o donde sea menor.
Los criterios de ajuste que normalmente se utilizan para la función de sincronismo de
las líneas son:
Diferencia de Tensión:
10% Unom
Diferencia de Frecuencia:
0.1 Hz
Diferencia de Ángulo:
20° a 30°
Los parámetros de ajuste de la función son los siguientes:
Operation: Activa el bloque SESRSYN, el cual será ajustado en On.
SelPhaseBus1 y SelPhaseBus2: Son los parámetros de la configuración para la
selección de la medición de tensión de la barra 1 y 2, respectivamente; este
parámetro se ajusta para medir tensiones fase – fase.
SelPhaseLine1 y SelPhaseLine2: Son los parámetros de la configuración para la
selección de la medición de tensión de la línea 1 y línea 2, respectivamente; este
parámetro se ajusta para medir tensiones fase – fase.
CBConfig: Este parámetro de configuración se utiliza para definir el tipo de
selección de voltaje, para este caso la configuración seleccionada es No Voltage
Selection.
UBaseBus y UBaseLine: La tensión base, se selecciona como 500 kV.
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PhaseShift: Este ajuste se utiliza para compensar un desplazamiento de fase
causado por un transformador de línea, entre los dos puntos de medición para la
tensión de la barra y la línea; para las condiciones del proyecto se ajustará en 0.0º.
URatio: Este ajuste se define como URatio = Voltaje de barra / Voltaje de linea , por lo
tanto este parámetro se ajusta en 1,0.
Operation: La función SESRSYN tiene tres esquemas de operación:
Synchronizing, Synchrocheck y Energizing check. Con el esquema Synchronizing
se realiza el cierre de los interruptores entre sistemas fuera de sincronismo. En el
esquema de Synchrocheck se tiene el control sobre las condiciones de cierre de
los interruptores con el fin de prevenir esta maniobra si las condiciones de
sincronismo no se han cumplido. El chequeo del sincronismo considera las
siguientes condiciones: línea viva-barra viva, diferencia de voltaje, diferencia en el
ángulo de fase y diferencia de frecuencia, ésta última dentro de un rango de ±5 Hz.
Con el esquema de Energizing check se facilita la reconexión controlada de líneas
y barras desconectadas a barras y líneas energizadas. Para este esquema se
evalúa la condición de línea muerta-barra viva, línea viva-barra muerta o ambas
condiciones.
De esta manera, para cada uno de los esquemas de operación de la función
SESRSYN se tienen ajustes particulares que se presentan a continuación:
Esquema Synchronizing:
OperationSynch: Este esquema será deshabilitado mediante la opción Off y se
dejará el ajuste de fábrica de los parámetros de este esquema.
Esquema Synchrocheck:
OperationSc: Este esquema se habilita mediante la opción On.
UHighBusSc y UHighLineSC: Los ajustes del nivel de tensión serán elegidos en
relación con la tensión de la red. El umbral de tensiones UHighBusSC y
UHighLineSC debe ser ajustado a un valor más bajo respecto aquel en el cual el
interruptor se espera que cierre con condiciones de sincronismo. Estos valores se
ajustarán al 80% de la tensión nominal base.
UDiffSC: Ajusta la diferencia de tensión entre la barra y la línea; este parámetro se
ajustará en 0.10 p.u.
FreqDiffM y FreqDiffA: Corresponde al nivel de ajuste de la diferencia de
frecuencia para la sincronización manual y automática, respectivamente. En
condiciones de estado estable, el ajuste de FreqDiffM tiene un ajuste recomendado
de 10 mHz, mientras que bajo contingencia, el parámetro FreqDiffA tiene un ajuste
recomendado entre 100 y 200 mHz.
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PhaseDiffM y PhaseDiffA: Es ajuste del nivel de diferencia de ángulo de fases
para cierre manual y automático. El ángulo de cierre debe ajustarse para que
permita el cierre del interruptor bajo máxima carga. Estos parámetros se ajustarán
en 30º, considerando las recomendaciones del fabricante.
tSCM y tSCA: El propósito del tiempo de retraso, es garantizar que las condiciones
de chequeo de sincronismo se mantienen constantes y que la situación no es
debida a una interferencia temporal. El cierre del interruptor no será permitido hasta
que todas las condiciones se cumplan y permanezcan constantes dentro del tiempo
ajustado. El parámetro tSCM se ajustará en 1.0 s, mientras el parámetro tSCA se
ajustará en 0.1 s.
Esquema Energizing check:
AutoEnerg y ManEnerg: Se define el modo de chequeo de energización
automática, en este caso se elige la opción Off para el parámetro AutoEnerg y la
opción Both para el parámetro ManEnerg, con lo cual la energización de la línea
puede ser con Barra Viva-Línea Muerta o Barra Muerta-Línea Viva.
ManEnergDBDL: Este parámetro se ajusta en Off.
UHighBusEnerg y UHighLineEnerg: Los ajustes del nivel de tensión serán
elegidos en relación con la tensión de la red. El umbral de tensiones
UHighBusEnerg y UHighLineEnerg debe ser ajustado más bajo que el valor en el
cual el sistema se considera energizado. Estos valores se ajustarán al 80% de la
tensión nominal base.
ULowBusEnerg y ULowLineEnerg: El umbral de ajustes de estos parámetros
debe ser mayor que el valor más bajo en el cual se considera que el sistema está
desenergizado. Estos parámetros se ajustan en 40% de la tensión nominal base.
tAutoEnerg y tManEnerg: Tiempo para asegurar que el lado “muerto” del sistema
permanece desenergizado y que no corresponde a una condición temporal del
sistema. Estos parámetros se ajustarán en 100 ms.
UMaxEnerg: Ajuste que bloquea el cierre del interruptor cuando el voltaje en el lado
energizado del sistema es superior a este valor. Este parámetro se ajustará en
110% de la tensión nominal base.
9.1.8
Función de Baja Tensión (27)
Para la unidad de baja tensión, la recomendación apunta a un valor de 0.8 p.u. y una
temporización del disparo de 4 s. Sin embargo, la activación de esta función debe
responder a un estudio integral del área de influencia del proyecto que defina los
umbrales mínimos de ajustes que eviten la operación indeseada de esta función ante
condiciones de baja tensión en operación normal del sistema. Teniendo esto presente,
se recomienda habilitar esta función como una SEÑAL DE ALARMA al sistema de
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control coordinado de la subestación a fin de tomar las acciones necesarias para evitar
la salida del circuito.
En caso de que se quisiera habilitar esta función, es importante tener en cuenta que en
los relés REL670 todos los ajustes son realizados en porcentaje de la tensión y la
corriente base, que normalmente se ajustan al nivel de tensión fase – fase del sistema
de potencia.
A continuación se presentan los criterios de ajuste típicos para la unidad de baja
tensión:
Operation: Activa el bloque UV2PTUV el cual será ajustado en On.
CoonType: Establece como será la medición de la tensión fase - fase o
fase - tierra, para este caso, se usará la tensión fase - fase (PHPh DFT) en valores
RMS.
UBase: Tensión de referencia para la medida del relé. Se ajusta a la tensión
Fase – Fase del sistema 500 kV.
Characteristic1: Este parámetro proporciona el tipo de retraso de tiempo para ser
usado, la característica de tiempo será Definite time.
OpModen1: Este parámetro describe cuál de las tres tensiones medidas, pueden
estar bajo el nivel de ajuste para dar operación a la etapa 1, para este caso
seleccionamos 1 out of 3.
U1<: Establece el valor de operación de bajo voltaje para la etapa 1, este parámetro
se ajustará en el 80%UBase.
t1: Tiempo de retraso de la etapa 1, se ajustará en 4 s.
9.1.9
Función de Sobretensión (59)
El relé REL 670 dispone de dos etapas, para la función de Sobrevoltaje. Cada etapa
cuenta con características de tiempo inverso o de tiempo definido, que pueden ser
seleccionadas de forma independiente. Si la tensión remanente se encuentra por
encima del valor de ajuste durante un periodo de tiempo superior al tiempo de retraso
seleccionado, la señal de alarma o de disparo es emitida, según la etapa activada.
La protección contra sobretensión se ajusta de tal forma que se garantice no superar la
máxima tensión permitida por el sistema. Se considera adecuado ajustar una primera
etapa de alarma al 110% de la tensión nominal del sistema con una temporización de
60 s, con el fin de permitir un adecuado funcionamiento de los sistemas GAP y MAIS de
la compensación serie y los reactores de línea, respectivamente. La segunda etapa de
disparo se ajusta al 120% de la tensión nominal con un retardo de 5 s para el disparo.
Pág 93 de 220
Es importante tener en cuenta que en los relés REL670 todos los ajustes son realizados
con base en la tensión primaria, que normalmente se ajusta al nivel de tensión Fase –
Fase del sistema de potencia bajo consideración.
Los parámetros de ajuste de la función de sobretensión son los siguientes:
Operation: Activa el bloque OV2PTOV, el cual será ajustado en On.
ConnType: Establece como será la medida de la tensión de línea. En este caso,
se utilizará el valor Phase – Phase.
UBase: Tensión base en voltios primarios, esta tensión es usada como referencia
para el ajuste. Se ajustará en 525 kV.
OperationStep1: Habilita la operación de la etapa 1. Se ajusta en On.
Characteristic1: Tipo de característica de la etapa1. Como se ha mencionado se
ajustará como Definite time.
OpMode1: Este parámetro describe como se realiza la medida de la tensión
trifásica. El ajuste es 1 out of 3.
U1>: El elemento de sobretensión de alarma se ajusta a un valor de 1.10 p.u.
(110%UBase). Para la operación Fase – Fase el cálculo del ajuste se realiza de la
siguiente manera:
> (%)
()L)
t1: Retraso de tiempo definido de la etapa 1, se ajustará en 60 s.
OperationStep2: Habilita la operación de la etapa 2. Se ajusta en On.
Characteristic2: Tipo de característica de la etapa 2. Como se ha mencionado se
ajustará como Definite time.
OpMode2: Este parámetro describe como se realiza la medida de la tensión
trifásica. El ajuste es 1 out of 3.
U2>: El elemento de sobretensión de disparo se ajusta a un valor de 1.20 p.u.
(120%UBase).
t1: Retraso de tiempo definido de la etapa 2, se ajustará en 5 s.
9.1.10 Función de Cierre en Falla (SOTF)
La función de cierre en falla tiene como objetivo la desconexión de forma inmediata y
sin retardos de las líneas de transmisión que cierren bajo condición de falla. Se utiliza
principalmente como una protección rápida ante el evento de energizar el alimentador
mientras la cuchilla de puesta a tierra se encuentra cerrada, pero también puede ser
utilizada cada vez que se energice el alimentador bajo cualquier condición, como la de
recierre automático. La función de cierre en falla puede ser activada por señales
Pág 94 de 220
auxiliares desde el interruptor, por la orden de cierre o por el cambio de posición
abierto/cerrado del interruptor.
El criterio de ajuste de la corriente de arranque de esta función es considerar el 50% de
la corriente de falla trifásica franca al 100% de la línea, considerando el circuito abierto
en el extremo remoto, bajo un escenario de demanda mínima. Es importante verificar
que el valor calculado anteriormente se encuentre por encima de la máxima corriente de
carga del circuito, para evitar acciones incorrectas de esta función ante condiciones
normales de operación del sistema.
La lógica de cierre en falla se encuentra implementada en la función ZCVPSOF, cuyo
disparo generalmente es no direccional, con el fin de asegurar el despeje de las fallas
cuando la señal del transformador de tensión no se encuentre disponible.
Los parámetros para ajustar la protección de cierre en falla en el relé REL670 son los
siguientes:
Operation: Se debe habilitar la opción On para activar la función.
IBase: Corriente base en amperios primarios, usada como referencia para el ajuste
de los elementos de corriente. Se recomienda ajustarla igual a la corriente nominal
primaria del transformador de corriente.
UBase: Tensión base en voltios primarios, esta tensión es usada como referencia
para el ajuste. Se recomienda ajustarla igual al voltaje nominal primario del
transformador de potencial.
IPh<: El criterio de ajuste de la corriente de arranque de esta función es considerar
el 50% de la corriente de falla trifásica franca al 100% de la línea, considerando el
circuito abierto en el extremo remoto, bajo un escenario de demanda mínima
UPh<: En este parámetro se ajusta la tensión umbral para la detección de la
condición de línea muerta, típicamente con un valor de 70%UBase.
Mode: Existen tres modos de definición del criterio de disparo para la función
ZCVPSOF. En el modo UILevel, el criterio de disparo está basado en los ajustes
de IPh< y UPh<. En este modo de operación, se tiene una operación más rápida y
selectiva de la función, lo cual es importante para reducir el impacto sobre del
sistema cuando se realiza un cierre en falla. En el modo Impedance el criterio de
operación está basado en el principio de la zona de sobrealcance de la medida de
impedancia. En el modo UILvl&Imp la condición de disparo está definida por una
compuerta OR que selecciona alguno de los dos modos anteriores (UILevel y
Impedance). En este caso, se selecciona la opción UILevel como modo de
operación de tal manera que el valor IPh< sea la corriente necesaria para arrancar
y operar la función ZCVPSOF, teniendo en cuenta el arranque externo determinado
con el ajuste del parámetro AutoInit.
Pág 95 de 220
tDuration: Corresponde al contador del tiempo de liberación de la señal UILevel, el
cual se debe ajustar en 0.10 s por recomendación del fabricante, ya que este valor
ha demostrado ser adecuado durante pruebas en campo.
tSOFT: Tiempo de retardo de la caída de la función SOFT, con un ajuste
recomendado de 1.00 s.
tDLD: Tiempo de retardo para activar la detección interna de línea muerta, por
recomendación del fabricante será ajustada a 0.20 s, con el fin de evitar la
activación no deseada de la función durante transitorios en el sistema.
AutoInit: La activación automática de la función ZCVPSOF tiene un ajuste por
defecto de Off, por lo que la activación automática de línea muerta por parte de esta
función, requerirá de la conexión de una señal externa a una entrada binaria del relé
correspondiente al cierre por comandos al interruptor.
9.1.11 Función de Sobrecorriente de Emergencia (51B-51BN)
La activación de esta función de sobrecorriente de respaldo se presentará cuando
exista una pérdida de la señal de potencial desde el transformador de tensión, lo cual
originará que la protección de distancia (21/21N) y de sobrecorriente residual
direccional (67N) se inactiven por esta causa. Bajo esta condición de pérdida de
potencial, la función de sobrecorriente se activará como protección de la línea en modo
emergencia hasta que la señal de tensión sea restablecida.
Para la implementación de esta protección de emergencia se activará la función
OC4PTOC para la sobrecorriente de fases y la función EF4PTOC para la sobrecorriente
residual.
En el caso de la función OC4PTOC, es posible ajustar hasta 4 características de
detección y disparo en forma independiente. De esta manera, se activará la etapa 1
como protección de emergencia de fases de tiempo inverso y la etapa 2 como
protección de emergencia de fase de tiempo definido, teniendo en cuenta los siguientes
parámetros de ajuste en el relé REL670:
Operation: Con este parámetro se configura la activación de la función, se deberá
ajustar en On.
DirMode1: Indica la dirección de supervisión de la función. En este caso, se
ajustará como Non-directional debido a la ausencia de la señal del transformador
de tensión.
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Characterist1: Selecciona la característica de operación. Para la etapa 1 se
habilitará la característica de tiempo inverso IEC-Normal Inverse.
I1>: Umbral de la corriente de arranque de fases, ajustado como un porcentaje de la
IBase. Se considerará que esta corriente de arranque de fases sea 1.3 veces la
carga máxima de la línea o la corriente nominal de los transformadores de corriente
asociados a la misma, el menor valor de los dos.
k1: Multiplicador de tiempo, para la característica de tiempo inverso. Se debe
definir para que se presente selectividad y coordinación con las demás funciones de
protección distancia y sobrecorriente de fases adyacentes, y al mismo tiempo
garantizar tiempos de disparo oportunos ante fallas al interior de la línea.
Las otras 3 características de esta función OC4PTOC permanecerán inactivas, por
lo cual se ajustarán como DirMode2 = DirMode3 = DirMode4 = Off.
En el caso de la función de sobrecorriente residual EF4PTOC, la pérdida de la señal de
potencial originará que se inactive la protección de sobrecorriente residual direccional
(67N) ajustada en la característica 1. Por lo tanto, en la etapa 2 de esta misma función
EF4PTOC se habilitarán las funciones de sobrecorriente residual de emergencia de
tiempo inverso con los parámetros indicados a continuación:
Operation: Activa el bloque EF4PTOC, el cual será ajustado en On.
IBase: Corriente base en amperios primarios. En este caso se ajusta en el valor de
la corriente nominal primaria del transformador de corriente.
DirMode2: El modo direccional de la etapa 2, se ajustará en Non-directional.
Characterist2: Selecciona la característica de operación. Para la etapa 2 se
habilitará la característica de tiempo inverso IEC-Normal Inverse.
IN2>: Es el nivel de corriente residual para el ajuste de la etapa. El ajuste de la
corriente de arranque de tierra debe ser el 40% de la carga máxima de la línea o la
corriente nominal de los transformadores de corriente asociados a la misma,
escogiendo el valor menor entre ambos.
definir para que se presente selectividad y coordinación con las demás funciones de
protección distancia y sobrecorriente de tierra adyacentes, y al mismo tiempo
garantizar tiempos de disparo oportunos ante fallas al interior de la línea.
Las etapas 3 y 4 de la función EF4PTOC permanecerán inactivas, por lo cual se
ajustarán como DirMode3 = DirMode4 = Off.
9.1.12 Función de Localizador de Fallas
La información sobre la distancia a la cual se presenta una falla al interior de la línea es
muy importante para las labores de operación y mantenimiento del sistema. La función
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de localización de fallas LMBRFLO puede ser activada por el disparo de las
protecciones de la línea, particularmente la protección distancia y/o la protección de
sobrecorriente residual, o por una señal de la función TVR (registrador de valores de
disparo) que utiliza los datos de los estados de pre- y posfalla del sistema.
Además de esta información, la función debe registrar las fases falladas para una
correcta selección del loop ante diferentes tipos de fallas, como fallas trifásicas (loop L1L2), fallas bifásicas o bifásicas a tierra (loop entre fases falladas) y fallas monofásicas
(loop fase-tierra).
El algoritmo del localizador de fallas utiliza las tensiones y corrientes de fase y la
corriente residual en el paño supervisado y, en caso de existir líneas paralelas, la
corriente residual observada en este circuito. En términos generales, la precisión en el
cálculo de la distancia de falla no se ve afectado por la impedancia de la fuente, pero si
por el ángulo de fase. Sin embargo, un valor de ajuste de 85° para el ángulo de fase de
la impedancia fuente permite una adecuada operación de la función de localización de
fallas.
A esta función se le ajustan los valores de las impedancias de la fuente local, de la
fuente remota y de la línea protegida. En casos en los cuales se tengan líneas
paralelas, se deben ingresar los valores de la impedancia mutua entre ambas, así como
la longitud de la línea. Los parámetros relacionados con la impedancia de la fuente en
los extremos de la línea se deben calcular a partir de la simulación de una falla trifásica
franca en la barra a 500 kV de las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel, con el circuito 4
objeto de estudio fuera de servicio, y se estiman los parámetros de impedancia fuente
en el extremo local (R1A y X1A) y remoto (R1B y X1B).
Figura 20. Red equivalente con los datos necesarios para el ajuste de la función
de localización de fallas
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9.1.13 Función de Falla Fusible
Esta función es también llamada función de Supervisión de Tensiones debido a que se
encarga de monitorear y señalizar la pérdida de la señal de voltaje desde los
transformadores de tensión hacia los diferentes equipos de protección y control que
operan con esta señal, tales como la función distancia, la función de sobrecorriente
residual direccional, las funciones de sobre y baja tensión y las funciones de chequeo
de sincronismo, entre otras.
Con la función de falla fusible SDDRFUF se combinan la supervisión de los MCB´s en
los devanados secundarios de los transformadores de tensión y elementos de
supervisión internos de los equipos de protección. Por tanto, la función SDDRFUF
opera su algoritmo con base en una señal externa de los MCB´s o con la posición del
desconectador de línea. Mientras en el primer caso se afectan todas las funciones
dependientes del voltaje, con la segunda opción no se afectan las funciones de medida
de impedancia.
Esta función cuenta con un algoritmo de detección de secuencia negativa (3U2) y otro
algoritmo de secuencia cero (3U0). El primer caso es recomendado en sistemas
aislados de tierra o con una alta impedancia y el segundo algoritmo es preferido en
sistemas con baja impedancia o sólidamente puestos a tierra. Adicionalmente, existe la
posibilidad de activar un tercer algoritmo basado en la medida de la corriente y tensión
delta, con el fin de detectar fallas tripolares de los fusibles en el transformador de
tensión, aunque en la práctica está más asociado con las maniobras sobre el
transformador en condiciones normales de operación de la subestación.
Los ajustes básicos de la función SDDRFUF se indican a continuación:
USealIn<: Identifica la condición de bajo voltaje en el sistema, por lo que debe
ajustarse a un valor inferior al mínimo voltaje de operación durante condiciones de
emergencia. Este parámetro se recomienda ajustarlo en 70% de la tensión base
UBase.
OpMode: Selecciona el tipo de algoritmo que se usará para la supervisión de la
tensión secundaria de los transformadores de tensión. Existen cuatro opciones: el
algoritmo de secuencia negativa (UNsINs), de secuencia cero (UZsIZs), la
combinación de los dos algoritmos (UZsIZs OR UNsINs, OptimZsNs). La
combinación de los dos algoritmos se utiliza cuando se desea incrementar la
confiabilidad en la activación de la función de supervisión de falla fusible ante
condiciones particulares del sistema. Este parámetro se ajustará en UZsIZs OR
UNsINs.
3U2>: Corresponde al umbral de tensión de secuencia negativa como porcentaje de
la tensión base UBase. Este parámetro será ajustado en 60%.
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3I2<: Corresponde al umbral de corriente de secuencia negativa como porcentaje
de la corriente base IBase. Este parámetro será ajustado en 20%.
3U0>: Corresponde al umbral de tensión de secuencia cero como porcentaje de la
tensión base UBase. Este parámetro será ajustado en 60%.
3I0<: Corresponde al umbral de corriente de secuencia cero como porcentaje de la
corriente base IBase. Este parámetro será ajustado en 20%.
OpDUDI: Con modo de operación se considera la medida delta de la corriente y de
la tensión para el registro de pérdidas trifásicas (falla fusible) de las tensiones, con
lo cual se previenen operaciones indeseadas de la protección distancia cuando no
se tiene la posición de los MCB´s de los PT´s y se pierden las tensiones en
carga. Este parámetro se ajusta en On y los demás parámetros asociados con este
modo de operación (DU>, DI<) se ajustan en el valor recomendado por el
fabricante.
IDLD<: Umbral de corriente para detección de la condición de línea muerta, el cual
se ajusta con un valor inferior a la corriente de carga en estado estable y superior a
la corriente de carga cuando una fase se encuentra desconectada. Este parámetro
se ajustará en 20% de la corriente base IBase.
UDLD<: Umbral de tensión para detección de la condición de línea muerta, el cual
se ajusta con el mínimo voltaje de operación esperado en el sistema. Este
parámetro se ajustará en 70% de la tensión base UBase.
9.1.14 Función de Falla Interruptor (50BF)
La función de falla interruptor para los paños de línea será implementada en el relé
REC670 ubicado en el respectivo gabinete de protección. El objetivo de la protección
de falla interruptor CCRBRF es la de asegurar el disparo del interruptor cuando éste no
opere después de una orden de disparo por parte de las protecciones del paño
involucrado, y prevenir operaciones indeseadas ante condiciones de mantenimiento o
durante la operación normal.
El esquema de falla interruptor CCRBRF envía una orden de disparo sobre los
interruptores conectados a la misma barra del interruptor fallado y una señal de
aceleración de disparo al interruptor del extremo remoto. De esta manera, esta función
realiza la supervisión del tiempo de persistencia de la falla después de la orden de
apertura al interruptor.
Esta función realiza el monitoreo de la corriente de las tres fases y su ajuste permite el
arranque de la función en forma selectiva por cada fase, permitiendo la detección de
fallas a tierra y entre fases.
Los ajustes básicos de esta función corresponden a una corriente de arranque y dos
temporizadores, los cuales son iguales para las tres fases.
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9.1.14.1
Ajuste de la corriente de arranque
Para calcular la corriente de arranque de la función de falla interruptor, se simulan fallas
1ϕ, 2ϕ y 3ϕ en el extremo remoto de la línea con una resistencia de falla de 10 Ω para
la unidad de fases y de 50 Ω para la unidad de tierra, en un escenario de demanda
mínima, con lo cual se determina la mínima corriente de falla vista por el relé en la
subestación local. A partir de estos resultados, se considera un factor del 60% respecto
al menor valor obtenido y se refiere a amperios secundarios o en términos de la
corriente base del relé (%IBase).
9.1.14.2
Ajuste de los temporizadores
Para la función de falla interruptor se deben ajustar 2 etapas de disparo, cada una con
la misma corriente de arranque pero con tiempos de disparo independientes. Cuando
se cumple el tiempo de ajuste t1 y el interruptor no se ha disparado, la protección de
falla interruptor envía un re-disparo tripolar al interruptor. En forma general, la señal de
disparo sobre la bobina 2 del interruptor se ajusta en un tiempo de 10 ms según lo
recomendado por TRANSELEC. Sin embargo, IEB recomienda una ajuste de tiempo no
menor a 60 ms, el cual permita que el ciclo de apertura del interruptor se lleve a cabo
completamente antes de generar un mando de re-disparo.
Si la falla persiste al final del tiempo t2 y el interruptor aún se encuentra cerrado, la
función de falla interruptor envía un disparo tripolar definitivo a los interruptores
adyacentes en la subestación local y un disparo transferido al interruptor de la línea en
la subestación remota. Con esto se obtiene la desenergización efectiva de la barra de
la subestación local y la eliminación del aporte de corriente desde el extremo remoto del
circuito.
Los temporizadores t1 y t2 se inician en forma simultánea e independiente uno del otro,
después del tiempo de disparo de las protecciones de la línea, por lo cual el tiempo de
disparo tripolar definitivo está regido por el temporizador t2 y no por la suma de los
tiempos t1 y t2. De esta manera, el tiempo de ajuste recomendado para el
temporizador t2 es de 200 ms.
Los parámetros de ajuste de la función de falla interruptor en el relé REL670 son los
siguientes:
Operation: Con este parámetro se configura la activación de la función, se deberá
ajustar en On.
FunctionMode: Parámetro que sirve para configurar la forma en que la función
detecta una falla en el interruptor. En este caso, se utilizará el modo
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Current&Contact, en el cual se utiliza la medición de corriente y la señal de
posición del interruptor como arranque de esta función.
RetripMode: Indica la forma en que se realizará el envío de la señal de disparo al
interruptor. Se recomienda ajustar la opción No CBPos Check para permitir el
redisparo al interruptor sin hacer chequeo de posición del interruptor.
BuTripMode: Con este parámetro se configura el criterio bajo el cual se considera
que existe falla en el interruptor, considerando el número de fases con
sobrecorriente mayor a la corriente de arranque. En este caso se configura como 1
out of 3, con lo cual el valor de corriente por encima de la corriente de arranque en
una única fase es suficiente para considerar que existe falla en el interruptor.
IP>: Corresponde al umbral mínimo de ajuste de la corriente de arranque de falla
interruptor, tomada como un porcentaje de IBase. Para estimar este valor se
seguirá el criterio indicado anteriormente.
IN>: Umbral de corriente residual para la detección de falla interruptor ajustado
como un porcentaje de IBase. Para estimar este valor se seguirá el criterio indicado
anteriormente.
t1: Corresponde al tiempo de envío de la señal de disparo al propio interruptor
después de alcanzar el umbral de la corriente de arranque. Se ajustará en un valor
de 60 ms.
t2: Corresponde a la temporización del disparo a los interruptores adyacentes al
equipo en falla y al interruptor de la subestación en el extremo remoto de la
línea. Se ajustará en un valor de 200 ms.
tPulse: Corresponde a la duración del pulso de disparo, el cual deberá ser mayor
que el tiempo de impulso crítico del interruptor, por lo que se ajustará en el valor
recomendado por el fabricante del relé de 200 ms.
I>BlkCont: Corresponde al valor de corriente de fase en el cual no se considera la
posición del interruptor en el modo Current&Contact y por tanto la activación de la
función solo se realiza por el criterio de corriente. Este ajuste se tomará con un
ajuste igual al valor del parámetro IP>.
t3: Retardo adicional al tiempo t2 para un segundo disparo transferido a los
interruptores adyacentes. Este parámetro se ajustará en el valor recomendado por
el fabricante.
tCBAlarm: Temporización para la activación de la alarma por falla interruptor. Se
ajustará en el valor recomendado por el fabricante.
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9.2
CRITERIOS PARA LAS PROTECCIONES DE REACTORES DE LÍNEA Y DE
NEUTRO
Los reactores en derivación (tipo Shunt) son utilizados para compensar la capacitancia
de las líneas de transmisión, principalmente para condiciones de baja carga, en las
cuales se producen más reactivos capacitivos de los que el sistema pueda absorber sin
riesgo de inestabilidad o tensiones excesivamente altas en los terminales de las líneas.
Figura 21. Reactor con o sin reactor de neutro y conectado a una línea
Para la compensación reactiva en las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel a 500 kV se
utilizarán dos relés multifuncionales RET670 y un relé REC670, a los cuales se les
ajustarán las funciones que se describen a continuación.
9.2.1
Función diferencial (87R)
La protección diferencial tiene como función proteger al reactor de fallas internas y en la
zona de protección demarcada por los transformadores de corriente de los cuales se
toman las señales de corriente. Este tipo de falla es considerada como severa debido a
las altas corrientes encontradas y al daño que provoca en los devanados del equipo
protegido.
El ajuste de la protección diferencial se debe seleccionar con la máxima sensibilidad del
relé, realizando la verificación de estabilidad de la protección ante falla externa con el
ajuste recomendado de acuerdo con los valores de saturación de los CT’s.
Adicionalmente se sugiere verificar la inmunidad de la protección ante componentes
ajenas a la fundamental de la corriente (armónicos).
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A continuación se describe la característica a ser utilizada para esta función en el relé
RET670, como protección principal de los reactores de línea y de neutro a instalar en
cada extremo de la línea Ancoa-Alto Jahuel C4.
En el relé RET670, la característica de la función diferencial permite una detección
rápida, sensible y selectiva de las fallas cuando es utilizada en reactores y pequeñas
barras, y su característica de operación se encuentra dividida en tres (3) secciones, tal
como se indica en la Figura 22.
Figura 22. Característica de operación 87R – relé RET670
La Sección 1 define la corriente de arranque como porcentaje de la corriente nominal
del equipo con una pendiente de cero (0°). Para el ajuste inicial se debe considerar el
error máximo de los transformadores de corriente en condiciones de operación
normal. Esta porción de la característica de disparo tiene el propósito de actuar para
bajas corrientes diferenciales.
La Sección 2 normalmente tiene una pendiente que considera el máximo error de
medición que se pueda presentar en los CT´s. Esta porción de la característica de
operación tiene el propósito de actuar para prevenir disparos indeseados por los errores
de medición de los CT´s.
En la Sección 3 se ajusta una segunda pendiente con el fin de cubrir valores elevados
de corriente diferencial, considerando la posible saturación de los CT’s ante altas
corrientes de falla pasantes.
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A continuación se indican los parámetros básicos que se le deben ajustar a esta
característica de operación:
•
IBase: Corresponde a la corriente nominal del equipo protegido en amperios
primarios, en este caso sería 120.97 A.
•
IdMin: Es el umbral sensitivo de la característica de operación que conforma la
sección 1. Se recomienda ajustar este elemento en el 25% de la corriente
nominal del elemento a proteger.
•
IdUnre: Es el umbral superior de la característica de operación. Se recomienda
ajustar este parámetro en la máxima corriente de cortocircuito que se puede
presentar en bornes del reactor.
•
EndSection1: Es el punto donde finaliza la sección 1 de la característica y es
utilizado para despejar corrientes diferenciales de gran magnitud. Dadas las
características del reactor, un ajuste de 1.5 veces la corriente nominal del equipo
se considera adecuado.
•
EndSection2: Es el punto donde finaliza la sección 2 de la característica.
Considerando las características del reactor y del sistema de potencia, se
recomienda un ajuste de 3.0 veces la corriente nominal del equipo.
•
SlopeSection2: Está definida como un porcentaje del valor de ΔIdiff/ΔIBias, que
se encuentra en función de la operación del reactor bajo condiciones normales
de operación, el fabricante recomienda emplear una pendiente del 40% si es que
un análisis más profundo no es realizado para el ajuste de esta característica. En
el caso del reactor, el ajuste se realizará tomando en la cuenta los errores
máximos asociados al sistema de medida, esto incluye los errores de los
transformadores de medida y los errores propios de la lectura de la protección.
•
SlopeSection3: Está definida también como un porcentaje del valor de
ΔIdiff/ΔIBias el objetivo de esta pendiente es estabilizar la característica
diferencial para fallas pasantes de gran magnitud, para las cuales los
transformadores de corriente pueden presentar saturación. Teniendo en cuenta
que a través del reactor no circularán corrientes pasantes de alta magnitud, se
recomienda ajustar este parámetro en el mismo valor de la pendiente
SlopeSection2.
•
IMinNegSeq: Corresponde al ajuste de la corriente de secuencia negativa
cuando esta opción se encuentra habilitada (On) en el parámetro
NegSeqDiffEn. La sensibilidad de esta corriente puede ser del orden de 0.04
veces la corriente nominal del reactor.
•
OpenCTEnable: Con este parámetro ajustado en On, se activa la característica
de supervisión para la detección de CT abierto. Con esta característica se
bloqueará la operación indeseada de la protección diferencial en el caso de
circuitos secundarios de CT´s abiertos bajo condiciones normales de carga u
operación. Es importante señalar que una vez sea detectada la condición de CT
Pág 105 de 220
abierto, las funciones de protección diferencial serán bloqueadas con excepción
de la protección diferencial no restringida de operación instantánea.
•
I2/I1Ratio: Con este parámetro se ajusta la restricción armónica correspondiente
a la distorsión armónica total de segundo armónico. Este parámetro se ajustará
en un valor de 15%.
•
I5I1Ratio: Con este parámetro se ajusta la restricción armónica correspondiente
a la distorsión armónica total de quinto armónico. Este parámetro se ajustará en
un valor de 25%.
9.2.2
Función de Falla a Tierra Restringida de Baja Impedancia (87N)
La protección de falla a tierra restringida de baja impedancia REFPDIF es una unidad
de protección de tipo diferencial, cuyos ajustes son independientes de cualquier otro
tipo de protección. Esta función utiliza el criterio de comparación direccional de la
corriente de secuencia cero, lo cual le da excelente sensibilidad y estabilidad durante
fallas.
Las componentes de la frecuencia fundamental de todas las corrientes se obtiene
desde las entradas de corriente, mientras que las componentes de secuencia cero es
construida a partir de los fasores de corriente de línea. Este fasor de corriente de
secuencia cero se adiciona fasorialmente a la corriente de neutro a fin de obtener la
corriente diferencial.
Esta función solo tiene una característica (operate-bias), la cual está definida por los
parámetros de la Tabla 33.
Tabla 33. Ajustes de la característica operate-bias de la protección REFPDIF
Default Sensitivity
Idmin (zone 1)
% IBase
30
Max. Base
sensitivity Ismin
(zone 1)
% IBase
4
Min. base
sensitivity Idmin
(zone 1)
% IBase
100
End of
Zone 1
First
Slope
Second
Slope
% IBase
125
%
70
%
100
Una protección diferencial (REFPDIF – 87N), calcula una corriente diferencial y una
corriente bias, y en caso de una falla a tierra interna, la corriente diferencial es
teóricamente igual a la corriente de falla a tierra total. La corriente bias da estabilidad a
la función 87N y es una medida de cuan altas son las corrientes, o mejor, una medida
de la dificultad de las condiciones bajo las cuales los CT’s operan, mientras mayor es,
más probable es que la corriente diferencial calculada tenga una componente de
corriente falsa, normalmente debida a la saturación de los transformadores de corriente.
Esta característica divide el plano Idiff-bias en dos partes iguales, de operación y
bloqueo, como se muestra en la Figura 23.
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Figura 23. Característica opérate-bias de la protección 87N
9.2.2.1 Calculo de la corriente diferencial y corriente bias
La corriente diferencial o de operación, como un fasor de la frecuencia fundamental es
calculada como:
aW
Z+3
g
Donde
IN: Corriente medida por el CT en el neutro del reactor como un fasor de corriente
residual a la frecuencia fundamental.
3I0: Corriente residual del reactor, calculada a partir de la corriente medida por los CT’s
de fases de las terminales del reactor de línea.
Si hay dos alimentadores incluidos en la zona de protección, entonces la respectiva
corriente de restricción se encuentra como el valor relativamente más alto de las
siguientes corrientes:
Pág 107 de 220
corriente[1] = max(I 3PW1CT1).
1
CTFactor Pr i1
1
corriente[2] = max(I 3PW1CT 2).
CTFactor Pr i 2
1
corriente[3] = max(I 3PW1CT1).
CTFactorSec1
1
corriente[4] = max(I 3PW1CT 2).
CTFactorSec2
corriente[5] = IN
La corriente de restricción en general no es igual a ninguna de las corrientes de
entrada. Si la corriente nominal primaria de todos los CT´s es igual a la IBase, la
corriente de restricción sería igual a la mayor corriente en amperios. IBase debe
ajustarse igual a la corriente nominal del devanado protegido. Los parámetros de ajuste
de esta función son los siguientes:
IBase: Normalmente es la corriente nominal del equipo a proteger.
\IHh\ i
MLBN_N
Dd @
√3 × L<k<
IdMin: Ajuste dado por el mínimo valor de operación, este ajuste es dado en
porcentaje de la IBase. Un ajuste recomendado es el 30% de la corriente
nominal del reactor de línea.
CTFactorPri1: Factor para permitir una función sensible, donde la corriente de la
bahía es mayor a la corriente nominal del devanado del reactor. Este valor se
ajusta normalmente en 1,0.
CTFactorPri2: Factor para permitir una función sensible, donde la corriente de la
bahía es mayor a la corriente nominal del devanado del reactor. Este valor se
ajusta normalmente en 1,0.
CTFactorSec1: Realiza la misma función del parámetro CTFactorPri1. La
diferencia radica en que este parámetro está relacionado con el devanado W2.
Este parámetro se ajusta en 1,0.
CTFactorSec2: Realiza la misma función del parámetro CTFactorPri2. La
diferencia radica en que este parámetro está relacionado con el devanado W2.
Este parámetro se ajusta en 1,0.
Para elegir el umbral de ajuste más adecuado para la protección diferencial 87N, se
realizan fallas externas monofásicas y se determinan las corrientes diferenciales que
circularán por el relé para cada una de ellas. El umbral de la corriente diferencial, se
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ajusta a un valor por encima de la máxima corriente obtenida en las simulaciones con
un margen de seguridad que garantice su estabilidad ante fallas externas.
9.2.3
Función de Sobrecorriente de Fases Temporizada (51)
Dentro del relé RET670, se implementará 1 etapa de la función OC4PTOC para ajustar
la función correspondiente a la protección de sobrecorriente de fases temporizada (51).
El ajuste común, StartPhSel, es utilizado para especificar el número de corrientes de
fase que deben superar el umbral de ajuste para habilitar la operación. El ajuste puede
ser seleccionado como:
1 out of 3: Operación permitida con sobrecorriente al menos en una fase.
2 out of 3: Operación permitida con sobrecorriente al menos en dos fases.
3 out of 3: Operación permitida solo con sobrecorriente en las tres fases.
Se tomará la opción 1 out of 3, ya que permite detectar cualquier tipo de sobrecorriente
que se presente en cualquiera de las fases del sistema.
Además, se debe seleccionar el tipo de medida para todas las etapas de sobrecorriente,
el cual se realiza a través del parámetro MeasType, seleccionando entre los ajustes
“DFT” y “RMS”.
DFT: Valor RMS, solo de la componente fundamental de la corriente
RMS: Valor RMS total de la forma de onda.
Se tomará como opción de medida DTF, el cual permite garantizar que la medición de
corriente sobre el reactor no se altere, ya que ante frecuencias diferentes a la
frecuencia fundamental, la reactancia del equipo se ve afectada, es decir, la reactancia
del reactor depende directamente de la frecuencia.
Por tanto, los ajustes de los diferentes parámetros de la función OC4PTOC para la
protección de sobrecorriente de fases son los siguientes:
Operation: Activa el bloque OC4PTOC, el cual será ajustado en On.
MeasType: Selecciona el tipo de medida, se ajusta en DFT.
IBase: Corriente base en amperios primarios. El valor de referencia para este
parámetro es la corriente nominal del reactor de línea.
StartPHSel: Número de fases con alta corriente requerida para la operación, se
seleccionará el valor de 1 out of 3.
DirMode1: Esta función de sobrecorriente se ajusta como Non-directional, debido
a que el reactor no aportará corriente ante fallas externas.
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Characterist1: Selecciona la característica para la etapa 1. Se selecciona una
curva de tal manera que se garantice la coordinación con la curva de daño del
reactor de línea. Se elige la curva IEC-Very Inverse.
I1>: Nivel de corriente de arranque para la etapa 1, es tomado como el 150% de la
corriente nominal del reactor, lo que permite considerar la operación del equipo ante
los niveles mínimos de tensión que se puedan presentar en la red.
definir para que se presente selectividad con las demás funciones de protección de
sobrecorriente del área de influencia.
IMin1: Mínima corriente de operación para la etapa 1, se ajustará en 100% I1>.
t1Min: Mínimo tiempo de operación para la característica de tiempo inverso usada.
Dado que el elemento de sobrecorriente de fases no requiere coordinación con
elementos aguas abajo, este tiempo se recomienda ajustarlo en 0.0 s.
I1Mult: Multiplicador para ampliar el valor de ajuste de corriente, es necesario
ajustarlo solo para casos especiales.
HarmRestrain1: Habilita el bloque de la etapa 1 para la restricción de armónicos,
se ajusta en On.
2ndHarmStab: Establece el porcentaje de segundo armónico que debe existir en la
corriente medida por el relé para que se presenten el bloqueo de su operación.
Dado que el segundo armónico aparece durante la energización del reactor, de
acuerdo con la experiencia de IEB se deberá ajustar en el 15%.
ReserTypeCrv1: Selecciona el tipo de reinicio para la etapa 1, se recomienda
ajustar de forma Instantaneous.
tReset1: Tiempo de retardo para el reinicio de la función de protección utilizado en
la etapa 1 de la curva de tiempo inverso IEC, se recomienda ajustar en 0.00 s.
9.2.4
Función de Sobrecorriente de Tierra (51N)
Considerando que la corriente residual está limitada a 10 A por el reactor de neutro del
sistema, por lo que el ajuste se encontraría muy por debajo del 10% de la corriente
nominal del CT de 1000/1 A del lado del reactor de línea, lo cual lleva a que las fallas no
sean adecuadamente detectadas tanto por el ajuste tan bajo como por el error
involucrado en la medida del transformador de corriente. Por lo tanto, se recomienda
deshabilitar la función de sobrecorriente residual 51N.
9.2.5
Función de Sobrecorriente de Tierra Sensitiva (51G)
Con el fin de dar solución a lo mencionado en el numeral anterior, se recomienda la
habilitación y ajuste de la función de sobrecorriente de tierra sensitiva 51G. Para la
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implementación de esta función se deberá realizar la instalación de un transformador de
corriente tipo toroidal, con una relación de transformación 20/1 A. En este caso se
ajustará la corriente de arranque como el 50% de la corriente nominal del CT toroidal,
con una curva IEC de tiempo definido y disparo instantáneo (0,0 s).
Esta función de sobrecorriente residual 51G del reactor de neutro se habilitará en una
etapa de la función EF4PTOC presente en el relé RET670, haciendo la claridad de que
la entrada de corriente para esta función en particular será la del CT toroidal y no la
señal del CT de 1000/1 A del lado de alta tensión.
Los ajustes de esta función son los siguientes:
Operation: Activa el bloque EF4PTOC, el cual será ajustado en On.
IBase: Corriente base en amperios primarios. El valor de referencia para este
parámetro es la corriente nominal primaria del CT toroidal (20 A).
DirMode1: Esta función de sobrecorriente se ajustará como Non-directional,
debido a que el reactor no aportará corriente ante fallas externas.
Characterist1: Selecciona la característica de tiempo para la etapa 1, se habilitará
la característica de tiempo definido IEC-Definite time.
IN1>: Nivel de corriente residual para el ajuste de la etapa 1. El valor de arranque
es tomado como el 50% de la IBase.
t1: Tiempo de operación de la etapa 1. Se ajustará en 0,0 s.
IMin1: Mínima corriente de operación para la etapa 1. Es seleccionado el valor de
100% IN1>.
9.2.6
Función de Sobrecorriente de Fases y de Tierra de Tiempo Definido
(50/50N)
Estas funciones de protección de tiempo definido se habilitarán para evitar una posible
descoordinación con las protecciones de distancia de la línea. La corriente de arranque
se ajustará en un valor entre 0.6 y 0.7 veces la corriente máxima de cortocircuito en
bornes del reactor y la temporización será instantánea.
9.2.7
Función de Falla Interruptor (50BF)
El relé REC670 actuará como respaldo de las demás protecciones eléctricas y
mecánicas del reactor de línea y del reactor de neutro, cuando el interruptor no opera
correctamente ante fallas en estos equipos. Para el ajuste de la corriente de arranque
de las unidades de fase (IP>) y residual (IN>) se consideran lo siguientes criterios: para
la unidad de fases se ajustará como el 50% de la corriente nominal del reactor de línea
a la potencia máxima, mientras que la corriente de arranque residual se ajustará con el
criterio del 10% de la corriente nominal del reactor de línea a la potencia máxima. Con
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estas corrientes de arranque se garantiza la sensibilidad necesaria para la detección de
falla interruptor y se asegura el arranque de la función ante la operación de las
protecciones eléctricas y mecánicas del reactor. La condición de chequeo se
recomienda realizarla por corriente, esto con el fin de garantizar el arranque de la
función falla interruptor cuando el interruptor del reactor de línea no opere ante una
orden de apertura desde las protecciones principales y prevenir operaciones
indeseadas ante condiciones de mantenimiento o durante la operación normal.
El esquema de falla interruptor comanda disparo sobre el interruptor de la línea y se
envía disparo transferido al extremo remoto, con el fin de eliminar las fuentes de
alimentación de la falla.
Para la función de falla interruptor se ajustan 2 etapas definidas, cada una con la misma
corriente de arranque pero con tiempos de disparo independientes. En la Etapa 1 se
ejecuta un re-disparo trifásico definitivo al propio interruptor, con un tiempo de disparo
recomendado de 150 ms. En la Etapa 2, el objetivo es emitir disparo trifásico definitivo
a todos los interruptores asociados con la barra de 500kV (paños de línea y de
transformadores) y disparo trifásico transferido al interruptor en la subestación remota
(Ancoa o Alto Jahuel, según el extremo de línea analizado). La temporización
recomendada para esta etapa es de 250 ms.
Los parámetros de ajuste de la función de falla interruptor en el relé REC 670, son los
siguientes:
Operation: Activa el bloque CCRBRF, el cual será ajustado en On.
IBase: Corriente base en amperios primarios, usada como referencia para el ajuste
de los elementos de corriente. Se recomienda ajustarla igual a la corriente nominal
primaria del transformador de corriente del paño del reactor.
FunctionMode: Con este parámetro se ajusta la forma como se detectará la falla
en la operación de los interruptores. En este caso se ajustará el modo
Current&Contact, en el cual se utiliza la medición de corriente y la señal de
posición del interruptor como arranque de esta función.
RetripMode: Configura la forma como debe operar el redisparo de los
interruptores. En este caso se ajustará en No CB Pos Check en el cual el
redisparo únicamente tiene en cuenta la corriente por el interruptor y no la posición
del mismo.
BuTripMode: Con este parámetro se configura el criterio bajo el cual se considera
que existe falla en el interruptor, considerando el número de fases con
sobrecorriente mayor a la corriente de arranque. En este caso se configura como 1
out of 3, con lo cual el valor de corriente por encima de la corriente de arranque en
una única fase es suficiente para considerar que existe falla en el interruptor.
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IP>, IN>: Corriente de fases y de tierra para el arranque de la protección de falla
interruptor que se ajusta en porcentaje de IBase. Esta función se ajustará de
acuerdo con los criterios expuestos anteriormente.
t1: Tiempo de retardo del re-disparo. Se recomienda utilizar un ajuste de 150 ms.
t2: Tiempo de retardo del disparo de respaldo. Se recomienda utilizar un ajuste de
250 ms.
t2MPh: Tiempo de retardo del disparo de respaldo en caso de fallas entre
fases. Se recomienda utilizar el mismo ajuste de t2 de 250 ms.
tPulse: Corresponde a la duración del pulso de disparo, el cual deberá ser mayor
que el tiempo de impulso crítico del interruptor, por lo que se ajustará en el valor
recomendado por el fabricante del relé de 0.200 s.
I>BlkCont: Corresponde al valor de corriente de fase en el cual no se considera la
posición del interruptor en el modo Current&Contact y por tanto la activación de la
función solo se realiza por el criterio de corriente (Current). De acuerdo con las
recomendaciones del fabricante, se debe ajustar con el mismo valor del parámetro
IP>.
t3: Retardo adicional al tiempo t2 para un segundo disparo transferido a los
interruptores adyacentes. Este parámetro se ajustará en el valor recomendado por
el fabricante.
tCBAlarm: Temporización para la activación de la alarma por falla interruptor. Se
ajustará en el valor establecido por el fabricante.
9.3
CRITERIOS PARA LA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS
El ajuste y la verificación de la protección diferencial de barras en las subestaciones
Ancoa y Alto Jahuel 500 kV fue llevado a cabo por la empresa Reich Ingeniería en el
documento 2821-INF-EL-001, considerando la topología del sistema eléctrico durante la
entrada de la línea Ancoa-Alto Jahuel C4 500 kV, por tanto, la verificación de esta
protección no hace parte del alcance de este estudio.
10
AJUSTE DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN
10.1 AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE LÍNEA, SUBESTACIÓN ANCOA
10.1.1 Función Diferencial de Línea (87L)
Los ajustes que se presentan a continuación se calcularon con base en los criterios
definidos en el numeral 9.1.1:
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IBase: La corriente nominal del CT en ambos extremos del circuito 4 es 2000 A, por
lo tanto, este parámetro se ajusta en 2000 A.
NoOfTerminals: Para el proyecto, este parámetro se ajusta en 2, debido a que el
circuito protegido cuenta con dos terminales.
Ch2IsLocal: Se ajustará en No para el proyecto, debido a que sólo se tiene una
fuente local de corriente por terminal.
IdMin: Este elemento se calcula a partir de la corriente de carga capacitiva del
circuito a la frecuencia fundamental. La corriente de carga se calcula a partir de la
siguiente ecuación:
l
l
E
E
√3
√3
2
1
Donde:
C = Capacitancia de la línea en µF
U = Tensión de la línea en kV
Considerando los parámetros eléctricos que representan el cuarto circuito entre las
subestaciones Ancoa y Alto Jahuel reportados en el documento Informe Técnico
Evaluaciones Iniciales para Nueva Instalación de Transmisión en 500 kV en Proceso de
Licitación: Tramo Ancoa-Alto Jahuel 4to Circuito, y su similitud con los parámetros de
los tres circuitos existentes, se consideró como capacitancia del circuito 4 el valor
reportado en la base de datos del proyecto para los circuitos 1 y 2 a 500 kV entre las
subestaciones Ancoa y Alto Jahuel. Este valor corresponde a 4.54437 µS/km, con lo
cual se obtiene una capacitancia total de 3.7316 µF.
Bajo esta consideración, el valor de la corriente de carga capacitiva es:
l
E
=
√3
2
1
=
√3
500 )L
1
2 × 50 mn 3.7316 qO
338.42 B
Teniendo en cuenta que la corriente de carga capacitiva calculada es menor si se
compara con la corriente de carga máxima esperada por el circuito de 1617 A (de
acuerdo con el Informe Técnico Evaluaciones Iniciales para Nueva Instalación de
Transmisión en 500 kV en Proceso de Licitación: Tramo Ancoa-Alto Jahuel 4to Circuito,
se considera una transferencia máxima de 1400 MVA), se seguirá la recomendación del
fabricante de ajustar el elemento IdMin en un valor de 2.5 veces la corriente de carga
capacitiva. De esta manera, se tiene un ajuste de:
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aMW!
2.5 ×
l
E
=
2.5 × 338.42 B
2000 B
0.4230
840 Br@W`
Por tanto, aMW! = 42%
ChargCurEnable: Se ajusta en OFF.
IdMinHigh: Se ajusta en 1,2 ∙
como lo recomienda el fabricante.
tIdMinHigh: Se ajusta en 1 s como lo recomienda el fabricante.
IdUnre: Se recomienda ajustar este elemento como el 120% de la máxima corriente
de falla pasante que pueda ocurrir en la línea protegida, en términos de
IBase. Después de realizar la simulación de fallas monofásicas y trifásicas en
diferentes porcentajes de la longitud de la línea proyectada, se encuentra que la
máxima corriente de cortocircuito corresponde a una falla monofásica franca al 5%
desde la subestación Ancoa, bajo un escenario de Demanda Alta-Hidrología
Húmeda, con un valor de 52010 A. Por lo tanto,
ss HáF >\sI k>.u lvEi
= 52010 B
a !@ NQV670 = 1.20 × 52010 B
a !@ NQV670 = 31.2
EndSection1: Se ajusta en 1,25 ∙
EndSection2: Se ajusta en 3,0 ∙
62412 B
.
.
SlopeSection2: Se ajusta en 40%. Es un valor adecuado ya que se corresponde a
un criterio de ingeniería de protecciones utilizado y validado por IEB en otros
proyectos de características similares. Además se busca que el punto definido por
la corriente diferencial y la corriente de restricción para algún escenario de
operación, se ubique por debajo de la cacarterística y asi la protección no opere de
forma errada ante una condicion normal del sistema.
SlopeSection3: Se ajusta en 80%. Es un valor adecuado ya que se corresponde a
un criterio de ingeniería de protecciones utilizado y validado por IEB en otros
proyectos de características similares. Además se busca que el punto definido por
la corriente diferencial y la corriente de restricción para algún escenario de
operación, se ubique por debajo de la cacarterística y asi la protección no opere de
forma errada ante una condicion normal del sistema.
I2/I1 Ratio: Se recomienda ajustarlo en 15%.
I5/I1 Ratio: Se recomienda ajustarlo en 25%, aun cuando no se tenga un
transformador conectado al interior de la zona protegida.
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NegSeqROA: Se recomienda ajustarlo en 60º, para considerar un margen de
seguridad ante la saturación de los transformadores de corriente y las altas
diferencias entre los ángulos de fase de ambos extremos.
IminNegSeq: Se utilizará el valor por defecto 0.04 ×
casos especiales, como fuentes extremadamente débiles.
dado que no se tienen
Considerando que la protección diferencial RED670 estará instalada en ambos
extremos del circuito, en la Tabla 34 se presentan los ajustes básicos recomendados
para la función diferencial de línea (87L) que deberán ser implementados en el relé
RED670 de ambos extremos del cuarto circuito a 500 kV entre las subestaciones Ancoa
y Alto Jahuel.
Tabla 34. Ajustes básicos Función Diferencial de Línea (87L)
Ajustes Función L3CPDIF – Relé RED670
Parámetro
Unidad
Ajuste
IBase
A
2000
NoOfTerminals
-
2
Ch2IsLocal
-
No
ChargCurEnable
-
Off
IdMin
IBase
0.42
IdMinHigh
IBase
1.2
tIdMinHigh
s
1.0
IdUnre
IBase
31.2
EndSection1
IBase
1.25
EndSection2
IBase
3.00
SlopeSection2
%
40.0
SlopeSection3
%
80.0
I2/I1 Ratio
%
15.0
I5/I1 Ratio
%
25.0
NegSeqRoA
º
60
IminNegSeq
IBase
0.04
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10.1.2 Función Distancia (21/21N)
definidos en el numeral 9.1.2. Las zonas de la protección distancia se implementarán
en las funciones ZMCPDIS para la zona 1 y ZMCAPDIS para las zonas 2 a 5 en el relé
REL670, teniendo en cuenta una impedancia de transformación de:
NPw
N w
:;
10.1.2.1
525000
L
115
= 2.2826
2000
B
1
Alcance Resistivo
Para calcular el alcance resistivo se sigue el criterio definido en el numeral 9.1.2.1.5 en
donde se tiene que la Máxima Corriente de Carga se selecciona como el menor valor
entre los siguientes cálculos:
w?
F
@U
= 120% w
1.20 × 2000 B
130% ` x D !acDd @
? F
De esta manera,
?8J >;K>
√3
L+
M
2400 B
1.30 × 1617 B
√3
500 )L
2102.1 B
2102.1 B
137.33 Ω prim
Y por tanto el alcance resistivo Rc se calcula como:
N
45%
?8J >;K>
0.45 × 137.33 = 61.797 Ω prim
27.073 Ω sec
El alcance resistivo Rc se ajustará en el mismo valor para todas las zonas de protección
distancia que sean habilitadas.
10.1.2.2
Ajuste de la Zona 1
De acuerdo con el criterio definido en el numeral 9.1.2.1.1, la Zona 1 quedará
deshabilitada.
10.1.2.3
Ajuste de la Zona 2
De acuerdo con el criterio definido en el numeral 9.1.2.1.2, el alcance de la zona 2 se
calcula como:
! 2
1.2 ×
+
Donde XL es la reactancia de la línea. Por tanto, para la
! 2
1.20 × & = 1.20 × 63.51066 Ω prim
76.2128 Ω prim
De esta manera, los parámetros a ajustar para la Zona 2 son:
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Operation: Se ajusta en On para activar la Zona 2.
IBase: Se ajusta con la corriente nominal primaria del CT de la línea, es decir,
2000 A.
UBase: Se ajusta con la tensión nominal primaria del PT de la línea, es decir,
525 kV.
OperationDir: Indica la dirección de la Zona 2 de la protección distancia, en este
caso, Forward.
X1FwPP: Alcance reactivo de secuencia positiva. Por tanto,
1ObPP = 76.2128 Ω prim
R1PP: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro será calculado con
el valor de R1 indicado en la Tabla 8. Por tanto,
N1PP = 1.20 × 5.440716 Ω prim
6.5289 Ω prim
RFFwPP: Alcance resistivo de falla fase-fase adelante. Este parámetro
corresponde al valor del alcance resistivo calculado en el numeral 10.1.2.1 teniendo
en cuenta que el alcance resistivo de falla para el REL670 se toma como
RFFwPP/2, ver Figura 8). Por tanto,
NOObPP
2
ND
2
61.797 Ω prim
123.594 Ω prim
54.146 Ω sec
X1RvPP: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-fase, ajustado como el 110%
de la reactancia capacitiva de la compensación serie.
1NAPP = 110% ×
= 1.10 × 27.8 Ω prim
30.58 Ω prim
13.397 Ω sec
RFRvPP: Alcance resistivo de falla fase-fase hacia atrás. Este parámetro
NONAPP
2
ND
2
61.797 Ω prim
123.594 Ω prim
54.146 Ω sec
X1FwPE: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-tierra. Se ajusta como:
1ObPQ = 76.2128 Ω prim
R1PE: Alcance resistivo de secuencia positiva fase-tierra. Se ajusta como:
N1PQ = 1.20 × 5.440716 Ω prim
6.5289 Ω prim
X0PE: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro será calculado con el
valor de X0 indicado en la Tabla 8. Por tanto,
0PQ = 1.20 × 201.8785°Ω prim
242.2542 Ω prim
Pág 118 de 220
R0PE: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro será calculado con el
valor de R0 indicado en la Tabla 8. Por tanto,
N0PQ = 1.20 × 57.38318°Ω prim
68.8598 Ω prim
RFFwPE: Alcance resistivo de falla fase-tierra. Se ajusta en el mismo valor del
alcance resistivo calculado en el numeral 10.1.2.1. Por tanto,
NOObPQ
ND
61.797°Ω prim
27.07 Ω sec
X1RvPE: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-tierra, ajustado como el 110%
1NAPQ = 110% ×
= 1.10 × 27.8 Ω prim
30.58 Ω prim
13.397 Ω sec
RFRvPE: Alcance resistivo de falla fase-tierra hacia atrás. Se ajusta en el mismo
valor del alcance resistivo calculado en el numeral 10.1.2.1. Por tanto,
NONAPQ
ND
61.797°Ω prim
27.07 Ω sec
zona 2.
tPP: Se ajusta en 0.5 s.
zona 2.
tPE: Se ajusta en 0.5 s.
10.1.2.4
Ajuste de la Zona 3
elige como el menor valor entre los siguientes dos cálculos:
Impedancia de la línea a proteger más el 80% de la impedancia equivalente de los
transformadores en la barra remota (SE Alto Jahuel). Este valos corresponde a la
impedancia paralela de ATR4 y ATR5:
3
+
+ •0.8 ×
56789.:;< ‚
= 63.51066 Ω + (0.8 × 27.09 Ω)
85.18266 Ω prim
mayor impedancia (Alto Jahuel-Polpaico), multiplicada por un factor de seguridad
del 120%.
3
1.2 × (
+
+
+>?8 )
= 1.2
(63.51066 + 20.43) = 100.7288 Ω prim
De acuerdo con estos resultados, los parámetros a ajustar para la Zona 3 son:
Pág 119 de 220
Operation: Se ajusta en On para activar la zona 3.
2000 A.
525 kV.
OperationDir: Indica la dirección de la zona 3 de la protección distancia, en este
caso, Forward.
1ObPP = 85.18266 Ω prim
R1PP: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro será calculado
aplicando un factor de corrección al valor de R1 indicado en la Tabla 8. Por tanto,
N1PP = N1 ×
1ObPP
= 5.440716 Ω
&
85.18266
= 7.297 Ω prim
63.51066
NOObPP
2
ND
2
61.797 Ω prim
123.594 Ω prim
54.146 Ω sec
X1RvPP: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-fase, ajustado como el 110%
1NAPP = 110% ×
= 1.10 × 27.8 Ω prim
30.58 Ω prim
13.397 Ω sec
NONAPP
2
ND
2
61.797 Ω prim
123.594 Ω prim
54.146 Ω sec
1ObPQ = 85.18266 Ω prim
R1PE: Alcance resistivo de secuencia positiva fase-tierra. Este parámetro será
calculado aplicando un factor de corrección al valor de R1 indicado en la Tabla 8.
Por tanto,
N1PQ = N1 ×
1ObPQ
= 5.440716 Ω
&
85.18266
= 7.297 Ω prim
63.51066
X0PE: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro será calculado
aplicando un factor de corrección al valor de X0 indicado en la Tabla 8. Por tanto,
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0PQ = 0 ×
1ObPQ
= 201.8785 Ω
&
85.18266
= 270.7663 Ω prim
63.51066
R0PE: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro será calculado
N0PQ = N0 ×
1ObPQ
= 57.38318 Ω
&
85.18266
= 79.964 Ω prim
63.51066
NOObPQ
ND
61.797°Ω prim
27.07 Ω sec
X1RvPE: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-tierra, ajustado como el 110%
1NAPQ = 110% ×
= 1.10 × 27.8 Ω prim
30.58 Ω prim
13.397 Ω sec
NONAPQ
ND
61.797°Ω prim
27.07 Ω sec
zona 3.
zona 3.
En la Tabla 35 se resumen los ajustes recomendados para la función de protección
distancia para el cuarto circuito a 500 kV entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel
(extremo Ancoa), mientras que en la Figura 24 se presenta la característica cuadrilateral
de operación obtenida con estos ajustes.
Tabla 35. Ajustes Función 21/21N Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4
en SE Ancoa 500 kV
Ajustes en Ω primarios
SE
Paño
Ancoa
500 kV
Alto Jahuel Cto. 4
(K6)
Parámetro
Zona1
Zona2
Zona3
Zona4
OperationDir
Off
Forward
Forward
Off
X1FwPP
-
76.21
85.18
-
R1PP
-
6.53
7.30
-
Pág 121 de 220
SE
Paño
Parámetro
Zona1
Zona2
Zona3
Zona4
RFFwPP
-
123.59
123.59
-
X1RvPP
-
30.58
30.58
-
RFRvPP
-
123.59
123.59
-
X1FwPE
-
76.21
85.18
-
R1PE
-
6.53
7.30
-
X0PE
-
242.25
270.77
-
R0PE
-
68.96
79.96
-
RFFwPE
-
61.79
61.79
-
X1RvPE
-
30.58
30.58
-
RFRvPE
-
61.79
61.79
-
tPP (s)
-
0.50
3.20
-
tPE (s)
-
0.50
3.20
-
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Figura 24. Característica cuadrilateral de operación función distancia 4to circuito
Ancoa – Alto Jahuel 500 kV, SE Ancoa
10.1.2.5
Elemento de
cuadrilaterales
impedancia
direccional
para
las
características
Los ajustes del elemento de impedancia direccional ZDSRDIR para la característica de
la función distancia, se calculan con base en los criterios definidos en el numeral 9.1.2.3
y en los ajustes de la función distancia de la Tabla 35. Por lo tanto,
1ObPP = 1.30 × 1ObPPƒ1 = 1.30
N1PP = 1.30 × N1PPƒ1 = 1.30
NOObPP
1.30 × NOObPPƒ1 = 1.30
85.18 Ω
7.30 Ω
110.73 Ωprim
9.49 Ωprim
123.59 Ω
160.68 Ωprim
Pág 123 de 220
1NAPP = 1.30 × 1NAPPƒ1 = 1.30
30.58 Ω
1ObPQ = 1.30 × 1ObPQƒ1 = 1.30
85.18 Ω
NONAPP
1.30 × NONAPPƒ1 = 1.30 × 123.59 Ω
N1PQ = 1.30 × N1PQƒ1 = 1.30
0ObPQ = 1.30 × 0PQƒ1 = 1.30
N0PQ = 1.30 × N0PQƒ1 = 1.30
NOObPQ
7.30 Ω
270.77 Ω
79.96 Ω
0NAPQ = 1.30 × 0PQƒ1 = 1.30
NONAPQ
1.30 × NONAPQƒ1 = 1.30
B@UZ UN
30.58 Ω
270.77 Ω
61.79 Ω
115°
160.68 Ωprim
110.73 Ωprim
9.49 Ωprim
352.00 Ωprim
103.95 Ωprim
1.30 × NOObPQƒ1 = 1.30 × 61.79 Ω
1NAPQ = 1.30 × 1NAPQƒ1 = 1.30
39.75 Ωprim
80.34 Ωprim
39.75 Ωprim
352.00 Ωprim
80.34 Ωprim
B@UVW@ = 15°
En la siguiente tabla se presentan los ajustes básicos del elemento de distancia para la
supervisión del bloque direccional de la característica cuadrilateral para líneas con
compensación serie.
Tabla 36. Ajustes Función de Impedancia Direccional SE Ancoa 500 kV
SE
Ancoa
500 kV
Paño
Alto Jahuel
Cto. 4 (K6)
Parámetro
Ajuste [Ω prim]
X1FwPP
110.73
R1PP
9.49
RFFwPP
160.68
X1RvPP
39.75
RFRvPP
160.68
X1FwPE
110.73
R1PE
9.49
X0FwPE
352.00
R0PE
103.95
RFFwPE
80.34
X1RvPE
39.75
X0RvPE
352.00
RFRvPE
80.34
ArgNegRes [°]
115
ArgDir [°]
15
Pág 124 de 220
10.1.2.6
Verificación de la Operación de la Función Distancia
Con el fin de verificar la adecuada operación de la función distancia con los ajustes
recomendados en la Tabla 35, se simularon fallas monofásicas y trifásicas en diferentes
puntos de la línea para diferentes escenarios de demanda. Se tienen las siguientes
observaciones:
•
Las fallas al 5% y al 95% de la línea desde el extremo Ancoa son detectadas en
zona 2 por las funciones de distancia de los relés ABB REL670/RED670. Sin
embargo, para fallas a tierra de alta impedancia (25 Ω) cercanas al extremo remoto,
la función de distancia no presenta arranque, dejando la detección rápida a manos
del elemento diferencial, y como respaldo, de la función 67N dentro del esquema de
comparación direccional. En la Figura 25 se muestra la correcta operación de la
función para fallas en los primeros kilómetros de la línea. En la Figura 26 se
observa que las fallas a tierra de alta impedancia en el extremo remoto y en los
elementos adyacentes, no son detectadas por la función de distancia. En el Anexo 6
se presenta un análisis detallado de la respuesta del sistema 2 de protecciones ante
este y otros tipos de falla, el cual demuestra la correcta operación de dicho sistema
ante la pérdida del esquema diferencial de línea.
Figura 25. Operación 21 Falla 3F de 25 Ω al 5% de la línea Ancoa-A. Jahuel C4
desde Ancoa – Caso 1 Dda Alta HH
Pág 125 de 220
Figura 26. Operación 21N Falla 1F de 25 Ω al 95% de la línea Ancoa-A Jahuel C4
desde Ancoa– Caso 1 Dda Alta HH
•
En general se evidencia que las protecciones de línea en el extremo Ancoa no
operan en caso de fallas en el circuito paralelo bajo condiciones de operación
normal, como se muestra en la Figura 27. Solo algunas fallas trifásicas francas y de
baja impedancia (5 Ω) al 95% del circuito 3 desde el extremo Ancoa son detectadas
en zona 3 o zona 2 por los relés ABB RED670/REL670 del circuito 4 (Ver
Figura 28). Esto es natural, debido a la división de corriente entre los cuatro
circuitos paralelos, y se espera que dicha falla sea correctamente despejada por las
protecciones del circuito en falla, para evitar operaciones no selectivas.
Pág 126 de 220
Figura 27. Operación 21/21N Falla 1F franca al 5% de la línea Ancoa-A. Jahuel C3
Pág 127 de 220
Figura 28. Operación 21/21N Falla 3F de 5 Ω al 95% de la línea Ancoa-A Jahuel C3
•
Es importante aclarar que, por las condiciones del sistema, el relé en principio sería
insensible para algunos tipos de falla, dependiendo de la ubicación en que se
presente la contingencia. En la Figura 29 se muestra una falla trifásica franca en la
línea de transmisión Ancoa – Alto Jahuel C4 500 kV al 10% desde el extremo de la
subestación Ancoa 500 kV, en la cual se puede visualizar que, aparentemente, el
relé de este mismo extremo no detecta la falla que se presenta en la línea protegida.
Pág 128 de 220
Figura 29. Operación 21/21N Falla trifásica franca al 10% de la línea
Ancoa – Alto Jahuel C4 desde Ancoa – Caso 1 Dda Alta HH
Este comportamiento se debe a la manera en que la lógica interna del relé interpreta la
dirección en la cual ocurre la falla. Según el manual del fabricante, la direccionalidad de
la falla está definida por la siguiente ecuación:
'B@UVW@ < @U
1+2?
+2
< B@UZ UN
Donde:
B@UVW@: es el ajuste del límite inferior para la característica direccional hacia
adelante, ajustada en un valor de 15º.
B@UZ UN : es el ajuste del límite superior para la característica direccional hacia
1+2? : es el voltaje memorizado de secuencia positiva en la fase L1.
+2 :
es la corriente de la fase L1
Pág 129 de 220
Esta ecuación indica que el ángulo de impedancia está definido por la relación entre los
ángulos de la tensión de polarización ( 1+2? ), que corresponde al voltaje almacenado
en la memoria del voltaje, y la corriente de falla.
Si se calcula el ángulo de impedancia asociado a la falla simulada:
Y1+2? = 513.164 ∟ 12.102° )L
̅
52.601 ∟ 45.386° )B
+2
@U
1+2?
+2
= 12.102° − 45.386° = −33.284°
−15° < −33.284° < 115°
Se evidencia que el ángulo de impedancia se encuentra por fuera de los límites de la
característica al no cumplirse la desigualdad, y por lo tanto, el relé no identifica la falla
hacia adelante y no opera ante esta condición.
Adicionalmente, cabe señalar que a pesar de que la impedancia aparente (ver Figura
29) de falla se encuentra dentro de la característica de protección, el relé no detectará
la falla debido a que esta impedancia es calculada con el voltaje de falla y la dirección
se define con base al voltaje almacenado en la memoria de tensión; sin embargo, ante
fenómenos de inversión de corriente, incluso la polarización cruzada determinará que la
falla se encuentra en dirección opuesta a la cual debería ver, por efecto de la
A continuación se presenta una tabla que muestra la variación del ángulo de
impedancia y la respuesta del relé de protección ubicado en el extremo de la
subestación Ancoa 500 kV ante fallas trifásicas en diferentes puntos de la línea de
transmisión Ancoa – Alto Jahuel C4 500 kV. El voltaje prefalla corresponde al que
almacenaría el relé en memoria para polarizarse en caso de fallas trifásicas.
Tabla 37. Variación ángulo de impedancia relé Ancoa 500 kV
Distancia
(%)
V prefalla
[kV]
∠Vprefalla
[°]
Vfalla
[kV]
∠Vfalla
[°]
Ifalla
[kA]
∠Ifalla
[°]
∠ZDir
[°]
Operación
1
513,164
12,102
30,973
166,669
27.632
81,454
-69,352
No Opera
10
513,164
12,102
588,261
130,594
52,601
45,386
-33,284
No Opera
12
513,164
12,102
769,206
114,474
57,342
29,268
-17,166
No Opera
15
513,164
12,102
927,215
88,232
55,329
3,03
9,072
OK
25
513,164
12,102
744,685
43,476
26,703
-41,711
53,813
OK
Pág 130 de 220
Distancia
(%)
V prefalla
[kV]
∠Vprefalla
[°]
Vfalla
[kV]
∠Vfalla
[°]
Ifalla
[kA]
∠Ifalla
[°]
∠ZDir
[°]
Operación
50
513,164
12,102
493,299
25,969
8,854
-59,152
71,254
OK
60
513,164
12,102
443,44
24,422
6,629
-60,658
72,76
OK
75
513,164
12,102
370,414
23,707
4,425
-61,286
73,388
OK
De la Tabla 37 se puede observarse que, cuando el ángulo pasa de 9.072° a -17.166°,
el relé deja de operar, aun cuando la falla simulada se encuentra dentro de la línea (al
12% desde la ubicación del PT asociado al relé), y la impedancia aparente se encuentre
dentro de la característica de operación. Lo que ocurre en este caso, como puede
comprobarse al observar la evolución del ángulo de la corriente de falla, es una
inversión de corriente, ante la cual la característica direccional del relé ya no puede
determinar de manera confiable la dirección de la falla.
Si bien B@UVW@ y B@UZ UN son ajustables, no se recomienda modificarlos para cubrir
fallas caracterizadas por inversiones de corriente, pues esto afectaría la estabilidad de
la protección ante fallas externas en dirección reversa.
Sin embargo, es importante aclarar que el comportamiento descrito en la Figura 29 y la
Tabla 37 no consideran la actuación de las protecciones asociadas a la compensación
serie de la línea, es decir, que en la simulación de estado estable presentada
anteriormente no es posible visualizar el comportamiento transitorio de las variables de
tensión y corriente asociadas al varistor y el spark gap que hacen parte del esquema de
protección del banco capacitivo, y que operarán siempre que se tengan altas corrientes,
normalmente asociadas a inversiones de corriente. Esto debido a que se espera que
para los puntos en los cuales el relé deja de detectar la falla por la inversión de
corriente, se active el spark gap, anulando así la capacitancia de la compensación serie,
y al mismo tiempo, la inversión de corriente que hace que la protección sea incapaz de
ver la falla. Ahora, dado que el gap opera en tiempos inferiores a un cuarto de ciclo
(0.3 ms para el caso del circuito 4 Ancoa – Alto Jahuel 500 kV), se espera que el relé de
protección detecte la falla de forma oportuna y correcta una vez anulado el efecto de la
La información correspondiente a las protecciones propias de la compensación serie fue
suministrada por ELECNOR en los documentos “6-1 MOV Study (3)” y “Spanish Desc of
Oper v3 final”, desarrollados por General Electric para la compensación del cuarto
circuito Ancoa – Alto Jahuel 500 kV. A continuación se presenta la información más
relevante utilizada para la verificación detallada del comportamiento de los relés de
protección ante inversiones de corriente como las expuestas en la Figura 29 y la Tabla
37 considerando el MOV y el spark gap.
Pág 131 de 220
Tabla 38. Datos de las protecciones propias de la compensación serie del circuito
4 Ancoa – Alto Jahuel 500 kV
Descripción
Voltaje nominal del banco de
capacitores
Reactancia nominal del banco de
capacitores
Corriente nominal del banco de
capacitores
Nivel de protección en voltaje del
MOV
Corriente de coordinación del
MOV
Umbral de energía en el MOV
para la activación del spark gap
Umbral de corriente por el MOV
para la activación del spark gap
Tiempo de activación del spark
gap
Valor
47.3 kV rms
27.8 Ohms
1700 A rms
147 kV pico
13.5 kA pico
5.8 MJ/fase
7.0 kA
0.3 ms
Así, teniendo en cuenta lo anterior, se realizó una simulación transitoria EMT en el
software Power Factory DigSILENT 15.2, la cual permite visualizar el comportamiento
de las variables de impedancia aparente vista por el relé de protección, tensión y
corriente a través de los elementos de la compensación serie, todo en una ventana de
tiempo definida por el usuario para el análisis del comportamiento transitorio de los
equipos involucrados y así determinar con mayor precisión la operación del esquema de
protección ante la falla que produce la inversión de corriente.
Pág 132 de 220
Figura 30. Comportamiento dinamico de la compensación serie de la línea Alto
Jahuel – Ancoa C4 500 kV ante falla trifásica franca al 1% desde la subestación
Ancoa 500 kV
En la Figura 30 se puede observar el comportamiento en el tiempo de las variables
asociadas a la compensación serie de la línea de transmisión Alto Jahuel – Ancoa C4
500 kV para una falla trifásica franca al 1% del extremo de la subestación Ancoa
500 kV. El tiempo de ocurrencia de la falla es de 50 ms. En la figura se puede apreciar
que ante este tipo de evento, el Spark Gap de la compensación serie opera de forma
instantánea, y por tanto, se cortocircuita el banco capacitivo del sistema y se elimina la
inversión de corriente vista por los relés de protección en cada uno de los extremos.
Pág 133 de 220
Ancoa – Alto Jahuel C4 desde Ancoa
En la Figura 31 se visualiza cómo la función de distancia de cada uno de los extremos
correspondientes a la línea Alto Jahuel – Ancoa C4 500 kV despejan la falla en el
tiempo de operación ajustado para la zona 2 en cada uno de los relés, iniciando así la
operación del esquema de teleprotección POTT, y garantizando la correcta operación
del esquema de protecciones. El tiempo de operación está con respecto al inicio de la
simulación, por lo que es importante resaltar que la inserción de la falla se presenta a
los 50 ms de iniciada la simulación transitoria, como bien puede observarse en la Figura
30.
Nota: En el Anexo 2 se presentan los resultados de las características de
operación de la función distancia para los relés ABB RED670/REL670 ante
diferentes tipos de fallas, según los ajustes recomendados. Es importante señalar
que para las fallas que generen inversión de corriente, la característica de
protección del relé consignada en el anexo mostrará un tiempo de operación
erróneo ya que la simulación realizada para el evento es una simulación de
estado estable y no transitoria, como la mostrada en la Figura 30 y la Figura 31, la
Pág 134 de 220
cual no permite visualizar la operación del Gap de la compensación serie, y que
por tanto, los tiempos de operación de los relés no sean los adecuados.
Para mayor detalle de la respuesta del sistema 2 de protecciones ante la
ocurrencia de dichas fallas, se presenta en el Anexo 6 el análisis transitorio
completo con fallas a lo largo de la línea Ancoa – Alto Jahuel C4 500 kV, en el cual
es posible observar el comportamiento dinámico de las protecciones de línea
teniendo en cuenta las protecciones propias del banco de compensación. En
dicho anexo, puede observarse la correcta operación del sistema 2 de
protecciones cuando no se considera el esquema de protección diferencial de
línea.
10.1.3 Función de Selección de Fase
Los ajustes de la función FDPSPDIS de selección de fase de la característica
cuadrilateral de la función distancia, se calculan con base en los criterios definidos en el
numeral 9.1.3 y en los ajustes de la función distancia de la Tabla 35. Por lo tanto,
85.18 Ω
1 = 1.44 × 1PPƒ1 = 1.44
270.77 Ω
0 = 1.44 × 0PQƒ1 = 1.44
NOObPQ
NONAPQ
NOObPP
NONAPP
1.25 × NOPPƒ1 = 1.25
1.25 × NOPPƒ‡ = 1.25
B!U&a
389.91 Ωprim
61.79 Ω
1.10 × NOPQƒ1 = 1.10
1.20 × NOPQƒ‡ = 1.20
122.66 Ωprim
61.79 Ω
123.59 Ω
123.59 Ω
30g
67.97 Ωprim
74.15 Ωprim
154.49 Ωprim
154.49 Ωprim
N&aOb > RFFwPEƒ1 → N&aOb = 250 Ωprim
N&aNA > RFRvPEƒ‡ → N&aNA
250 Ωprim
En la Tabla 39 y en la Figura 32 de manera gráfica, se presentan los ajustes básicos de
la función de selección de fases de la característica cuadrilateral de la función distancia.
Tabla 39. Ajustes Función Selección de Fase SE Ancoa 500 kV
SE
Ancoa
500 kV
Paño
Alto Jahuel
Cto. 4 (K6)
Parámetro
Ajuste [Ω prim]
INBlockPP
40
INReleasePE
20
X1
122.09
X0
534.17
RFFwPP
154.49
RFRvPP
154.49
Pág 135 de 220
SE
Paño
Parámetro
Ajuste [Ω prim]
RFFwPE
67.97
RFRvPE
74.15
RLdFw
200
RLdRv
200
AngLd
30°
Figura 32. Característica de la función de selección de fases 4to circuito AncoaAlto Jahuel 500 kV en SE Ancoa 500 kV
Pág 136 de 220
10.1.4 Función de Sobrecorriente Direccional de Tierra (67N)
El ajuste de la función de sobrecorriente direccional de tierra se realiza con base en los
criterios definidos en el numeral 9.1.4. Considerando una corriente de arranque
(pickup) de 340 A primarios y un tiempo de operación de 3.3 s, en la Figura 33 se
muestra la operación de esta función para una falla monofásica con impedancia de
30 Ohm al 50% del circuito y en la Figura 34 se muestra la característica de operación
cuando se presenta una falla monofásica al 5% del circuito Alto Jahuel-Lo Aguirre,
observando una adecuada coordinación con los elementos adyacentes. En ambos
casos se consideró que la compensación serie se encuentra en servicio (Demanda Baja
Verano Caso 1). Estos resultados indican una adecuada operación de la función 67N
con respecto a las protecciones de sobrecorriente de las líneas adyacentes.
Figura 33. Operación función 67N con falla 1ϕ de 30 Ω al 50% de la línea AncoaAlto Jahuel en Ancoa– Caso 1 Dda Baja HS
Pág 137 de 220
Figura 34. Operación función 67N con falla 1ϕ franca al 5% de la línea Alto
Jahuel-Lo Aguirre en Alto Jahuel – Caso 1 Dda Baja HS
En el Anexo 3 se presentan las curvas de operación de la función 67N para diferentes
tipos de fallas en la línea, escenarios de operación con la compensación serie en y
fuera de servicio, y demanda máxima y demanda mínima, encontrándose que en
general existe una operación adecuada de esta función de protección de respaldo.
En la Tabla 40 se presentan los ajustes recomendados para la protección 67N en las
protecciones RED670 y REL670 que protegen el cuarto circuito a 500 kV Ancoa-Alto
Jahuel en la subestación Ancoa.
Tabla 40. Ajustes Función 67N Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en
SE Ancoa 500 kV
Función 67N (EF4PTOC)
SE
Ancoa 500 kV
Paño
Alto Jahuel Cto.
4 (K6)
Parámetro
Ajuste
Operation
On
IBase
2000 A
UBase
525 kV
DirMode1
Forward
Characterist1
Definite Time
IN1>
17%IBase
Pág 138 de 220
SE
Paño
Parámetro
Ajuste
t1
3.30 s
IMin1
100%
t1Min
0.0 s
PolMethod
Voltage
10.1.5 Función de Oscilación de Potencia (68)
Para el ajuste de la función de oscilación de potencia se tendrán en cuenta los criterios
indicados en el numeral 9.1.5 y los ajustes de la protección distancia de la Tabla 35. De
esta manera,
1C!Ob = 1.15 × 1ObPPƒ1 = 1.15
N1OC!Ob = 1.15 × (NOObPPƒ1 )/2 = 1.15
N1&C! = 1.10 × N1PPƒ1 = 1.10
1C!NA = 1.15 × 1ObPPƒ1 = 1.15
N1OC!NA = 1.15 × (NONAPPƒ1 )/2 = 1.15
85.18 Ω
97.96 Ω prim
(123.59/2) Ω
7.30 Ω
85.18 Ω
71.06 Ω prim
8.03 Ω prim
97.96 Ω prim
(123.59/2) Ω
71.06 Ω prim
Para el cálculo del parámetro N&aTcdOb se seguirá el criterio de aplicar un factor del
25% al valor del alcance resistivo (RFPP/2) de la zona 3, según se indica a
continuación:
N&aTcdOb
N&aTcdNA
1.25 × (NOObPPƒ1 )/2 = 1.25
(123.59/2) Ω
77.24 Ω prim
De esta manera se obtiene alcances de zona suficientes para la detección de oscilación
de potencia, los cuales son superiores a los ajustes de zona 3 y estarían por debajo de
cualquier condición normal de carga sin que se originen disparos indeseados por
oscilación de potencia.
Las recomendaciones de ajuste básico de la función de oscilación de potencia
ZMRPSB se muestran en la Tabla 41, mientras que en la Figura 35 se presenta la
gráfica de esta función con base en los ajustes recomendados.
Tabla 41. Ajustes Función 68 Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en
SE Ancoa 500 kV
SE
Paño
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Pág 139 de 220
SE
Ancoa
500 kV
Paño
Alto
Jahuel
Cto. 4
(K6)
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
RLdOutFw
77.24 Ωprim
X1lnFw
97.96 Ωprim
ArgLd
30°
R1LIn
8.03 Ωprim
RLdOutRv
77.24 Ωprim
R1FlnFw
71.06 Ωprim
tEF
15 s
X1lnRv
97.96 Ωprim
IMinOpPE
10%
R1FlnRv
71.06 Ωprim
IBase
2000 A
kLdRFw
0.75
tP1
0.050 s
kLdRRv
0.75
tP2
0.020 s
OperationLdCh
Off
tW
0.200 s
Figura 35. Característica de operación función oscilación de potencia (bandas de
color blanco) 4to circuito Ancoa-Alto Jahuel en SE Ancoa 500 kV
10.1.6 Función de Recierre (79)
Los ajustes recomendados para la función de recierre SMBRREC presentados en la
Tabla 42, fueron estimados con base en los criterios indicados en el numeral 9.1.6.
Esta función estará deshabilitada, pero con los ajustes recomendados disponibles para
ser activada en caso que las condiciones operativas del sistema lo requiera.
Pág 140 de 220
SE Ancoa 500 kV
SE
Paño
Ancoa
500 kV
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
Off
tTrip
0.20 s
ARMode
1/2/3ph
tPulse
0.20 s
t1 1Ph
0.800 s
NoOfShots
1.0
t1 3Ph
0.500 s
CBReadyType
CO
tReclaim
20.0 s
Priority
High
tSync
2.0 s
tWaitForMaster
2.0 s
Alto Jahuel
Cto. 4 (K6)
10.1.7 Función de Verificación de Sincronismo (25)
De acuerdo con los criterios indicados en el numeral 9.1.7, la función de verificación de
sincronismo SESRSYN para el cuarto circuito Ancoa – Alto Jahuel 500 kV en la
subestación Ancoa deberá ajustarse con los parámetros de la Tabla 43, teniendo en
cuenta que actualmente el circuito 3 paralelo al circuito en estudio tiene un esquema de
reconexión monopolar.
SE Ancoa 500 kV
SE
Ancoa
500 kV
Paño
Alto
Jahuel
Cto. 4
(K6)
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
Off
PhaseDiffA
30°
CBConfig
No Voltage
Selection
tSCA
0.10 s
UBaseBus
500 kV
tSCM
1.00 s
UBaseLine
500 kV
AutoEnerg
Off
PhaseShift
0.0
ManEnerg
Both
OperationSynch
Off
ManEnergDBDL
Off
OperationSC
On
UHighBusEnerg
80%
UHighBusSC
80%
UHighLineEnerg
80%
UHighLineSC
80%
ULowBusEnerg
40%
UDiffSC
0.10 p.u.
ULowLineEnerg
40%
FreqDiffM
0.010 Hz
tAutoEnerg
0.100 s
FreqDiffA
0.100 Hz
tManEnerg
0.100 s
PhaseDiffM
30°
UMaxEnerg
110%
Pág 141 de 220
La protección de cierre en falla será implementada en la función ZCVPSOF, siguiendo
los criterios indicados en el numeral 9.1.10. Para calcular el ajuste de corriente IPh< de
esta función se realiza la simulación de una falla trifásica franca al 100% de la línea
desde la subestación Ancoa, considerando la línea abierta en el extremo remoto y un
escenario de demanda mínima (Demanda baja Verano Caso 1); luego se toma como
ajuste el 50% de la corriente de falla vista por el relé en el extremo local. El ajuste de la
corriente de arranque para esta función se presenta en la Tabla 44.
Tabla 44. Cálculo corriente de arranque función cierre en falla
Corriente de Falla
Trifásica Franca
[A prim]
Paño
K6 – Alto
Jahuel Cto. 4
4428
Ajuste
IPh<
CT
IPh<
[Aprim]
[A]
[%IBase]
2214
2000/1
110.7
El ajuste calculado para la corriente de arranque de la función de cierre sobre falla
corresponde al 110.7%IBase. Sin embargo el máximo valor de ajuste permitido por la
protección es 100%IBase. De esta manera, las recomendaciones de ajuste básico de
la protección de cierre en falla en la función ZCVPSOF se presentan en la Tabla 45.
Tabla 45. Ajustes Función 50HS Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en
SE Ancoa 500 kV
SE
Ancoa
500 kV
Paño
Alto Jahuel
Cto. 4 (K6)
Parámetro
Operation
Ajuste
Parámetro
Ajuste
IBase
On
IPh<
100%
2000 A
UPh<
70%
UBase
525 kV
tDuration
0.10 s
Mode
UILevel
tSOFT
1.0 s
AutoInit
Off
tDLD
0.20 s
La activación automática de la función de sobrecorriente de emergencia se realizará
cuando se presente la pérdida de la señal de tensión desde el respectivo transformador
de potencial de la línea, con lo cual quedarán deshabilitadas las funciones distancia y
67N. Esta función se ajustará siguiendo los criterios definidos en el numeral 9.1.11.
Para activar la protección de sobrecorriente de fases (51B), se habilitará la etapa 1 (I1>)
de la función OC4PTOC, mientras que para activar la protección de sobrecorriente de
Pág 142 de 220
tierra (51BN), se habilitará la etapa 2 (IN2>) del elemento EF4PTOC (en la etapa 1 de
esta función se habilitará la función de sobrecorriente direccional de tierra 67N).
Por recomendaciones de CDEC-SIC se ajusta la corriente de arranque con base en la
máxima corriente de transmisión de la línea. Con base en lo anterior, la corriente
pickup de la unidad de fases tiene un valor de 2102 A (ajustado a 1.05 p.u.).
Un análisis similar para la unidad de tierra, sugiere que la corriente de arranque debe
ser considerada como el 40% de la corriente máxima de carga, lo cual equivale a
220.8 A (ajustado a 0.11 p.u.).
Por tanto, con base en estas corrientes pickup, en la Figura 36 se presenta la curva de
operación de la función de sobrecorriente de fases y de tierra de emergencia ante una
falla trifásica y monofásica al 99% de la línea, respectivamente.
Se observa que la característica de fases no presenta operación para fallas en el
extremo remoto de la línea (ya que se ajustó con base en la capacidad máxima de
transmisión de la línea).
(a)
(b)
Figura 36. Operación función 51B/51BN de emergencia con falla trifásica (a) y
monofásica franca (b) al 99% línea Alto Jahuel 4 desde SE Ancoa 500 kV
Pág 143 de 220
En la Figura 37 se muestra la carcaterística de operación para una falla en el 1% de la
línea desde el extremo Ancoa. Se puede verificar que la selección de un dial de 0.12
para la unidad de fases y un dial de 0.14 para la unidad de tierra, es adecuada para la
correcta coordinación de esta función de emergencia.
(a)
(b)
monofásica franca (b) al 1% línea Alto Jahuel 4 desde SE Ancoa 500 kV
En la Tabla 46 se presentan los ajustes recomendados para la función de
sobrecorriente de emergencia 51B y 51BN, que se ajustarán en las funciones
OC4PTOC (etapa 1) y EF4PTOC (etapa 2), respectivamente, mientras que en el
Anexo 4 se presentan las curvas de operación para diferentes escenarios de operación
del sistema, verificándose la adecuada operación de esta función.
Tabla 46. Ajustes Función 51B/51BN Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel
4 en SE Ancoa 500 kV
Función 51B (OC4PTOC)
SE
Paño
Ancoa
500 kV
Alto
Jahuel
Cto. 4
Función 51BN (EF4PTOC)
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
Operation
IBase
2000 A
IBase
On
2000 A
DirMode1
Non-directional
UBase
525 kV
Pág 144 de 220
SE
Paño
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Characterist1
IEC-Normal
Inverse
DirMode2
Non-directional
I1>
Characterist2
k1
105%
0.12
IN2>
IEC-Normal Inverse
11%
tMin1
0.0 s
k2
0.14
DirMode2
DirMode3
DirMode4
Off
IMin2
11%
-
-
t2Min
0.0 s
-
-
DirMode3
DirMode4
Off
(K6)
10.1.10 Función de Localizador de Fallas
Para el ajuste de esta función se sigue el criterio definido en el numeral 9.1.12, para lo
cual se simuló una falla trifásica franca en la barra de Ancoa 500 kV dejando la línea
Alto Jahuel 4 fuera de servicio, como se muestra en la Figura 38. Se encuentra que los
parámetros R1A y X1A tienen un valor de 4.71 Ω y 23.68 Ω, respectivamente.
Para el caso del extremo remoto, se ejecuta el mismo procedimiento en la subestación
Alto Jahuel dejando la línea Ancoa 4 fuera de servicio, como se muestra en la Figura
39. Se observa que el valor calculado de los parámetros R1B y X1B es de 5.67 Ω y
23.00 Ω, respectivamente. De esta manera, en la Tabla 47 se presentan los ajustes
básicos de la función de localización de fallas para la línea Ancoa – Alto Jahuel 4,
teniendo en cuenta que los parámetros R0M y X0M fueron obtenidos a partir del acople
mutuo entre los circuitos 3 y 4 que comparten torres entre las subestaciones Ancoa y
Alto Jahuel a 500 kV.
Tabla 47. Ajustes Función Localizador de Fallas Relés RED670 y REL670 Circuito
Alto Jahuel 4 en SE Ancoa 500 kV
SE
Ancoa
500 kV
Paño
Alto
Jahuel
Cto. 4
(K6)
Parámetro
Ajuste
R1A
4.71
X1A
23.68
R1B
5.67
X1B
23.00
R1L
5.44
X1L
63.51
R0L
57.38
X0L
201.88
Pág 145 de 220
SE
Paño
Parámetro
Ajuste
R0M
50.77
X0M
105.11
LineLength
258.0
Figura 38. Simulación de falla trifásica franca barra 500 kV SE Ancoa
Pág 146 de 220
Figura 39. Simulación de falla trifásica franca barra 500 kV SE Alto Jahuel
Para los ajustes de la función de falla fusible SDDRFUF de supervisión de la señal de
tensión secundaria de los transformadores de tensión, se consideraron los criterios
definidos en el numeral 9.1.13. Sin embargo, para asegurar la correcta operación de
esta función, y teniendo en cuentas los resultados de pruebas llevadas a cabo por ABB,
se recomienda el ajuste de tensiones de secuencia con un valor alto y corrientes de
secuencia con un valor bajo para el ajuste de esta función. De esta manera, en la Tabla
48 se presentan las recomendaciones de ajuste utilizando valores conservadores para
la función de falla fusible, en particular para las tensiones y corrientes de secuencia, lo
cual permitirá una adecuada operación de la función ante una condición de falla
sistémica en el área.
Pág 147 de 220
Tabla 48. Ajustes Función Falla Fusible Relés RED670 y REL670 Circuito Alto
Jahuel 4 en SE Ancoa 500 kV
SE
Ancoa
500 kV
Paño
Alto Jahuel
Cto. 4 (K6)
Parámetro
Ajuste
Operation
On
IBase
2000 A
UBase
525.0 kV
OpMode
UZsIZs OR UNsINs
3U0>
60%
3I0<
20%
3U2>
60%
3I2<
20%
OpDUDI
On
DU>
70
DI<
15
UPh>
70
IPh>
10
SealIn
On
USealIn<
70%
IDLD<
20%
UDLD<
70%
Para el cálculo de los ajustes de la función de falla interruptor (CCRBRF) se tendrán en
cuenta las recomendaciones presentadas en el numeral 9.1.14. En la Tabla 49 se
presentan las corrientes de falla y se calcula la corriente de operación (pickup) para el
paño de línea Alto Jahuel 4 en la subestación Ancoa 500 kV.
Pág 148 de 220
Tabla 49. Cálculo corriente de arranque función falla interruptor
Ifalla [A prim] extremo remoto del
alimentador con Rf = 10 Ω
Paño
3F [A]
1260
Alto
Jahuel 4
(K6)
2F-T [A]
Ajuste
Ifmin
IP>
CT
IP>
[Aprim]
[Aprim]
[A]
[%IBase]
1100
660 (1)
2000/1
33 (1)
1F [A]
1100
1100
3F [A]
852
2F-T [A]
Ajuste
Ifmin
IN>
CT
IN>
[Aprim]
[Aprim]
[A]
[%IBase]
750
450
2000/1
23
1F [A]
750
760
Nota (1): Se observa que el ajuste calculado con base en los criterios del numeral 9.1.14 da
como resultado un valor muy sensible que puede hacer operar la unidad de arranque de la
función falla interruptor. Se recomienda entonces un ajuste para la unidad de arranque de
900 A (IP>=45%IBase) para evitar operación de esta función en caso de contingencia de uno de
los circuitos paralelos.
En forma adicional, se recomienda que la operación de esta función con la opción
Contact sea aplicado a las bajas corrientes y la operación por Current sea aplicado
para corrientes de falla, por lo cual el parámetro I>BLkCont se recomienda ajustar en el
mismo valor de la corriente de operación de fase IP>.
De acuerdo con el manual del relé, la protección REL670 da inicio a los temporizadores
t1 y t2 de forma independiente y simultánea después de la orden de disparo al interruptor
desde las protecciones de línea. Teniendo en cuenta los criterios de ajuste, el
temporizador t1 se debe ajustar en 10 ms y el t2 en 200 ms, para que el disparo
definitivo sobre los interruptores de la barra de la subestación Ancoa 500 kV se realice
en un tiempo efectivo de 200 ms. De esta manera, los ajustes básicos de la función de
falla interruptor se habilitarán en la función CCRBRF, tal como se india en la Tabla 50.
Tabla 50. Ajustes Función 50BF RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en SE
Ancoa 500 kV
SE
Paño
Ancoa
500 kV
Alto Jahuel
Cto. 4 (K6)
Parámetro
Operation
Ajuste
ON
Parámetro
IP>
Ajuste
45
IBase
2000 A
IN>
23
FunctionMode
Current&Contact
t1
0.060 s
BuTripMode
1 out of 3
t2
0.200 s
ReTripMode
No CB Pos Check
I>BLkCont
45%
Pág 149 de 220
10.2 AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE LÍNEA, SUBESTACIÓN ALTO JAHUEL
10.2.1 Función Diferencial de Línea (87L)
Los ajustes recomendados para la protección diferencial de línea corresponden a los
mismos calculados para el relé RED670 ubicado en el extremo de la subestación Ancoa
y que son presentados en la Tabla 34.
definidos en el numeral 9.1.2. Las zonas de la protección distancia se implementarán
en la función ZMCAPDIS para las zonas 2 a 5 en el relé REL670, mientras que en la
función ZMCPDIS para la zona 1 quedará deshabilitada. Se deberá tener en cuenta
una impedancia de transformación de:
NPw
N w
:;
10.2.2.1
525000
L
115
= 2.28261
2000
B
1
Alcance Resistivo
Para calcular el alcance resistivo se sigue el criterio definido en el numeral 9.1.2.1.5 en
donde se tiene que:
La Máxima Corriente de Carga se selecciona como el menor valor entre los siguientes
cálculos:
w?
F
@U
= 120% w
1.20 × 2000 B
130% ` x D !acDd @
? F
De esta manera,
?8J >;K>
√3
L+
M
2400 B
1.30 × 1617 B
√3
500 )L
2102.1 B
2102.1 B
137.33 Ω prim
Y por tanto el alcance resistivo Rc se calcula como:
N
45%
?8J >;K>
0.45 × 137.33 = 61.797 Ω prim
27.073 Ω sec
El alcance resistivo Rc se ajustará en el mismo valor para todas las zonas de protección
distancia que sean habilitadas.
10.2.2.2
Ajuste de la Zona 1
De acuerdo con el criterio definido en el numeral 9.1.2.1.1, la zona 1 quedará
deshabilitada.
Pág 150 de 220
10.2.2.3
Ajuste de la Zona 2
calcula como:
! 2
1.2 ×
+
Donde XL es la reactancia de la línea. Por tanto, para la
! 2
1.20 × & = 1.20 × 63.51066 Ω prim
76.2128 Ω prim
De esta manera, los parámetros a ajustar para la Zona 2 son:
Operation: Se ajusta en On para activar la Zona 2.
2000 A.
525 kV.
OperationDir: Indica la dirección de la Zona 2 de la protección distancia, en este
caso, Forward.
1ObPP = 76.2128 Ω prim
R1PP: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro será calculado con
el valor de R1 indicado en la Tabla 8. Por tanto,
N1PP = 1.20 × 5.440716 Ω prim
6.5288 Ω prim
NOObPP
2
ND
2
61.797 Ω prim
123.594 Ω prim
X1RvPP: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-fase, ajustado con el mismo
valor del parámetro X1FwPP.
1NAPP = 1ObPP = 76.2128 Ω prim
NONAPP
2
ND
2
61.797 Ω prim
123.594 Ω prim
54.146 Ω sec
Pág 151 de 220
1ObPQ = 76.2128 Ω prim
R1PE: Alcance resistivo de secuencia positiva fase-tierra. Se ajusta como:
N1PQ = 1.20 × 5.440716 Ω prim
6.5288 Ω prim
X0PE: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro será calculado con el
valor de X0 indicado en la Tabla 8. Por tanto,
0PQ = 1.20 × 201.8785°Ω prim
242.2542 Ω prim
R0PE: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro será calculado con el
valor de R0 indicado en la Tabla 8. Por tanto,
N0PQ = 1.20 × 57.38318°Ω prim
68.8598 Ω prim
NOObPQ
ND
61.797°Ω prim
27.07 Ω sec
X1RvPE: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-tierra, ajustado con el mismo
valor del parámetro X1FwPE.
1NAPQ = 1ObPQ = 76.2128 Ω prim
NONAPQ
ND
61.797°Ω prim
27.07 Ω sec
zona 2.
zona 2.
10.2.2.4
Ajuste de la Zona 3
elige como el menor valor entre los siguientes dos cálculos:
Impedancia de la línea a proteger más el 80% de la impedancia equivalente de los
transformadores en la barra remota (SE Ancoa). Esta impedancia corresponde al
paralelo de los autotransformadores T1 y T2:
Pág 152 de 220
3
+
+ •0.8 ×
56789.:;< ‚
= 63.51066 Ω + (0.8 × 27.10 Ω)
85.19316 Ω prim
mayor impedancia (Ancoa-Alto Jahuel C1), multiplicada por un factor de seguridad
del 120%.
3
1.2 × (
+
+
+>?8 )
= 1.2
(63.51066 + 80.81123) = 173.1863 Ω prim
De acuerdo con estos resultados, los parámetros a ajustar para la Zona 3 son:
Operation: Se ajusta en On para activar la zona 3.
2000 A.
525 kV.
OperationDir: Indica la dirección de la zona 3 de la protección distancia, en este
caso, Forward.
1ObPP = 85.19316 Ω prim
R1PP: Alcance resistivo de secuencia positiva. Este parámetro será calculado
1ObPP
= 5.440716 Ω
&
N1PP = N1 ×
85.19316
= 7.2982 Ω prim
63.51066
NOObPP
2
ND
2
61.797 Ω prim
123.594 Ω prim
54.146 Ω sec
X1RvPP: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-fase, ajustado con el mismo
valor del parámetro X1FwPP.
1NAPP = 1ObPP = 85.19316 Ω prim
NONAPP
2
ND
2
61.797 Ω prim
123.594 Ω prim
54.146 Ω sec
1ObPQ = 85.19316 Ω prim
Pág 153 de 220
R1PE: Alcance resistivo de secuencia positiva fase-tierra. Este parámetro será
calculado aplicando un factor de corrección al valor de R1 indicado en la Tabla 8.
Por tanto,
N1PQ = N1 ×
1ObPQ
= 5.440716 Ω
&
85.19316
= 7.2982 Ω prim
63.51066
X0PE: Alcance reactivo de secuencia cero. Este parámetro será calculado
aplicando un factor de corrección al valor de X0 indicado en la Tabla 8. Por tanto,
0PQ = 0 ×
1ObPQ
= 201.8785 Ω
&
85.19316
= 270.7996 Ω prim
63.51066
R0PE: Alcance resistivo de secuencia cero. Este parámetro será calculado
N0PQ = N0 ×
1ObPQ
= 57.38318 Ω
&
85.19316
= 76.9738 Ω prim
63.51066
NOObPQ
ND
61.797°Ω prim
27.07 Ω sec
X1RvPE: Alcance reactivo de secuencia positiva fase-tierra, ajustado con el mismo
valor del parámetro X1FwPE.
1NAPQ = 1ObPQ = 85.19316 Ω prim
NONAPQ
ND
61.797°Ω prim
27.07 Ω sec
zona 3.
zona 3.
En la Tabla 51 se resumen los ajustes recomendados para la función de protección
distancia para el cuarto circuito a 500 kV entre las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel
en la subestación Alto Jahuel, mientras que en la Figura 40 se presenta la característica
cuadrilateral de operación obtenida con estos ajustes.
Pág 154 de 220
Tabla 51. Ajustes Función 21/21N Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE
Alto Jahuel 500 kV
SE
Alto Jahuel
500 kV
Paño
Ancoa Cto. 4 (K6)
Parámetro
Zona1
Zona2
Zona3
Zona4
OperationDir
Off
Forward
Forward
Off
X1FwPP
-
76.21
85.19
-
R1PP
-
6.53
7.30
-
RFFwPP
-
123.59
123.59
-
X1RvPP
-
76.21
85.19
-
RFRvPP
-
123.59
123.59
-
X1FwPE
-
76.21
85.19
-
R1PE
-
6.52
7.30
-
X0PE
-
242.25
270.80
-
R0PE
-
68.86
76.97
-
RFFwPE
-
61.79
61.79
-
X1RvPE
-
76.21
85.19
-
RFRvPE
-
61.79
61.79
-
tPP (s)
-
0.50
3.20
-
tPE (s)
-
0.50
3.20
-
Pág 155 de 220
Figura 40. Característica cuadrilateral de operación función distancia 4to circuito
Ancoa – Alto Jahuel 500 kV, SE Alto Jahuel
10.2.2.5
Elemento de
cuadrilaterales
impedancia
direccional
para
las
características
Los ajustes del elemento de impedancia direccional ZDSRDIR para la característica de
la función de distancia, se calculan con base en los criterios definidos en el numeral
9.1.2.3 y en los ajustes de la función distancia de la Tabla 51. Por lo tanto,
Pág 156 de 220
85.19 Ω
1ObPP = 1.30 × 1ObPPƒ1 = 1.30
7.30 Ω
N1PP = 1.30 × N1PPƒ1 = 1.30
NOObPP
1.30 × NOObPPƒ1 = 1.30
NONAPP
1.30 × NONAPPƒ1 = 1.30 × 123.59 Ω
1ObPQ = 1.30 × 1ObPQƒ1 = 1.30
N1PQ = 1.30 × N1PQƒ1 = 1.30
NOObPQ
85.19 Ω
110.75 Ωprim
79.96 Ω
1.30 × NONAPQƒ1 = 1.30
B@UZ UN
85.19 Ω
270.80 Ω
61.79 Ω
115°
160.68 Ωprim
9.49 Ωprim
352.04 Ωprim
103.95 Ωprim
1.30 × NOObPQƒ1 = 1.30 × 61.79 Ω
0NAPQ = 1.30 × 0PQƒ1 = 1.30
NONAPQ
110.75 Ωprim
7.30 Ω
1NAPQ = 1.30 × 1NAPQƒ1 = 1.30
160.68 Ωprim
85.19 Ω
270.80 Ω
N0PQ = 1.30 × N0PQƒ1 = 1.30
9.49 Ωprim
123.59 Ω
1NAPP = 1.30 × 1NAPPƒ1 = 1.30
0ObPQ = 1.30 × 0PQƒ1 = 1.30
110.75 Ωprim
80.34 Ωprim
110.75 Ωprim
352.04 Ωprim
80.34 Ωprim
B@UVW@ = 15°
En la siguiente tabla se presentan los ajustes básicos del elemento de distancia para la
supervisión del bloque direccional de la característica cuadrilateral para líneas con
Tabla 52. Ajustes Función de Impedancia Direccional SE Alto Jahuel 500 kV
SE
Alto Jahuel
500 kV
Paño
Ancoa Cto. 4
(K6)
Parámetro
Ajuste [Ω prim]
X1FwPP
110.75
R1PP
9.49
RFFwPP
160.68
X1RvPP
110.75
RFRvPP
160.68
X1FwPE
110.75
R1PE
9.49
X0FwPE
352.04
R0PE
103.95
RFFwPE
80.34
X1RvPE
110.75
Pág 157 de 220
SE
10.2.2.6
Paño
Parámetro
Ajuste [Ω prim]
X0RvPE
352.04
RFRvPE
80.34
ArgNegRes [°]
115
ArgDir [°]
15
Verificación de la Operación de la Función Distancia
Una vez calculados los ajustes de la función distancia, se realizó la verificación de estas
recomendaciones mediante simulaciones de fallas monofásicas y trifásicas en
diferentes puntos de la línea y bajo distintos escenarios de operación. A continuación
se presentan los aspectos más relevantes de la coordinación:
•
Las fallas monofásicas y trifásicas francas y de alta impedancia (25 Ω) al 5% de la
línea son despejadas en la zona 2 (ver Figura 41). Sin embargo, para fallas a tierra
de alta impedancia (25 Ω) cercanas al extremo remoto, la función de distancia no
presenta arranque, dejando la detección rápida a manos del elemento diferencial, y
como respaldo, de la función 67N dentro del esquema de comparación
direccional. En la Figura 41 se muestra la correcta operación de la función para
fallas en los primeros kilómetros de la línea. En el Anexo 6 se presenta un análisis
detallado de la respuesta del sistema 2 de protecciones ante este y otros tipos de
falla, el cual demuestra la correcta operación de dicho sistema ante la pérdida del
esquema diferencial de línea..
Pág 158 de 220
desde Alto Jahuel – Caso 1 Dda Alta HH
•
Similar al extremo Ancoa 500 kV, las protecciones del circuito 4 en el extremo Alto
Jahuel no detectan fallas en la línea Alto Jahuel-Ancoa C3, como se puede observar
en la Figura 42 y la Figura 43.
Pág 159 de 220
Pág 160 de 220
Figura 43. Operación 21/21N Falla 1F franca al 95% de la línea Ancoa-A. Jahuel C3
•
Es importante aclarar que por las condiciones del sistema el relé es insensible para
algunos tipos de falla dependiendo de la ubicación en el que se presente la
contingencia. En la Figura 44 se muestra una falla trifásica franca en la línea de
transmisión Ancoa – Alto Jahuel C4 500 kV al 75% desde el extremo de la
subestación Alto Jahuel 500 kV, en la cual se puede visualizar que el relé de este
mismo extremo no detecta la falla que se presenta en la línea protegida.
Pág 161 de 220
Ancoa – Alto Jahuel C4 desde Alto Jahuel – Caso 1 Dda Alta HH
Este comportamiento se debe a la manera en que la lógica interna del relé interpreta la
dirección en la cual ocurre la falla. Según el manual del fabricante, la direccionalidad de
la falla está definida por la siguiente ecuación:
'B@UVW@ < @U
1+2?
+2
< B@UZ UN
Donde:
•
B@UVW@: es el ajuste del límite inferior para la característica direccional hacia
•
B@UZ UN : es el ajuste del límite superior para la característica direccional hacia
•
•
1+2? : es el voltaje memorizado de secuencia positiva en la fase L1.
+2 :
es la corriente de la fase L1
Pág 162 de 220
Esta ecuación indica que el ángulo de impedancia está definido por la relación entre los
ángulos de la tensión de polarización ( 1+2? ), que corresponde al voltaje almacenado
en la memoria del voltaje, y la corriente de falla.
Sí se calcula el ángulo de impedancia asociado a la contingencia simulada:
Y1+2? = 498.747 ∟ 8.8° )L
̅
+2
@U
1+2?
+2
3.8 ∟ 160° )B
= 8.8° − 160° = −151.2°
−15° < −151.2° < 115°
Se evidencia que el ángulo de impedancia se encuentra por fuera de los límites de la
característica al no cumplirse la desigualdad, y por lo tanto, el relé no identifica la falla
hacia adelante y no opera ante esta condición.
Adicionalmente, cabe señalar que a pesar de que la impedancia aparente (Ver Figura
44) de falla se encuentra dentro de la característica de protección el relé no detectará la
falla debido a que esta impedancia es calculada con el voltaje de falla y la dirección se
define con base al voltaje almacenado en la memoria de tensión; sin embargo, ante el
fenómeno de inversión de corriente, incluso la polarización cruzada determinará que la
falla se encuentra en dirección opuesta a la cual debería ver, por efecto de la
A continuación se presenta una tabla que muestra la variación del ángulo de
impedancia y la respuesta del relé de protección ubicado en el extremo de la
subestación Alto Jahuel 500 kV ante fallas trifásicas en diferentes puntos de la línea de
transmisión Ancoa – Alto Jahuel C4 500 kV.
Tabla 53. Variación ángulo de impedancia relé Alto Jahuel 500 kV
Distancia
(%)
V prefalla
[kV]
∠Vprefalla
[°]
Vfalla
[kV]
∠Vfalla
[°]
Ifalla
[kA]
∠Ifalla
[°]
∠ZDir
[°]
Operación
10
498.747
8.8
86.268
13.7
7.81
-71.5
80.3
OK
25
498.747
8.8
141.38
10.9
5.139
-74.3
83.1
OK
50
498.747
8.8
122.931
-0.04
2.25
-85
93.8
OK
55
498.747
8.8
102.383
-8.783
1.708
-93.428
102.228
OK
58
498.747
8.8
88.186
-19
1.396
-103.2
112
OK
60
498.747
8.8
79.632
-29.83
1.216
-113.6
122.4
No Opera
Pág 163 de 220
Distancia
(%)
V prefalla
[kV]
∠Vprefalla
[°]
Vfalla
[kV]
∠Vfalla
[°]
Ifalla
[kA]
∠Ifalla
[°]
∠ZDir
[°]
Operación
75
498.747
8.8
322.14
-115
3.8
160
-151.2
No Opera
De la Tabla 53 se puede observarse, cuando el ángulo pasa de 112° a 122.4°, el relé
deja de operar, aun cuando la falla simulada se encuentra dentro de la línea (al 60%
desde la ubicación del PT asociado al relé). Lo que ocurre en este caso, como puede
comprobarse al observar la evolución del ángulo de la corriente de falla, es una
inversión de corriente, ante la cual la característica direccional del relé ya no puede
determinar de manera confiable la dirección de la falla.
Si bien B@UVW@ y B@UZ UN son ajustables, no se recomienda modificarlos para cubrir
fallas caracterizadas por inversiones de corriente, pues esto afectaría la estabilidad de
la protección ante fallas externas en dirección reversa.
Sin embargo, es importante aclarar que el comportamiento descrito en la Figura 44 y la
Tabla 53 no consideran la actuación de las protecciones asociadas a la compensación
serie de la línea, es decir, que en la simulación de estado estable presentada
anteriormente no es posible visualizar el comportamiento transitorio de las variables de
tensión y corriente asociadas al varistor y el spark gap que hacen parte del esquema de
protección del banco capacitivo. Esto debido a que se espera que para los puntos en
los cuales el relé deja de detectar la falla por la inversión de corriente, se active el spark
gap, anulando así la capacitancia de la compensación serie, y al mismo tiempo, la
inversión de corriente que hace que la protección sea incapaz de ver la falla. Ahora,
dado que el gap opera en tiempos inferiores a un cuarto de ciclo (0.3 ms para el caso
del circuito 4 Ancoa – Alto Jahuel 500 kV), se espera que el relé de protección detecte
la falla de forma oportuna y correcta una vez anulado el efecto de la compensación
serie.
La información correspondiente a las protecciones propias de la compensación serie fue
suministrada por ELECNOR, y se presentó en la Tabla 38.
Así, teniendo en cuenta lo anterior, se realizó una simulación transitoria EMT en el
software Power Factory DigSILENT 15.2, la cual permite visualizar el comportamiento
de las variables de impedancia aparente vista por el relé de protección, tensión y
corriente a través de los elementos de la compensación serie, todo en una ventana de
tiempo definida por el usuario para el análisis del comportamiento transitorio de los
equipos involucrados y así determinar con mayor precisión la operación del esquema de
protección ante la falla que produce la inversión de corriente.
Pág 164 de 220
Figura 45. Comportamiento dinamico de la compensación serie de la línea Alto
Jahuel – Ancoa C4 500 kV ante falla trifásica franca al 99% desde la subestación
Alto Jahuel 500 kV
En la Figura 45 se puede observar el comportamiento en el tiempo de las variables
asociadas a la compensación serie de la línea de transmisión Alto Jahuel – Ancoa C4
500 kV para una falla trifásica franca al 99% del extremo de la subestación Alto Jahuel
500 kV. El tiempo de ocurrencia de la falla es de 50 ms. En la figura se puede apreciar
que ante este tipo de evento, el Spark Gap de la compensación serie opera de forma
instantánea, y por tanto, se cortocircuita el banco capacitivo del sistema y se elimina la
inversión de corriente vista por los relés de protección en cada uno de los extremos.
Pág 165 de 220
Ancoa – Alto Jahuel C4 desde Alto Jahuel
En la Figura 46 se visualiza como la protección distancia de cada uno de los extremos
correspondientes a la línea Alto Jahuel – Ancoa C4 500 kV despejan la falla en el
tiempo de operación ajustado para la zona 2 en cada uno de los relés, iniciando así la
operación del esquema de teleprotección POTT, y garantizando la correcta operación
del esquema de protecciones. El tiempo de operación está con respecto al inicio de la
simulación, por lo que es importante resaltar que la inserción de la falla se presenta a
los 50 ms de iniciada la simulación transitoria, como bien puede observarse en la Figura
45.
Nota: En el Anexo 2 se presentan los resultados de las características de
diferentes tipos de fallas, según los ajustes recomendados. Es importante señalar
que para las fallas que generen inversión de corriente, la característica de
protección del relé consignada en el anexo mostrará un tiempo de operación
erróneo ya que la simulación realizada para el evento es una simulación de
estado estable y no transitoria, como la mostrada en la Figura 45 y la Figura 46, la
Pág 166 de 220
cual no permite visualizar la operación del Gap de la compensación serie, y que
por tanto, los tiempos de operación de los relés no sean los adecuados.
Para mayor detalle de la respuesta del sistema 2 de protecciones ante la
ocurrencia de dichas fallas, se presenta en el Anexo 6 el análisis transitorio
completo con fallas a lo largo de la línea Ancoa – Alto Jahuel C4 500 kV, en el cual
es posible observar el comportamiento dinámico de las protecciones de línea
teniendo en cuenta las protecciones propias del banco de compensación. En
dicho anexo, puede observarse la correcta operación del sistema 2 de
protecciones cuando no se considera el esquema de protección diferencial de
línea.
10.2.3 Función de Selección de Fase
Los ajustes de la función FDPSPDIS de selección de fase de la característica
cuadrilateral de la función distancia, se calculan con base en los criterios definidos en el
numeral 9.1.3 y en los ajustes de la función distancia de la Tabla 51. Por lo tanto,
85.19 Ω
1 = 1.44 × 1PPƒ1 = 1.44
270.80 Ω
0 = 1.44 × 0PQƒ1 = 1.44
NOObPQ
NONAPQ
NOObPP
NONAPP
1.25 × NOPPƒ1 = 1.25
1.25 × NOPPƒ‡ = 1.25
B!U&a
389.95 Ωprim
61.79 Ω
1.10 × NOPQƒ1 = 1.10
1.20 × NOPQƒ‡ = 1.20
122.67 Ωprim
61.79 Ω
123.59 Ω
123.59 Ω
30g
67.97 Ωprim
74.15 Ωprim
154.49 Ωprim
154.49 Ωprim
N&aOb > RFFwPEƒ1 → N&aOb = 250 Ωprim
N&aNA > RFRvPEƒ‡ → N&aNA
250 Ωprim
En la Tabla 54 y en la Figura 32 de manera gráfica, se presentan los ajustes básicos de
la función de selección de fases de la característica cuadrilateral de la función distancia.
Tabla 54. Ajustes Función Selección de Fase SE Alto Jahuel 500 kV
SE
Alto Jahuel
500 kV
Paño
Parámetro
Ajuste [Ω prim]
Ancoa Cto. 4
(K6)
INBlockPP
INReleasePE
X1
X0
RFFwPP
RFRvPP
40
20
122.67
389.95
154.49
154.49
Pág 167 de 220
SE
Paño
Parámetro
Ajuste [Ω prim]
RFFwPE
RFRvPE
RLdFw
RLdRv
AngLd
67.97
74.15
250
250
30°
Pág 168 de 220
Figura 47. Característica de la función de selección de fases 4to circuito AncoaAlto Jahuel en SE Alto Jahuel 500 kV
10.2.4 Función de Sobrecorriente Direccional de Tierra (67N)
El ajuste de la función de sobrecorriente direccional de tierra se realiza con base en los
criterios definidos en el numeral 9.1.4. Considerando una corriente de arranque
(pickup) de 340 A primarios y un tiempo de operación de 2.4 s, en la Figura 48 se
Pág 169 de 220
muestra la operación de esta función para una falla monofásica con impedancia de
30 Ω al 50% de la línea y en la Figura 49 al 5% de la línea Ancoa-Charrúa 1. Estos
resultados indican una adecuada operación de la función 67N como protección de
respaldo. Sin embargo, se recomienda ELECNOR verificar que la operación de la
función de sobrecorriente direccional de tierra (en caso de estar activada) de los paños
de línea Ancoa-Charrúa 1 y 2 esté temporizada en un valor inferior a 2.2 s para evitar
descoordinación con los relés ubicados aguas arriba.
Pág 170 de 220
Figura 48. Operación función 67N con falla 1ϕ franca al 50% de la línea Alto
Jahuel-Ancoa – Dda Baja HS Caso 1
Figura 49. Operación función 67N con falla 1ϕ franca al 5% de la línea AncoaCharrúa– Dda Baja HS Caso 1
Pág 171 de 220
En el Anexo 3 se presentan las curvas de operación de la función 67N para diferentes
tipos de fallas en la línea y escenarios de operación en demanda máxima y demanda
mínima, encontrándose que en general existe una operación adecuada de esta función
de protección de respaldo.
En la Tabla 55 se presentan los ajustes recomendados para la protección 67N en el relé
REL670 que protege el cuarto circuito a 500 kV Ancoa-Alto Jahuel en la subestación
Alto Jahuel.
Tabla 55. Ajustes Función 67N Relés RED670 y REL670 Circuito Alto Jahuel 4 en
SE
Alto Jahuel
500 kV
Paño
Ancoa Cto. 4
(K6)
Parámetro
Ajuste
Operation
IBase
UBase
On
2000 A
525 kV
DirMode1
Forward
Characterist1
IN1>
t1
IMin1
t1Min
PolMethod
Definite Time
17%IBase
2.4 s
100%
0s
Voltage
10.2.5 Esquema de teleprotección Función Distancia y Sobrecorriente Residual
(85A, 85C)
Para el ajuste de los esquemas de teleprotección en las funciones ZCPSCH (distancia)
y ECPSCH (sobrecorriente residual direccional), se tienen en cuenta los criterios
especificados en los numerales 9.1.2.4 y 9.1.4.1. Como fue indicado, en los relés ABB
RED670/REL670 se implementará un esquema de teleprotección de sobrealcance
permisivo para la función distancia y de comparación direccional para la función de
sobrecorriente residual direccional, por lo que los ajustes de estas funciones se
presentan en la Tabla 56 y en la Tabla 57.
Pág 172 de 220
Tabla 56. Ajustes Protección ABB RED670/REL670 – Esquema de Teleprotección
Función Distancia
SE
Alto Jahuel
500 kV
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
tSendMin
0.080 s
SchemeType
Permissive OR
Unblock
Off
tCoord
0.160 s
tSecurity
0.035
Paño
Ancoa (K6)
Tabla 57. Ajustes Protección ABB RED670/REL670 – Esquema de Teleprotección
Función Sobrecorriente Direccional de Tierra
SE
Alto Jahuel
500 kV
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
tSendMin
0.080 s
SchemeType
Permissive OR
Unblock
Off
0.160 s
tSecurity
0.035
Paño
Ancoa (K6)
tCoord
10.2.6 Función de Oscilación de Potencia (68)
Para el ajuste de la función de oscilación de potencia se tendrán en cuenta los criterios
indicados en el numeral 9.1.5 y los ajustes de la protección distancia de la Tabla 51. De
esta manera,
1C!Ob = 1.15 × 1ObPPƒ1 = 1.15
N1OC!Ob = 1.15 × (NOObPPƒ1 )/2 = 1.15
N1&C! = 1.10 × N1PPƒ1 = 1.10
1C!NA = 1.15 × 1ObPPƒ1 = 1.15
N1OC!NA = 1.15 × (NONAPPƒ1 )/2 = 1.15
85.19 Ω
97.97 Ω prim
(123.59/2) Ω
7.29 Ω
85.19 Ω
71.06 Ω prim
8.02 Ω prim
97.97 Ω prim
(123.59/2) Ω
71.06 Ω prim
Para el cálculo del parámetro N&aTcdOb se seguirá el criterio de aplicar un factor del
25% al valor del alcance resistivo (RFPP/2) de la zona 3, según se indica a
continuación:
N&aTcdOb
N&aTcdNA
1.25 × (NOObPPƒ1 )/2 = 1.25
(123.59/2) Ω
77.24 Ω prim
De esta manera se obtiene alcances de zona suficientes para la detección de oscilación
de potencia, los cuales son superiores a los ajustes de zona 3 y estarían por debajo de
cualquier condición normal de carga sin que se originen disparos indeseados por
oscilación de potencia.
Pág 173 de 220
Las recomendaciones de ajuste básico de la función de oscilación de potencia
ZMRPSB se muestran en la Tabla 58, mientras que en la Figura 50 se presenta la
gráfica de esta función con base en los ajustes recomendados.
SE
Alto
Jahuel
500 kV
Paño
Ancoa
Cto. 4 (K6)
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
RLdOutFw
77.24 Ωprim
X1lnFw
97.97 Ωprim
ArgLd
30°
R1LIn
8.02 Ωprim
RLdOutRv
77.24 Ωprim
R1FlnFw
71.06 Ωprim
tEF
15 s
X1lnRv
97.97 Ωprim
IMinOpPE
10%
R1FlnRv
71.06 Ωprim
IBase
2000 A
kLdRFw
0.75
tP1
0.050 s
kLdRRv
0.75
tP2
0.020 s
OperationLdCh
Off
tW
0.200 s
Figura 50. Característica de operación función oscilación de potencia (bandas de
color blanco) 4to circuito Ancoa-Alto Jahuel en SE Alto Jahuel 500 kV
Pág 174 de 220
10.2.7 Función de Recierre (79)
Los ajustes recomendados para la función de recierre SMBRREC presentados en la
Tabla 59, fueron estimados con base en los criterios indicados en el numeral 9.1.6. Esta
función estará deshabilitada, pero con los ajustes recomendados disponibles para ser
activada en caso que las condiciones operativas del sistema lo requiera.
Tabla 59. Ajustes Función 79 Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE
Alto Jahuel 500 kV
SE
Paño
Alto Jahuel
500 kV
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
Off
tTrip
0.20 s
ARMode
1/2/3ph
tPulse
0.20 s
t1 1Ph
0.800 s
NoOfShots
1.0
t1 3Ph
0.500 s
CBReadyType
CO
tReclaim
20.0 s
Priority
High
tSync
2.0 s
tWaitForMaster
2.0 s
Ancoa Cto. 4
(K6)
10.2.8 Función de Verificación de Sincronismo (25)
De acuerdo con los criterios indicados en el numeral 9.1.7, la función de verificación de
sincronismo SESRSYN para el cuarto circuito Ancoa – Alto Jahuel 500 kV en la
subestación Alto Jahuel deberá ajustarse con los parámetros de la Tabla 60, teniendo
en cuenta que actualmente el circuito 3 paralelo al circuito en estudio tiene un esquema
de reconexión monopolar.
Tabla 60. Ajustes Función 25 Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE
Alto Jahuel 500 kV
SE
Alto
Jahuel
500 kV
Paño
Ancoa
Cto. 4
(K6)
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
Off
PhaseDiffA
30°
CBConfig
No Voltage
Selection
tSCA
0.10 s
UBaseBus
500 kV
tSCM
1.00 s
UBaseLine
500 kV
AutoEnerg
Off
PhaseShift
0.0
ManEnerg
Both
OperationSynch
Off
ManEnergDBDL
Off
OperationSC
On
UHighBusEnerg
80%
UHighBusSC
80%
UHighLineEnerg
80%
UHighLineSC
80%
ULowBusEnerg
40%
UDiffSC
0.10 p.u.
ULowLineEnerg
40%
Pág 175 de 220
SE
Paño
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
FreqDiffM
0.010 Hz
tAutoEnerg
0.100 s
FreqDiffA
0.100 Hz
tManEnerg
0.100 s
PhaseDiffM
30°
UMaxEnerg
110%
La protección de cierre en falla será implementada en la función ZCVPSOF, siguiendo
los criterios indicados en el numeral 9.1.10. Para calcular el ajuste de corriente IPh< de
esta función se realiza la simulación de una falla trifásica franca al 100% de la línea
desde la subestación Alto Jahuel, considerando la línea abierta en el extremo remoto y
un escenario de demanda mínima; luego se toma como ajuste el 50% de la corriente de
falla vista por el relé en el extremo local. El ajuste de la corriente de arranque para esta
función se presenta en la Tabla 61.
Tabla 61. Cálculo corriente de arranque función cierre en falla
Corriente de Falla
Trifásica Franca
[A prim]
Paño
K6 – Ancoa Cto. 4
4386
Ajuste
IPh<
CT
IPh<
[Aprim]
[A]
[%IBase]
2193
2000/1
109.65
El ajuste calculado para la corriente de arranque de la función de cierre sobre falla
corresponde al 109.65%IBase. Sin embargo el máximo valor de ajuste permitido por la
protección es 100%IBase. De esta manera, las recomendaciones de ajuste básico de la
protección de cierre en falla en la función ZCVPSOF se presentan en la Tabla 62.
Tabla 62. Ajustes Función 50HS Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE
Alto Jahuel 500 kV
SE
Alto
Jahuel
500 kV
Paño
Ancoa Cto. 4
(K6)
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
IPh<
100%
IBase
2000 A
UPh<
70%
UBase
525 kV
tDuration
0.10 s
Mode
UILevel
tSOFT
1.0 s
AutoInit
Off
tDLD
0.20 s
La activación automática de la función de sobrecorriente de emergencia se realizará
cuando se presente la pérdida de la señal de tensión desde el respectivo transformador
Pág 176 de 220
de potencial de la línea, con lo cual quedarán deshabilitadas las funciones distancia y
67N. Esta función se ajustará siguiendo los criterios definidos en el numeral 9.1.11.
Para activar la protección de sobrecorriente de fases (51B), se habilitará la etapa 1 (I1>)
de la función OC4PTOC, mientras que para activar la protección de sobrecorriente de
tierra (51BN), se habilitará la etapa 2 (IN2>) del elemento EF4PTOC (en la etapa 1 de
esta función se habilitará la función de sobrecorriente direccional de tierra 67N).
Con base en el cálculo efectuado en el numeral 10.1.9 (extremo Ancoa 500 kV), la
corriente pickup de la unidad de fases tiene un valor de 2102 A (1.05%IBase) y la
corriente de arranque de la unidad de tierra, un valor de 220.8 A (11%IBase).
Por tanto, con base en estas corrientes pickup, en la Figura 51 se presenta la curva de
operación de la función de sobrecorriente de fases y de tierra de emergencia ante una
falla trifásica y monofásica al 95% de la línea, respectivamente. En ésta se puede
verificar que la selección de un dial de 0.08 para la unidad de fases y un dial de 0.14
para la unidad de tierra, es adecuada para la correcta coordinación de esta función de
emergencia.
(a)
(b)
monofásica franca (b) al 99% línea Ancoa 4 desde SE Alto Jahuel 500 kV
Pág 177 de 220
En la Tabla 63 se presentan los ajustes recomendados para la función de
sobrecorriente de emergencia 51B y 51BN, que se ajustarán en las funciones
OC4PTOC (etapa 1) y EF4PTOC (etapa 2), respectivamente, mientras que en el
Anexo 4 se presentan las curvas de operación para diferentes escenarios de operación
del sistema, verificándose la adecuada operación de esta función.
Tabla 63. Ajustes Función 51B/51BN Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en
SE
Alto
Jahuel
500 kV
Paño
Ancoa
Cto. 4
(K6)
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
Operation
IBase
2000 A
IBase
On
2000 A
DirMode1
Non-directional
UBase
525 kV
Characterist1
IEC-Normal
Inverse
DirMode2
Non-directional
I1>
Characterist2
k1
105%
0.08
IN2>
IEC-Normal Inverse
11%
tMin1
0.0 s
k2
0.14
DirMode2
DirMode3
DirMode4
Off
IMin2
11%
-
-
t2Min
0.0 s
-
DirMode3
DirMode4
Off
-
10.2.11 Tabla 64Función de Localizador de Fallas
Para el ajuste de esta función se considera el criterio definido en el numeral 9.1.12, para
lo cual se simuló una falla trifásica franca en la barra de Alto Jahuel 500 kV dejando la
línea Ancoa 4 fuera de servicio, con lo cual se obtiene los parámetros R1A y X1A. De
forma similar, los parámetros R1B y X1B fueron obtenidos con una falla en la barra de
la subestación Ancoa con la línea Alto Jahuel 4 fuera de servicio. Los resultados de
estas simulaciones son iguales a los presentados en la Figura 39 y la Figura 38,
respectivamente. Por lo tanto, los ajustes de la función de localización de fallas quedan
definidos como se indica en la Tabla 64.
Pág 178 de 220
Tabla 64. Ajustes Función Localizador de Fallas Relés RED670 y REL670 Circuito
Ancoa 4 en SE Alto Jahuel 500 kV
SE
Alto Jahuel
500 kV
Paño
Parámetro
Ajuste
R1A
5.67
X1A
23.00
R1B
4.71
X1B
23.68
R1L
5.44
X1L
63.51
Ancoa Cto. 4
(K6)
R0L
57.38
X0L
201.88
R0M
50.77
X0M
105.11
LineLength
258.0
Para ajustar la función de falla fusible SDDRFUF de supervisión de la señal de tensión
secundaria de los transformadores de tensión, se consideraron los criterios definidos en
el numeral 9.1.13. Sin embargo, para asegurar la correcta operación de esta función, y
teniendo en cuenta los resultados de pruebas llevadas a cabo por ABB, se recomienda
el ajuste de tensiones de secuencia con un valor alto y corrientes de secuencia con un
valor bajo para el ajuste de esta función. De esta manera, en la Tabla 65 se presentan
las recomendaciones de ajuste utilizando valores conservadores para la función de falla
fusible, en particular para las tensiones y corrientes de secuencia, lo cual permitirá una
adecuada operación de la función ante una condición de falla sistémica en el área.
Tabla 65. Ajustes Función Falla Fusible Relés RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4
en SE Alto Jahuel 500 kV
SE
Alto Jahuel
500 kV
Paño
Ancoa Cto. 4
(K6)
Parámetro
Ajuste
Operation
On
IBase
2000 A
UBase
525.0 kV
OpMode
UZsIZs OR UNsINs
3U0>
60%
3I0<
20%
3U2>
60%
3I2<
20%
OpDUDI
On
DU>
70
Pág 179 de 220
SE
Paño
Parámetro
Ajuste
DI<
15
UPh>
70
IPh>
10
SealIn
On
USealIn<
70%
IDLD<
20%
UDLD<
70%
Para el cálculo de los ajustes de la función de falla interruptor (CCRBRF) se tendrán en
cuenta las recomendaciones presentadas en el numeral 9.1.14. En la Tabla 66 se
presentan las corrientes de falla y se calcula la corriente de operación (pickup) para el
paño de línea Ancoa 4 en la subestación Alto Jahuel 500 kV.
Tabla 66. Cálculo corriente de arranque función falla interruptor
Paño
3F [A]
763
Ancoa 4
(K6)
2F-T [A]
690
Ajuste
Ifmin
IP>
CT
IP>
[Aprim]
[Aprim]
[A]
[%IBase]
660
396 (1)
2000/1
20 (1)
1F [A]
660
3F [A]
2F-T [A]
1F [A]
164
280
110
Ajuste
Ifmin
IN>
CT
IN>
[Aprim]
110
[Aprim]
[A]
[%IBase]
66 (1)
2000/1
3 (1)
Nota (1): Se observa que el ajuste calculado con base en los criterios del numeral 9.1.14 da
como resultado un valor muy sensible que puede hacer operar la unidad de arranque de la
función falla interruptor en caso de contingencia (604 A, corrinete de carga bajo contingencia).
Se recomienda entonces un ajuste para la unidad de arranque de 660 A (I>=33%IBase) para
evitar operación de esta función en caso de contingencia de uno de los circuitos. Para la
corriente de arranque de la unidad de tierra, se ajustará en 100 A, correspondiente a 5%IBase
(valor mínimo de ajuste permitido por el relé).
Es importante señalar que las corrientes de falla fueron calculadas con los dos circuitos
Ancoa – Alto Jahuel 3 y 4 operación normal bajo un escenario de mínimos aportes de
cortocircuito (Demanda baja Verano Caso 1). Cuando alguno de los circuitos se
encuentra fuera de servicio por mantenimiento, las corrientes de falla son de mayor
magnitud, por lo que se optó por considerar el caso de operación normal ya que permite
Pág 180 de 220
el cálculo de una corriente de arranque más sensible para la función de falla interruptor,
pero verificando que el ajuste recomendado fuese mayor a la corriente de carga con los
dos circuitos en operación y con uno de ellos asumiendo la transferencia de potencia de
los circuitos cuando el otro se encuentra fuera de servicio.
En forma adicional, se recomienda que la operación de esta función con la opción
Contact sea aplicado a las bajas corrientes y la operación por Current sea aplicado
para corrientes de falla, por lo cual el parámetro I>BLkCont se recomienda ajustar en el
mismo valor de la corriente de operación de fase IP>.
De acuerdo con el manual del relé, la protección REL670 da inicio a los temporizadores
t1 y t2 de forma independiente y simultánea después de la orden de disparo al interruptor
desde las protecciones de línea. Teniendo en cuenta los criterios de ajuste, el
temporizador t1 se debe ajustar en 10 ms y el t2 en 200 ms, para que el disparo
definitivo sobre los interruptores de la barra de la subestación Alto Jahuel 500 kV se
realice en un tiempo efectivo de 200 ms. De esta manera, los ajustes básicos de la
función de falla interruptor se habilitarán en la función CCRBRF, tal como se indica en
la Tabla 67.
Tabla 67. Ajustes Función 50BF RED670 y REL670 Circuito Ancoa 4 en SE Alto
Jahuel 500 kV
SE
Paño
Alto
Jahuel
500 kV
Ancoa Cto.
4 (K6)
Parámetro
Operation
Ajuste
ON
Parámetro
IP>
Ajuste
33%
IBase
2000 A
IN>
5%
FunctionMode
Current&Contact
t1
0.060 s
BuTripMode
1 out of 3
t2
0.200 s
ReTripMode
No CB Pos Check
I>BLkCont
33%
10.3 AJUSTE DE LAS PROTECCIONES DE LA COMPENSACIÓN REACTIVA
Las recomendaciones de ajuste calculadas a continuación para la compensación
reactiva del paño de línea Alto Jahuel 4 en la subestación Ancoa 500 kV, son aplicables
de igual manera a las protecciones del reactor de línea y de neutro del paño de línea
Ancoa 4 ubicados en la subestación Alto Jahuel 500 kV.
10.3.1 Función diferencial (87R)
La función diferencial del reactor de línea en los relés ABB RET670 en los extremos
Ancoa y Alto Jahuel se ajustará como se muestra a continuación:
Pág 181 de 220
10.3.1.1
Ajuste de Pickup (IdMin)
A continuación se calcula el umbral inferior de la característica diferencial, a partir de la
corriente de operación normal del reactor. En la Tabla 68 se muestra el resumen de los
cálculos realizados.
Tabla 68. Corriente diferencial y de restricción en condiciones de operación
normal
Tap
Tensión Tensión
IHVprim IMVprim Factor Factor
CTHV CTMV
(kV) prim (kV) sec
(A)
(A)
IHVsec IMVsec
5
500
500
200
40
127.02
127.02
1.1
0.9
IHV
(APRIM)
IMV
(APRIM)
IHVpu
IMVpu
Idiff
% Slope
IBias
139.7188
114.3154
1.10
0.90
0.20
18.18%
1.10
Con base en los resultados anteriores, se recomienda un ajuste mínimo de 0,20 IBase
para el umbral mínimo de la característica de operación de la protección
diferencial. Por tanto,
aMW!
10.3.1.2
0,25
Ajuste de EndSection 1
Con base en los resultados mostrados en la Tabla 68 y en los criterios indicados en el
numeral 9.2.1, se recomienda un ajuste de 1,50 IB para el punto de inflexión 1
(EndSection1). Por tanto,
Q!a• DdW !1 = 1,50
10.3.1.3
Ajuste de EndSection 2
Con base en los criterios indicados en el numeral 9.2.1, se recomienda un ajuste de
3.00 IB para el punto de inflexión 2 (EndSection2). Por tanto,
Q!a• DdW !2
10.3.1.4
3,00
Ajuste de Slope 3
Se ajustará en 40% ya que es un valor adecuado, para brindar tolerancia a la
saturación de los transformadores de corriente, para altas corrientes de falla.
Pág 182 de 220
10.3.1.5
Ajuste de IdUnre
De acuerdo con los resultados de simulación de cortocircuito trifásico en bornes del
reactor en escenario de demanda alta invierno (caso 1), se obtiene una corriente
máxima de falla de 11.98 kA (94.32 IB). Como el rango definido para el parámetro
IdUnre es 10-50 IB, se ajusta en el máximo valor permitido por la protección
a !@
50,00
La característica de operación, construida a partir de los ajustes calculados
anteriormente, se muestra en la Figura 52.
Característica diferencial
60
Corriente diferencial p.u.
50
40
30
20
10
0
0
20
40
60
80
100
120
140
Corriente de restricción p.u.
IdMin
Slope section 2
Slope section 3
IdUnres
Figura 52. Característica de operación 87R relé RET670 para reactores de línea SE
Ancoa y SE Alto Jahuel
En la Tabla 69 se presentan los parámetros de ajuste de la protección diferencial de
reactor (87R).
Tabla 69. Ajustes función diferencial de reactor de línea en SE Ancoa y A. Jahuel
500 kV
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
RatedVoltageW1
500 kV
RatedTapOLTC1
1
Pág 183 de 220
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
RatedVoltageW2
1
500 kV
HighTapPsOLTC1
RatedCurrentW1
127 A
TapHighVoltTC1
1
RatedCurrentW2
127 A
StepSizeOLTC1
0.01
ConnectTypeW1
Wye (Y)
IdMin
0.25
ConnectTypeW2
Wye (Y)
SlopeSection 2
0.40
ClockNumberW2
0
EndSection 1
1.50
ZSCurrSubtrW1
On
SlopeSection 3
0.40
ZSCurrSubtrW2
On
EndSection 2
3.00
TconfigForW1
No
IdUnres
50.00
TconfigForW2
No
I2/I1 Ratio
15.0
LocationOLTC1
Not Used
I5/I1 Ratio
25.0
LowTapPosOLTC1
1
OpenCTEnable
On
Con los ajustes propuestos, se verificó la correcta operación de la protección diferencial
del reactor en el extremo Ancoa 500 kV. En la Tabla 70 se efectúan los cálculos del
desempeño de la protección RET 670 bajo las siguientes condiciones operativas:
a. En operación normal. Escenario Demanda Alta Invierno Caso 1
b. Falla interna. Cortocircuito trifásico con impedancia de 50Ω en bujes del reactor
de línea (aguas abajo del transformador de corriente) en escenario de Demanda
Alta Invierno Caso 1.
Tabla 70. Cálculos verificación de operación protección diferencial
Casos
IHV prim.
IMV prim.
kHV
kMV
Factor
IHV sec
Factor
IMV sec
IHV(APRIM)
IMV(APRIM)
Id
Ib
a
131.0
131.0
1.000
0.200
1.1
0.9
144.100
117.900
0.2063
1.1345
b
4997
110
1.000
0.200
1.1
0.9
5496.700
19.800
43.2613
43.2753
En la Figura 53 y la Figura 54 se muestran las condiciones de operación consideradas
para la verificación de la característica diferencial porcentual del relé RET670.
Pág 184 de 220
Figura 53. Verificación de la correcta operación de la protección diferencial del
reactor de línea – Operación normal
Figura 54. Verificación de la correcta operación de la protección diferencial del
reactor de línea – Operación falla interna
Pág 185 de 220
10.3.2 Función Falla a Tierra Restringida de Baja Impedancia (87N)
La función de falla a tierra restringida de baja impedancia REFPDIF en el relé RET670
es ajustada con base en los criterios indicados en el numeral 9.2.2, considerando la
corriente a la máxima tensión de servicio del reactor de línea como la corriente base
IBase para el cálculo del ajuste. De acuerdo con la placa de características técnicas
del reactor de línea a instalar, presentada en la Figura 55, la corriente a la máxima
tensión de servicio en el reactor de línea es de 139.7 A.
En la Tabla 71 se presentan las recomendaciones de ajuste para esta función, mientras
que en la Figura 57 se presenta la curva de operación de esta protección con los
ajustes recomendados.
Tabla 71. Ajustes función falla a tierra restringida de baja impedancia (87N) para
reactor de línea en SE Ancoa y Alto Jahuel 500 kV
Parámetro
Reactor Circuito 4
Alto Jahuel
Operation
On
IBase (A)
127
IdMin (%IB)
30.0
CTFactorPri1
1.0
CTFactorPri2
1.0
CTFactorSec1
1.0
CTFactorSec2
1.0
Pág 186 de 220
Figura 55. Placa de características técnicas reactor de línea
Pág 187 de 220
Figura 56. Placa de características técnicas reactor de neutro
Con los ajustes propuestos para la función diferencial de falla a tierra restringida (87N),
se efectúa la verificación de la operación mediante simulaciones de falla monofásica,
observando que la protección opera adecuadamente para los siguientes casos.
a. Operación normal. Se considera una corriente residual por los transformadores de
medida de máximo un 15% de la corriente nominal del reactor.
b. Falla externa. Se simula falla monofásica en el punto de conexión de los reactores
de línea, en un escenario de Demanda Alta Invierno Caso 1.
c. Falla interna. Se simula falla monofásica de 50 Ω en el punto de conexión de los
reactores de línea, después de los transformadores de corriente, en un escenario de
Demanda Alta Invierno Caso 1.
Tabla 72. Verificación función diferencial de falla a tierra restringida 87N
Casos
IHV prim.
ILV prim.
Factor IHV sec
Factor ILV sec
IpuHV
IpuLV
Id
Ib
a
20
20
1.1
0.95
0.1732
0.1496
0.0236
0.1614
b
63
63
1.1
0.95
0.5456
0.4712
0.0744
0.5084
c
4970
25
7.873
0.079
1.1
0.95
42.8545 21.6142
Pág 188 de 220
Figura 57. Curva de operación función 87N para reactor de línea – Operación
normal y falla externa
Figura 58. Curva de operación función 87N para reactor de línea – Falla interna
Pág 189 de 220
10.3.3 Función de Sobrecorriente de Fases Temporizada (51)
La protección de sobrecorriente de fases de tiempo inverso se ajustará en la etapa 1 de
la función OC4PTOC del relé RET670 y seguirá los criterios indicados en el numeral
9.2.3. De acuerdo con esto, la corriente de arranque (pickup) tiene un valor de:
1 >= 1.50 × 127.02 B
190.53 B prim
Se observa que con un dial de 0.10, la función de sobrecorriente de tiempo inverso
despeja una falla trifásica con impedancia en bornes del reactor en 57 ms.
Para el ajuste de las etapas de tiempo definido se efectúan simulaciones de falla
trifásica en bornes de 500 kV de los bancos de reactores de línea en las subestaciones
Ancoa y Alto Jahuel y se toma un valor entre el 60% y el 70% del máximo valor de falla
calculado. Los valores más altos de falla fueron obtenidos en un escenario de
Demanda Alta Hidrología Húmeda – Caso 1. Los resultados se resumen en la
Tabla 73.
Tabla 73. Falla trifásica en punto de conexión reactores de línea
Falla 3φ en SE Ancoa
Falla 3φ en SE Alto Jahuel
12.511 kA
12.432 kA
Se ajusta la corriente de arranque de la etapa de tiempo definido en 8000 Aprim
(8 Asec).
2>
8000 Br@W
d2 >
0.0
Si se ajusta la IBase como la corriente nominal del objeto protegido, no será posible
programar el valor recomendado para la corriente de arranque de la etapa de tiempo
definido ya que el valor máximo permitido por la protección es 2500%IBase. Por tanto,
se ajustará IBase en la corriente nominal primaria del transformador de corriente
asociado al reactor de línea. En la Tabla 74 se presenta el resumen con los ajustes
recomendados para la función de sobrecorriente de fases.
Tabla 74. Ajustes función sobrecorriente de fases (51) para reactor de línea SE
Ancoa y Alto Jahuel 500 kV
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
tReset1
0.0
MeasType
DFT
DirMode2
Non-directional
IBase (A)
1000
Characterist2
IEC Definite Time
StartPHSel
1 out of 3
I2> (%IB)
800
DirMode1
Non-directional
t2
0.000
Characterist1
IEC Very Inverse
IMin2 (%IB)
800
Pág 190 de 220
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
I1> (%IB)
19
t2Min (s)
0.0
k1
0.10
I2Mult
1.0
IMin1 (%IB)
19
HarmRestrain2
On
t1Min (s)
0.0
2ndHarmStab (%)
15
I1Mult
1.0
ResetTypeCrv2
Instantaneous
HarmRestrain1
On
tReset2
0.0
2ndHarmStab (%)
15
DirMode3
OFF
ResetTypeCrv1
Instantaneous
DirMode4
OFF
10.3.4 Función de Sobrecorriente de Tierra Sensitiva (51G)
La función de sobrecorriente de tierra sensitiva 51G para la protección ante fallas del
reactor de neutro, será ajustará en la etapa 1 de la función EF4PTOC según lo
señalado en los criterios del numeral 9.2.5. Como fue indicado allí, se requirió de la
instalación de un CT tipo toroidal, con una relación de transformación de 20/1 A. Las
recomendaciones de ajuste de esta función se presentan en la Tabla 75, teniendo en
cuenta que la corriente de arranque tiene un valor de:
Z1 >= 50%
J, :
0.5
20 B
10 B prim
50%IBase
Tabla 75. Ajustes función sobrecorriente de tierra (51G) para reactor de neutro en
SE Ancoa y Alto Jahuel 500 kV
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
IMin1 (%IB)
50
MeasType
DFT
t1Min (s)
0.00
IBase (A)
20
IN1Mult
1.0
StartPHSel
1 out of 3
ResetTypeCrv1
Instantaneous
DirMode1
Non-directional
tReset1
0.0
Characterist1
IEC Definite time
DirMode2
OFF
IN1> (%IB)
50
DirMode3
OFF
t1
0.00
DirMode4
OFF
En la Figura 59 se presentan las curvas de operación de las funciones de protección de
sobrecorriente de fases (51) y de tierra (51G) de acuerdo con los ajustes
recomendados. Así mismo, se observa que la curva de daño del reactor de línea está
ubicada por encima de las curvas de operación de las ambas funciones de
sobrecorriente, con lo cual se asegura la adecuada protección del equipo.
Pág 191 de 220
Figura 59. Curva de operación función 51 y 51G reactor de línea Alto Jahuel 4 en
SE Ancoa 500 kV
Las recomendaciones de ajuste de la protección de falla interruptor para los reactores
de línea y de neutro en las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel 500 kV seguirán los
criterios presentados en el numeral 9.2.7. Según esto, la corriente de arranque de la
unidad de fase y de la unidad de tierra se calcula como:
P>
P>
Z>
Z>
0.50 ×
69.85 B
0.10 ×
13.97 B
HáF. E sGI
69.85 B
1000 B
HáF. E sGI
13.97 B
1000 B
0.50 × 139.7 B
6.985%
→
0.10 × 139.7 B
1.397%
→
69.85 B prim
P>
7%
13.97 B prim
P>
2%
De esta manera, la Tabla 76 presenta las recomendaciones de ajuste para la función
CCRBRF en el relé REC670 del reactor de línea.
Pág 192 de 220
Tabla 76. Ajustes función de falla interruptor (50BF) para reactores de línea en SE
Ancoa y Alto Jahuel 500 kV
Parámetro
Ajuste
Parámetro
Ajuste
Operation
On
t1 (s)
0.150
IBase (A)
1000
t2 (s)
0.250
FunctionMode
Current&Contact
t2MPh (s)
0.250
RetripMode
No CBPos Check
tPulse (s)
0.200
BuTripMode
1 out of 3
I>BlkCont (%IB)
7
IP> (%IB)
7
t3 (s)
0.030
IN> (%IB)
2
tCBAlarm (s)
5.00
11 VERIFICACIÓN DE LAS PROTECCIONES DEL ÁREA DE INFLUENCIA Y
RECOMENDACIONES ADICIONALES DE AJUSTE
11.1 LÍNEAS DE TRANSIMISIÓN ANCOA – CHARRÚA 1 Y 2 A 500 kV:
EVALUACIÓN DE OPERACIÓN NO SELECTIVA ANTE FALLAS EXTERNAS
POR INVERSIÓN DE TENSIÓN Y SOLUCIÓN PROPUESTA
Una vez cargados los ajustes de la función distancia para la protección de las líneas
Ancoa – Charrúa 1 y 2 a 500 kV en el modelo de la librería de DigSILENT Power
Factory 15.2 para cada uno de sus extremos, se procedió a verificar la correcta
detección de fallas en cada una de las zonas ajustadas dentro del esquema de
protección.
Al realizar la verificación de la operación de las zonas de protección de la función
distancia correspondiente a la línea Ancoa – Charrúa 1 a 500 kV, en la Figura 60 se
visualiza que para una falla trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre
500 kV desde el extremo de la subestación Alto Jahuel, el relé ubicado en el extremo de
la subestación Ancoa detecta la falla en zona 2 con un tiempo de operación de 0.515 s,
presentando una operación inadecuada que afecta la selectividad dentro del esquema
de protección debido a que para este tipo de contingencias el relé debe identificar la
falla en dirección reversa bloqueando la activación del esquema de teleprotección
POTT; y no hacia adelante, permitiendo la activación del esquema de teleprotección y
por ende un eventual disparo de la línea no fallada.
Pág 193 de 220
Figura 60. Curvas de operación función 21 y 21N de la línea Ancoa – Charrua 1 a
500 kV ante falla trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV
desde el extremo de Alto Jahuel
Esta operación se debe al fenómeno denominado inversión de tensión que se presenta
en líneas de transmisión con compensación serie, el cual se genera debido a que la
impedancia vista por el relé hasta el punto de falla posee una componente más
capacitiva que inductiva, lo cual genera que la tensión de referencia que toma el relé
para el cálculo de la impedancia de falla esté desfasada 180° con relación a la tensión
del lado en que se encuentra ubicada la contingencia y por ende afecte la lógica interna
del modelo del relé tomado de la librería de DigSILENT Power Factory 15.2.
Por lo tanto, después de realizar un análisis de la lógica interna de polarización del relé
para cada uno de los modelos de protección utilizados por la librería del software
DigSILENT Power Factory 15.2 (SEL421, ABB REL 670 y Siemens 7SA6), se evidenció
la importancia de identificar el tipo de polarización más adecuada para que el modelo
del relé determine la dirección de la falla sin ningún problema. La configuración que
traen los modelos de DIgSILENT por defecto en cuanto a la memoria de voltaje de
polarización es genérica, por lo que, para fallas que produzcan inversiones de tensión
Pág 194 de 220
en los puntos de medida de los TPs, se debe adaptar el modelo a las condiciones de
operación reales de los relés de protección del área de influencia.
A continuación se hace una breve descripción de los tipos de polarización con los que
cuentan los relés de protección numéricos:
•
La auto-polarización (self-polarisation) se determina con el cálculo simple de la
impedancia aparente: si la impedancia es vista en el primer cuadrante y alrededor,
dentro de la característica direccional, la dirección de la falla es hacia adelante; de
lo contrario, la falla es declarada en dirección reversa. Este método de polarización
tiene ciertas desventajas, pues ante fallas muy cercanas al TP, la tensión es muy
baja para obtener una medida confiable de impedancia, por lo que los relés no
determinan la dirección de la falla de manera confiable. Para líneas con
compensación serie, y considerando los TPs ubicados del lado de la línea protegida
(como en el caso de las líneas del área de influencia), este tipo de polarización
produciría disparos indeseados ante fallas en dirección reversa que produzcan
inversiones de tensión, pues con este tipo de polarización, el relé detectaría estas
fallas erróneamente hacia adelante.
•
La polarización cruzada utiliza el voltaje de línea de las fases sanas como voltaje de
polarización. Ante fallas desbalanceadas, la polarización cruzada permite
determinar de forma confiable la dirección incluso en casos donde se tiene voltaje
de falla nulo o cuando se presenta inversión de tensión en la fase o las fases
falladas, precisamente por esta característica de siempre usar una cantidad que no
se ve afectada por la falla y los fenómenos asociados a esta. El único problema
asociado a este método de polarización es que ante fallas trifásicas, no se tiene
voltaje sano alguno, por lo cual, ante este tipo de fallas, este método se
complementa con el uso del voltaje almacenado en la memoria del relé previamente
a la ocurrencia de la falla.
•
La memoria del voltaje de polarización es utilizada ante fallas trifásicas debido a
que ante este tipo de contingencia no se tiene ningún voltaje sano de referencia, por
lo tanto, el relé utiliza la tensión de prefalla almacenada en la memoria de voltaje
para su polarización e identificar de forma correcta la dirección en la cual ocurrió la
falla. El voltaje almacenado en la memoria de tensión sería un voltaje sano, por lo
que este método de polarización aún se considera como polarización cruzada.
Los relés de protección asociados a las líneas del área de influencia del estudio son
numéricos (SEL421, SIEMENS 7SA612 y ABB REL670), por lo que todos ellos cuentan
con el elemento de memoria de voltaje polarización, el cual garantizará la estabilidad de
las protecciones de distancia ante fallas externas que causen inversiones de tensión.
Los relés de protección asociados a las líneas Ancoa – Charrúa 1 y 2 a 500 kV son
SEL421, los cuales usan voltaje de secuencia positiva en la memoria de polarización, la
cual es adaptativa. El SEL421 usa normalmente voltaje de secuencia positiva con
memoria de corta o mediana duración, la cual se utiliza para fallas trifásicas en las
Pág 195 de 220
cuales el voltaje de falla no cae a cero. Cuando el relé detecta que la magnitud del
voltaje de secuencia positiva cae por debajo de cierto umbral, automáticamente cambia
a la memoria de polarización de larga duración.
La memoria de polarización de corta duración no está disponible cuando se habilita la
lógica
de
operación
para
líneas
con
compensación
serie
(Wordbit
ESERCMP = Y). Bajo esta condición, el relé utiliza por defecto la memoria de mediana
duración, y cambia automáticamente a la memoria de larga duración cuando detecta
una inversión de voltaje o la magnitud del voltaje de secuencia positiva cae por debajo
de cierto umbral. De esta forma, el uso de la memoria de larga duración permite que,
ante fallas que produzcan inversiones de tensión, la protección de distancia en los relés
SEL421 mantenga un buen nivel de seguridad hasta que la falla sea despejada por las
protecciones que deben operar en primer lugar.
Así, con base en lo anterior, se determinan los ajustes más adecuados para el elemento
de memoria de voltaje de polarización incluido en los modelos de los relés de la librería
de Digsilent Power Factory 15.2, en especial el correspondiente al SEL421 para el caso
de los dos circuitos Ancoa – Charrúa 500 kV.
Pág 196 de 220
500 kV ante falla trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV
desde el extremo de Alto Jahuel
Como se puede visualizar de la Figura 61, al implementar el método de polarización por
memoria de voltaje de polarización, el relé ubicado en el extremo de la subestación
Ancoa, correspondiente a la línea Ancoa – Charrua 1 a 500 kV opera adecuadamente
ante fallas trifásicas cercanas a la subestación Alto Jahuel 500 kV de la línea Alto
Jahuel – Lo Aguirre 500 kV, ya que identifica la falla en dirección reversa, y por ende, el
tiempo de operación para el despeje de falla corresponde al tiempo ajustado a la zona
reversa del relé permitiendo así mantener la selectividad dentro del esquema de
protección. Aquí es importante aclarar que la impedancia aparente no cambia debido a
que, para calcular esta, el relé sigue utilizando el voltaje de falla, y no el que almacena
en la memoria de polarización, el cual sólo se utiliza para determinar la dirección de la
falla.
Pág 197 de 220
11.1.2 Ajustes Recomendados
La operación correcta del elemento de memoria de voltaje de polarización en los relés
SEL421 ubicados en ambos extremos de los circuitos Ancoa – Charrúa 500 kV, ante
inversiones de voltaje causadas por fallas externas en las cuales existe la posibilidad de
que los relés detecten la dirección de la falla de forma errónea, depende de la
activación de la lógica de operación para líneas con compensación serie (Wordbit
ESERCMP = Y). Sin embargo, del análisis de la configuración actualmente
implementada en los relés SEL421 del extremo de Ancoa de los circuitos Ancoa –
Charrúa 500 kV, suministrada por ELECNOR, quien a su vez la recibió por parte de
TRANSELEC (propietario y operador de estos circuitos), dicha lógica se encuentra
deshabilitada (ESERCMP = N). Se recomienda su habilitación con el fin de evitar
operaciones no selectivas de las protecciones de distancia bajo las condiciones
señaladas anteriormente.
11.2 LÍNEAS DE TRANSIMISIÓN ANCOA – ALTO JAHUEL A 500 kV:
EVALUACIÓN DE OPERACIÓN NO SELECTIVA ANTE FALLAS EXTERNAS
POR INVERSIÓN DE TENSIÓN Y SOLUCIÓN PROPUESTA
Para los cuatro circuitos Ancoa – Alto Jahuel 500 kV se presenta, en apariencia, el
mismo problema ilustrado en la sección 11.1 para las líneas Ancoa – Charrúa 500 kV
por las inversiones de tensión que se presentan ante ciertas fallas externas a la línea
protegida, y que eventualmente, pueden causar que los relés de protección de distancia
en ambos extremos de la línea protegida que no está fallada, declaren la falla externa
en zona 2, iniciando así la operación no selectiva del esquema de teleprotección POTT.
Al igual que para los relés SEL421 asociados a las líneas Ancoa – Charrúa 500 kV, la
solución radica en validar que los relés que protegen estos circuitos cuenten con los
ajustes adecuados, y que en estos sea posible utilizar la memoria de polarización ante
inversiones de tensión asociadas a las compensaciones serie para garantizar la
operación segura de las protecciones.
Para los circuitos 1 y 2 se tienen relés de protección SIEMENS 7SA612, para los cuales
el principio de funcionamiento es similar al descrito en la sección 11.1 para los relés
SEL421, sólo que, para líneas con compensación serie, la duración de la memoria de
polarización puede alcanzar hasta 2 s para permitir incluso la operación de las
protecciones de respaldo ante condiciones de fallas externas que provoquen inversión
de voltaje en el relé. Adicionalmente, los relés SIEMENS 7SA612 cuentan con
compensación de frecuencia, en caso tal de que la frecuencia asociada al voltaje
Pág 198 de 220
almacenado en la memoria de polarización sea muy diferente a la nominal, pues esto
puede afectar los ángulos de la característica direccional.
Con el fin de garantizar un correcto desempeño de los relés SIEMENS 7SA612
instalados en los cirtuitos 1 y 2 Ancoa – Alto Jahuel 500 kV, se debe verificar que el
parámetro 1208 SER-COMP. esté ajustado en YES; de otra forma, no es posible
garantizar la correcta determinación de la dirección de la falla en caso de inversiones de
voltaje causadas por fallas más allá de la compensación serie. Ademas, se deben
analizar operaciones previas de las protecciones ante fallas en estos circuitos para
verificar su correcta operación ante estos eventos.
Ahora, para los circuitos 3 y 4, se tienen relés de protección ABB REL670, para los
cuales, en caso de proteger líneas con compensación serie, como es el caso, se utiliza
un criterio de medición de impedancia para controlar tanto la cantidad de polarización
como la memoria. Al igual que en los relés SEL421 y SIEMENS 7SA612, en la
memoria se guarda un voltaje de secuencia positiva, con una duración de 100 ms para
fallas trifásicas que producen una caída excesiva del voltaje de auto-polarización.
Durante estos 100 ms siguientes a la ocurrencia de la falla, los relés ABB REL670
determinan la dirección y la almacenan, pues según su algoritmo, su uso para tiempos
más largos se ve afectado por las variaciones de frecuencia que sufre el sistema
después de ocurrida la falla, lo que puede causar que el relé determine la dirección de
la falla de forma errónea. Es por esto que, ante fallas trifásicas con voltaje de autopolarización insuficiente o que produzcan inversiones de voltaje, el elemento direccional
se bloquea y utiliza la dirección que había almacenado hasta que la falla es despejada,
por lo que la determinación de la dirección es confiable hasta el tiempo que sea
necesario para que las protecciones de respaldo despejen la falla que produce la
inversión de voltaje.
Con el fin de garantizar un adecuado desempeño de la característica direccional ante
inversiones de voltaje, es necesario utilizar los bloques ZDSRDIR, ZMCPDIS y
ZMCAPDIS.
El bloque que determina la dirección de la falla en este caso (ZDSRDIR), debe tener el
parámetro OperationSC ajustado en SeriesComp, y adicionalmente, la medición
especial de impedancia que se utiliza para controlar el voltaje de polarización se ajusta
de forma independiente a las demás zonas de protección. El criterio de ajuste para este
elemento de control sólo debe cubrir, con cierto margen, la impedancia de falla más
grande que puede ser causada por la inversión de voltaje.
Pág 199 de 220
11.2.2 Ajustes Recomendados
De acuerdo con lo descrito anteriormente, se procede a recomendar los ajustes
correspondientes a los relés de protección de los cuatro circuitos Ancoa – Alto Jahuel
500 kV para garantizar la correcta operación de los elementos direccionales ante
inversiones de tensión.
11.2.2.1
Ajustes recomendados para los relés SIEMENS 7SA612 de los
circuitos 1 y 2 Ancoa – Alto Jahuel 500 kV
Con el fin de garantizar un correcto desempeño de los relés SIEMENS 7SA612
instalados en los cirtuitos 1 y 2 Ancoa – Alto Jahuel 500 kV, en cuanto a la
determinación de la dirección de la falla ante inversiones de voltaje, se debe verificar
que el parámetro 1208 SER-COMP. esté ajustado en YES; de otra forma, no es posible
garantizar la correcta determinación de la dirección de la falla en caso de inversiones de
voltaje causadas por fallas más allá de la compensación serie.
11.3 LÍNEAS DE TRANSIMISIÓN ALTO JAHUEL – LO AGUIRRE Y ALTO JAHUEL
– POLPAICO A 500 kV: EVALUACIÓN DEL PROBLEMA DE TRASLAPES DE
ZONAS 2 ANTE AUSENCIA DE ENLACES DE COMUNICACIÓN EN LA LÍNEA
Y SOLUCIÓN PROPUESTA
Una vez cargados los ajustes de la función distancia para la protección de la línea
Alto Jahuel – Lo Aguirre a 500 kV en el modelo de la librería de DigSILENT Power
Factory 15.2 para cada uno de sus extremos, se procedió a verificar la correcta
detección de fallas en cada una de las zonas ajustadas dentro del esquema de
protección.
distancia ante pérdida del sistema de comunicación correspondiente a la línea Alto
Jahuel – Lo Aguirre 500 kV, en la Figura 60 se visualiza que, para una falla trifásica
franca al 5% desde el extremo de la subestación Alto Jahuel, el relé ubicado en este
extremo detecta la falla en zona 2 con un tiempo de operación de 0.410 s, presentando
una operación adecuada; sin embargo, se evidencia que la selectividad del esquema de
protección se ve afectada, pues las protecciones adyacentes no conservan el tiempo
mínimo de operación entre curvas recomendado por la normatividad aplicable, el cual
equivale a 300 ms, donde los tiempos de operación correspondientes a los relés de los
extremos remotos asociados a las subestaciones Ancoa 500 kV de los circuitos Ancoa –
Alto Jahuel, y Charrúa 500 kV de los circuitos Charrúa – Ancoa, equivalen a 0.521 s y
0.515 s respectivamente, aislando así una mayor porción del sistema de forma no
selectiva. Lo anterior quiere decir que, para la falla descrita y otras de similar impacto, y
Pág 200 de 220
en ausencia de enlaces de comunicación en la línea en falla, lo cual inhabilitaría los
esquemas de protección diferencial y de teleprotección, se presentaría un traslape de
zonas que causaría el disparo simultáneo y no selectivo de las líneas Ancoa – Alto
Jahuel 500 kV y Charrúa – Ancoa 500 kV.
Figura 62. Curvas de operación función 21 y 21N de la línea Alto Jahuel – Lo
Aguirre a 500 kV ante falla trifásica franca al 5% de la línea desde el extremo de
Alto Jahuel
Este es un problema que existe desde antes que entren en servicio los circuitos Ancoa
– Alto Jahuel C3 y C4 a 500 kV, si bien es cierto que con la entrada de dichos circuitos,
las zonas en las que pueden ocurrir traslapes de zonas 2 son más amplias, pero con
probabilidades de falla más bajas por simultaneidad de tener los dos esquemas de
teleprotección fuera de servicio para la línea fallada (se comparten las señales de
teleprotección en ambos canales) y las mismas consecuencias por disparos no
selectivos. A continuación se describen algunos ejemplos de traslapes de zona 2 para
condiciones de operación anteriores a la entrada en servicio de los circuitos Ancoa –
Alto Jahuel C3 y C4.
Pág 201 de 220
Caso a. Los circuitos Ancoa – Alto Jahuel C3 y C4 y Ancoa – Charrúa L1 a 500 kV
fuera de servicio, con el fin de validar que este fenómeno es un problema existente y
sistémico del área:
• Falla trifásica franca en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre al 5% desde el extremo de
la subestación Alto Jahuel 500 kV
• Falla trifásica franca y monofásica con impedancia de falla igual a 25 Ω en la línea
Alto Jahuel – Polpaico al 4% desde el extremo de la subestación Alto Jahuel
500 kV.
La Figura 63 y la Figura 64 muestran los tiempos de operación de zona 2 con
400 ms y 500 ms respectivamente, donde el esquema de protección no conserva un
paso mínimo de coordinación de 300 ms como lo exige el artículo
5-45 de la NTSyCS_Dic15, afectando así la selectividad del esquema de protección
y evidenciando el problema de segunda adyacencia.
Pág 202 de 220
Figura 63. Falla trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV
desde el extremo de la Subestación Alto Jahuel 500 kV.
Pág 203 de 220
Figura 64. Falla trifásica franca al 4% en la línea Alto Jahuel – Polpaico 500 kV
Caso b. Los circuitos Ancoa – Alto Jahuel C3 y C4 a 500 kV fuera de servicio, con el fin
de validar que este fenómeno es un problema existente y sistémico del área:
• Falla trifásica franca o monofásica con impedancia de falla igual a 25 Ω en la línea
Alto Jahuel – Lo al 5% desde el extremo de la subestación Alto Jahuel 500 kV
• Falla trifásica franca y monofásica con impedancia de falla igual a 25 Ω en la línea
Alto Jahuel – Polpaico al 5% desde el extremo de la subestación Alto Jahuel 500 kV
La Figura 65, Figura 66, Figura 67 y la Figura 68 muestran Los tiempos de
operación de zona 2 con 400 ms y 500 ms respectivamente, donde el esquema de
protección no conserva un paso mínimo de coordinación de 300 ms como lo exige
el artículo 5-45 de la NTSyCS_Dic15, afectando así la selectividad del esquema de
protección y evidenciando el problema de primera adyacencia.
Pág 204 de 220
-60,0
-45,0
-30,0
-15,0
21/21N 7SD52 AJAHUEL-LOAGU
Zone (1): Polarizing Z1
Zl A 0,766 pri.Ohm 85,07°
Zl B 0,766 pri.Ohm 85,07°
Zl C 0,766 pri.Ohm 85,07°
Faulttype: ABC (Starting)
Tripping Time: 0,41 s
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
150,
150,
30,0
100,
100,
15,0
50,0
50,0
15,0
[pri.Ohm]
-200,
-150,
-100,
-50,0
7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
Zl A 85,94 pri.Ohm 84,63°
Zl B 85,94 pri.Ohm 84,63°
Zl C 85,94 pri.Ohm 84,63°
Fault Type: ABC (Starting)
-15,0
-30,0
-45,0
50,0
-25,0
-150,
-100,
-50,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Zl A 75,918 pri.Ohm 84,59°
Zl B 75,918 pri.Ohm 84,59°
Zl C 75,918 pri.Ohm 84,59°
-100,
50,0
-100,
-200,
Anc\Cub_0.7(1)\7SA61 - 87L/21/21N/67N
TIERRA ALTO JAHUEL C1
240,
240,
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
75,0
180,
180,
50,0
120,
120,
25,0
60,0
60,0
25,0
[pri.Ohm]
-25,0
-50,0
-75,0
-240,
-180,
-120,
-60,0
7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
Z A 85,94 pri.Ohm 84,63°
Z B 85,94 pri.Ohm 84,63°
Z C 85,94 pri.Ohm 84,63°
Zone (> 1): Polarizing Z1b-Z2-Z5
Z A 85,94 pri.Ohm 84,63°
Z B 85,94 pri.Ohm 84,63°
Z C 85,94 pri.Ohm 84,63°
-100,
AJah\52K2\21/21N 7SD52 AJAHUEL-LOAGU
[pri.Ohm]
-50,0
-150,
-200,
TIERRA LO AGUIRRE
-50,0
-200,
Anc\52K1\7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
100,
-75,0
[pri.Ohm]
-50,0
-150,
-60,0
-100,
200,
45,0
Z A 0,766 pri.Ohm 85,07°
Z B 0,766 pri.Ohm 85,07°
Z C 0,766 pri.Ohm 85,07°
Z A 0,766 pri.Ohm 85,07°
Z B 0,766 pri.Ohm 85,07°
Z C 0,766 pri.Ohm 85,07°
Faulttype: ABC (Starting)
FASES ALTO JAHUEL C2
200,
DIgSILENT
FASES LO AGUIRRE
60,0
60,0
[pri.Ohm]
-60,0
-120,
-180,
-240,
Anc\52K1\7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
-240,
-180,
-120,
-60,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Z A 75,918 pri.Ohm 84,59°
Z B 75,918 pri.Ohm 84,59°
Z C 75,918 pri.Ohm 84,59°
Z A 75,918 pri.Ohm 84,59°
Z B 75,918 pri.Ohm 84,59°
Z C 75,918 pri.Ohm 84,59°
60,0
[pri.Ohm]
-60,0
-120,
-180,
-240,
Anc\Cub_0.7(1)\7SA61 - 87L/21/21N/67N
Figura 65. Falla trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV
Pág 205 de 220
-60,0
-45,0
-30,0
-15,0
Zl A 50,67 pri.Ohm 60,19°
Zl B 731,272 pri.Ohm -4,76°
Zl C 68,118 pri.Ohm -13,06°
Faulttype: A (Starting)
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
150,
150,
30,0
100,
100,
15,0
50,0
50,0
15,0
[pri.Ohm]
-200,
-150,
-100,
-50,0
7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
Zl A 213,454 pri.Ohm 50,3°
Zl B 381,336 pri.Ohm 6,56°
Zl C 173,437 pri.Ohm 11,41°
Fault Type: A (Starting)
-15,0
-30,0
50,0
-150,
-60,0
-200,
-50,0
-25,0
-200,
-150,
-100,
-50,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Zl A 184,764 pri.Ohm 49,39°
Zl B 319,7 pri.Ohm 3,17°
Zl C 145,341 pri.Ohm 10,72°
-100,
50,0
-100,
-200,
Anc\Cub_0.7(1)\7SA61 - 87L/21/21N/67N
240,
240,
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
75,0
180,
180,
50,0
120,
120,
25,0
60,0
60,0
25,0
[pri.Ohm]
-25,0
-50,0
-75,0
-240,
-180,
-120,
-60,0
7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
Z A 115,682 pri.Ohm 33,33°
Z B 409,667 pri.Ohm -4,19°
Z C 412,02 pri.Ohm 16,93°
Z A 115,682 pri.Ohm 33,33°
Z B 409,667 pri.Ohm -4,19°
Z C 412,02 pri.Ohm 16,93°
-100,
[pri.Ohm]
-50,0
-150,
Anc\52K1\7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
TIERRA LO AGUIRRE
-75,0
[pri.Ohm]
-50,0
-45,0
100,
-100,
200,
45,0
Z A 13,998 pri.Ohm 2,32°
Z B 52,688 pri.Ohm -78,1°
Z C 44,19 pri.Ohm 150,°
Z A 15,035 pri.Ohm 2,25°
Z B 63,54 pri.Ohm -78,1°
Z C 52,107 pri.Ohm 148,2°
Faulttype: A (Starting)
200,
DIgSILENT
FASES LO AGUIRRE
60,0
60,0
[pri.Ohm]
-60,0
-120,
-180,
-240,
Anc\52K1\7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
-240,
-180,
-120,
-60,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Z A 98,862 pri.Ohm 33,21°
Z B 344,222 pri.Ohm -6,41°
Z C 342,081 pri.Ohm 12,78°
Z A 98,862 pri.Ohm 33,21°
Z B 344,222 pri.Ohm -6,41°
Z C 342,081 pri.Ohm 12,78°
60,0
[pri.Ohm]
-60,0
-120,
-180,
-240,
Anc\Cub_0.7(1)\7SA61 - 87L/21/21N/67N
Figura 66. Falla monofásica de 25 Ω al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500
kV desde el extremo de la Subestación Alto Jahuel 500 kV.
Pág 206 de 220
-120,
-90,0
-60,0
-30,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Zl A 0,82 pri.Ohm 85,07°
Zl B 0,82 pri.Ohm 85,07°
Zl C 0,82 pri.Ohm 85,07°
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
150,
150,
60,0
100,
100,
30,0
50,0
50,0
30,0
[pri.Ohm]
-200,
-150,
-100,
-50,0
7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
Zl A 86,155 pri.Ohm 84,59°
Zl B 86,155 pri.Ohm 84,59°
Zl C 86,155 pri.Ohm 84,59°
-30,0
-60,0
50,0
-120,
-50,0
-150,
-100,
-50,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Zl A 76,101 pri.Ohm 84,55°
Zl B 76,101 pri.Ohm 84,55°
Zl C 76,101 pri.Ohm 84,55°
-100,
50,0
-100,
-200,
Anc\Cub_0.7(1)\7SA61 - 87L/21/21N/67N
240,
240,
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
150,
180,
180,
100,
120,
120,
50,0
60,0
60,0
50,0
[pri.Ohm]
-50,0
-100,
-150,
-240,
-180,
-120,
-60,0
7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
Z A 86,155 pri.Ohm 84,59°
Z B 86,155 pri.Ohm 84,59°
Z C 86,155 pri.Ohm 84,59°
Z A 86,155 pri.Ohm 84,59°
Z B 86,155 pri.Ohm 84,59°
Z C 86,155 pri.Ohm 84,59°
-200,
AJah\Cub_10.5\7SA61 - 87L/21/21N/67N
[pri.Ohm]
-50,0
-150,
-200,
TIERRA POLPAICO
-100,
-200,
Anc\52K1\7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
200,
-150,
[pri.Ohm]
-50,0
-150,
AJah\Cub_10.5\7SA61 - 87L/21/21N/67N
-200,
200,
90,0
-90,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Z A 0,82 pri.Ohm 85,07°
Z B 0,82 pri.Ohm 85,07°
Z C 0,82 pri.Ohm 85,07°
Z A 0,82 pri.Ohm 85,07°
Z B 0,82 pri.Ohm 85,07°
Z C 0,82 pri.Ohm 85,07°
200,
60,0
[pri.Ohm]
-60,0
-120,
-180,
-240,
Anc\52K1\7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
-240,
-180,
-120,
-60,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Z A 76,101 pri.Ohm 84,55°
Z B 76,101 pri.Ohm 84,55°
Z C 76,101 pri.Ohm 84,55°
Z A 76,101 pri.Ohm 84,55°
Z B 76,101 pri.Ohm 84,55°
Z C 76,101 pri.Ohm 84,55°
60,0
[pri.Ohm]
-60,0
-120,
-180,
-240,
Anc\Cub_0.7(1)\7SA61 - 87L/21/21N/67N
Figura 67. Falla trifásica franca al 5% en la línea Alto Jahuel – Polpaico 500 kV
Pág 207 de 220
DIgSILENT
FASES POLPAICO
120,
-120,
-90,0
-60,0
-30,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Zl A 51,502 pri.Ohm 61,57°
Zl B 1023,862 pri.Ohm -9,83°
Zl C 70,015 pri.Ohm -13,22°
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
150,
150,
60,0
100,
100,
30,0
50,0
50,0
30,0
[pri.Ohm]
-200,
-150,
-100,
-50,0
7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
Zl A 214,012 pri.Ohm 50,3°
Zl B 381,347 pri.Ohm 6,56°
Zl C 173,7 pri.Ohm 11,48°
-30,0
-60,0
-90,0
50,0
-50,0
-150,
-100,
-50,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Zl A 185,254 pri.Ohm 49,39°
Zl B 319,709 pri.Ohm 3,18°
Zl C 145,571 pri.Ohm 10,78°
-100,
50,0
-100,
-200,
Anc\Cub_0.7(1)\7SA61 - 87L/21/21N/67N
240,
240,
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
[pri.Ohm]
150,
180,
180,
100,
120,
120,
50,0
60,0
60,0
50,0
[pri.Ohm]
-50,0
-100,
-150,
-240,
-180,
-120,
-60,0
7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
Z A 115,888 pri.Ohm 33,42°
Z B 408,974 pri.Ohm -4,27°
Z C 412,951 pri.Ohm 16,95°
Z A 115,888 pri.Ohm 33,42°
Z B 408,974 pri.Ohm -4,27°
Z C 412,951 pri.Ohm 16,95°
-200,
AJah\Cub_10.5\7SA61 - 87L/21/21N/67N
[pri.Ohm]
-50,0
-150,
-200,
TIERRA POLPAICO
-100,
-200,
Anc\52K1\7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
200,
-150,
[pri.Ohm]
-50,0
-150,
-120,
-200,
200,
90,0
AJah\Cub_10.5\7SA61 - 87L/21/21N/67N
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Z A 13,723 pri.Ohm 2,49°
Z B 37,964 pri.Ohm -75,79°
Z C 39,056 pri.Ohm 158,27°
Z A 13,723 pri.Ohm 2,49°
Z B 37,964 pri.Ohm -75,79°
Z C 39,056 pri.Ohm 158,27°
200,
60,0
[pri.Ohm]
-60,0
-120,
-180,
-240,
Anc\52K1\7SA6 - 87L/21/21N/67/67N
-240,
-180,
-120,
-60,0
7SA61 - 87L/21/21N/67N
Z A 99,043 pri.Ohm 33,3°
Z B 343,637 pri.Ohm -6,48°
Z C 342,851 pri.Ohm 12,78°
Z A 99,043 pri.Ohm 33,3°
Z B 343,637 pri.Ohm -6,48°
Z C 342,851 pri.Ohm 12,78°
60,0
[pri.Ohm]
-60,0
-120,
-180,
-240,
Anc\Cub_0.7(1)\7SA61 - 87L/21/21N/67N
Figura 68. Falla monofásica de 25 Ω al 5% en la línea Alto Jahuel – Lo Aguirre 500
kV desde el extremo de la Subestación Alto Jahuel 500 kV.
Ahora, dado que no se tiene zona 1 habilitada en ninguna de las líneas del área de
influencia, el problema de traslapes de zonas 2 ante pérdida simultánea de los canales
de comunicación, y por ende, de los esquemas 87L, 85A y 85C, está presente desde el
mismo momento en el cual se tienen dos circuitos paralelos, toda vez que ante fallas
cercanas a Alto Jahuel 500 kV en cualquiera de los circuitos, la función de distancia de
todos los circuitos en el extremo de Ancoa 500 kV detectarán dicha falla en zona 2. Lo
mismo ocurre para los circuitos Ancoa – Charrúa 500 kV, al ser paralelos y no disponer
de zona 1 para despejar de forma selectiva la falla y desenganchar el arranque por
zona 2 del extremo remoto en ambos circuitos.
De esta forma, tal y como se encuentra el sistema de protecciones de los circuitos
existentes antes de la entrada en servicio de la línea Ancoa – Alto Jahuel C4 500 kV, se
identifica entonces un problema a nivel sistémico que no ha sido resuelto. Dada la
redundancia en los canales de comunicación que conforman los esquemas de
teleprotección de las líneas del área de influencia, el problema de selectividad descrito
anteriormente es de muy baja probabilidad de ocurrencia; sin embargo, la práctica que
Pág 208 de 220
DIgSILENT
FASES POLPAICO
120,
se utiliza actualmente para evitar dichas operaciones no selectivas y garantizar el
cumplimiento de la normatividad del sistema chileno, es sacar la línea de servicio
cuando se pierden simultáneamente todos los canales de comunicación. Esta será la
práctica a seguir con la línea Ancoa – Charrúa C4 500 kV mientras se discuten las
alternativas para solucionar el problema de selectividad debido a los traslapes de zonas
2. Este estudio presentará en la sección 12 diferentes propuestas de solución a dicho
problema, las cuales, al involucrar a más de un ente coordinado, deberán discutirse en
conjunto con el CDEC-SIC para formar consenso sobre la alternativa a seguir y
establecer una hoja de ruta para su implementación en los circuitos del área de
influencia del presente estudio.
No obstante lo anterior, es importante aclarar que, en lo que respecta a los circuitos C3
y C4 de Ancoa – Alto Jahuel 500kV, operados por CELEO Redes, el sistema de
protecciones implementado en ambos casos cumple con el Artículo 3-23 de la Norma
Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, el cual establece que “cada circuito debe
contar con un doble esquema de protecciones redundante y dedicado para cada
instalación… 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“. Entonces, dado que en los circuitos
C3 y C4 de Ancoa – Alto Jahuel 500kV, operados por CELEO Redes, se cuenta con
canales de comunicación independientes (uno de fibra óptica para la 87L, por el cual
también se envían las señales permisivas del esquema 85A y 85C; y otro de onda
portadora por el cual también se envían los permisivos del esquema 85A y 85C),
además de tener implementados los esquemas 85A y 85C en ambos sistemas de
protección (relés ABB RED670 y REL670), se cumple a cabalidad lo exigido por la
normatividad vigente ante el problema de selectividad identificado.
11.4 LÍNEAS DE TRANSIMISIÓN ANCOA – CHARRÚA 1 Y 2 A 500 kV:
EVALUACIÓN DEL PROBLEMA DE TRASLAPES DE ZONAS 2 ANTE
AUSENCIA DE ENLACES DE COMUNICACIÓN EN LA LÍNEA Y SOLUCIÓN
PROPUESTA
Una vez cargados los ajustes de la función distancia para la protección de la línea
Ancoa – Charrúa 1 a 500 kV en el modelo de la librería de DigSILENT Power Factory
Pág 209 de 220
15.2 para cada uno de sus extremos, se procedió a verificar la correcta detección de
fallas en cada una de las zonas ajustadas dentro del esquema de protección.
distancia ante pérdida del sistema de comunicación correspondiente a la línea Ancoa –
Charrúa 1 500 kV, en la Figura 69 se visualiza que, para una falla trifásica franca al 45%
desde el extremo de la subestación Ancoa, el relé ubicado en este extremo detecta la
falla en zona 2 con un tiempo de operación de 0.515 s, presentando una operación
adecuada; sin embargo, se evidencia que la selectividad del esquema de protección se
ve afectada, pues las protecciones adyacentes no conservan el tiempo mínimo de
operación entre curvas recomendado por la normatividad aplicable, el cual equivale a
200 ms, donde los tiempos de operación correspondientes a los relés de los extremos
remotos asociados a las subestaciones Alto Jahuel 500 kV de los circuitos Alto Jahuel –
Ancoa, y Polpaico 500 kV del circuito Polpaico – Alto Jahuel 500 kV, equivalen a
0.521 s y 0.410 s respectivamente, aislando así una mayor porción del sistema de
forma errónea. Lo anterior quiere decir que, para la falla descrita y otras de similar
impacto, y en ausencia de enlaces de comunicación en la línea en falla, lo cual
inhabilitaría los esquemas de protección diferencial y de teleprotección, se presentaría
un traslape de zonas que causaría el disparo simultáneo y no selectivo de las líneas
Alto Jahuel – Ancoa 500 kV y Polpaico – Alto Jahuel 500 kV.
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500 kV ante falla trifásica franca al 45% de la línea desde el extremo de Ancoa
influencia, el problema de traslapes de zonas 2 ante pérdida simultánea de los canales
de comunicación, y por ende, de los esquemas 87L, 85A y 85C, está presente desde el
mismo momento en el cual se tienen dos circuitos paralelos, toda vez que ante fallas
cercanas a Alto Jahuel 500 kV en cualquiera de los circuitos, la función de distancia de
todos los circuitos en el extremo de Ancoa 500 kV detectarán dicha falla en zona 2. Lo
mismo ocurre para los circuitos Ancoa – Charrúa 500 kV, al ser paralelos y no disponer
de zona 1 para despejar de forma selectiva la falla y desenganchar el arranque por
zona 2 del extremo remoto en ambos circuitos.
existentes antes de la entrada en servicio de la línea Ancoa – Alto Jahuel C4 500 kV, se
identifica entonces un problema a nivel sistémico que no ha sido resuelto. Dada la
redundancia en los canales de comunicación que conforman los esquemas de
teleprotección de las líneas del área de influencia, el problema de selectividad descrito
anteriormente es de muy baja probabilidad de ocurrencia; sin embargo, la práctica que
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se utiliza actualmente para evitar dichas operaciones no selectivas y garantizar el
cumplimiento de la normatividad del sistema chileno, es sacar la línea de servicio
cuando se pierden simultáneamente todos los canales de comunicación. Esta será la
práctica a seguir con la línea Ancoa – Charrúa C4 500 kV mientras se discuten las
alternativas para solucionar el problema de selectividad debido a los traslapes de zonas
2. Este estudio presentará en la sección 12 diferentes propuestas de solución a dicho
problema, las cuales, al involucrar a más de un ente coordinado, deberán discutirse en
conjunto con el CDEC-SIC para formar consenso sobre la alternativa a seguir y
establecer una hoja de ruta para su implementación en los circuitos del área de
influencia del presente estudio.
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12
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
1. Se realizó el ajuste y la verificación de la adecuada operación de las protecciones
del circuito 4 de la línea Ancoa - Alto Jahuel 500 kV, las cuales corresponden a relés
ABB RED670 y REL670, a partir de los criterios de ajuste recomendados en el
numeral 9.
2. La función distancia fue ajustada teniendo en cuenta los criterios recomendados en
el numeral 9.1.2. Para el ajuste de la zona 3 de esta función se consideró la
impedancia en paralelo entre la unidad T1 (existente) y T2 (autotransformador
nuevo, considerando las mismas características de T1).
3. Se ajustó la función de sobrecorriente direccional residual 67N en los extremos Alto
Jahuel y Ancoa 500 kV, considerando los criterios indicados en el numeral 9.1.4 y
los ajustes actuales de las líneas adyacentes. Se observó en cada caso, tiempos de
operación superiores a los ajustados para la zona 2 de las líneas (tiempos de
respaldo). En el Anexo 3 se presentan las curvas de operación de la función de
sobrecorriente residual direccional para los relés ABB RED670 y REL670, para
varias fallas en la línea.
4. Se presentaron ajustes para otras funciones de protección como oscilación de
potencia, recierre, falla interruptor y sobrecorriente de emergencia, teniendo en
cuenta los criterios definidos en este documento y las recomendaciones del
fabricante de los relés. Estas funciones adicionales complementan el esquema de
protección a implementar en el C4 Ancoa – Alto Jahuel a 500 kV. En el Anexo 4 se
presentan las curvas de operación de la función de sobrecorriente de emergencia
(51B/51BN) para fallas en la línea protegida.
5. Para mejorar la coordinación entre las protecciones de las líneas y de los
transformadores en las subestaciones Ancoa y Alto Jahuel a nivel de 500 kV y
230 kV, se recomienda a TRANSELEC evaluar la posibilidad de habilitar etapas de
tiempo definido, tomando como criterio de ajuste para la corriente de arranque, el
70% de la corriente de cortocircuito mínima (Dda Baja Verano-Caso 2) en bujes de
cada transformador, como se muestra en la Tabla 77, para garantizar que solo se
presente operación de la función de sobrecorriente ante fallas en bornes del
transformador.
Tabla 77. Ajuste recomendado etapa 50 Transformadores SE Ancoa y A. Jahuel
Corriente de cortocircuito [kA]
Falla en bujes
Ajuste I50 [Apri]
Temporización [s]
8.337
5836
0.250
8.902
9.140
6231
0.250
TR Alto Jahuel 500 kV
9.198
9.250
6439
0.250
TR Alto Jahuel 220 kV
15.830
19.419
11081
0.250
Trifásica
Monofásica
ATR Ancoa 500 kV
9.588
ATR Ancoa 220 kV
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6. Se ajustó la función diferencial de los reactores de la línea Ancoa - Alto Jahuel C4
en ambos extremos, considerando los criterios recomendados en el numeral 9.2. En
el numeral 10.3 se observó una correcta operación de la protección RET670.
7. En el Anexo 1 se presentan las plantillas con la parametrización de las funciones de
protección de los relés ABB RED670, REL670, RET670 y REC670 en las
subestaciones Ancoa y Alto Jahuel 500 kV, con base en los ajustes recomendados
en este documento.
8. Con la entrada en operación el circuito Ancoa-Alto Jahuel C4, se recomienda llevar a
cabo la homologación de ajustes actuales en el circuito C3 con los ajustes
recomendados en este documento para el circuito C4, ya que ambos circuitos tienen
características similares y comparten la misma estructura en su recorrido entre las
subestaciones Ancoa y Alto Jahuel 500 kV. En particular, funciones como 87L,
21/21N y localizador de fallas, deben ser homologadas en ambos circuitos a partir
de las recomendaciones de este estudio para el circuito C4. Estos cambios se
recomendaron considerando que los ajustes propuestos están basados en la nueva
topología del corredor a 500 kV que considera el acople mutuo entre los dos
circuitos mencionados y la entrada en operación de nuevos proyectos al sistema (SE
Lo Aguirre, transformador 750 MVA en la SE Ancoa).
9. Se identificaron fallas en las cuales existe el riesgo de iniciar disparos acelerados en
líneas no falladas por acción del esquema de teleprotección POTT; sin embargo,
para todos estos casos, dado que la raíz del problema es la inversión de tensión que
se produce por efecto de la falla en relés de protección asociados a líneas no
falladas, se garantiza la operación correcta de las protecciones siempre y cuando se
sigan las recomendaciones de ajuste del estudio para los relés asociados a líneas
con compensación serie incluidas en el área de influencia del estudio (los dos
circuitos Ancoa – Charrúa 500 kV y los cuatro circuitos Ancoa – Alto Jahuel
500 kV). Las recomendaciones están orientadas al adecuado uso de la memoria de
voltaje de polarización para este tipo de líneas.
10. La operación correcta del elemento de memoria de voltaje de polarización en los
relés SEL421 ubicados en ambos extremos de los circuitos Ancoa – Charrúa
500 kV, ante inversiones de voltaje causadas por fallas externas en las cuales existe
la posibilidad de que los relés detecten la dirección de la falla de forma errónea,
depende de la activación de la lógica de operación para líneas con compensación
serie (Wordbit ESERCMP = Y). Sin embargo, del análisis de la configuración
actualmente implementada en los relés SEL421 del extremo de Ancoa de los
circuitos Ancoa – Charrúa 500 kV, suministrada por ELECNOR, quien a su vez la
recibió por parte de TRANSELEC (propietario y operador de estos circuitos), dicha
lógica se encuentra deshabilitada (ESERCMP = N). Se recomienda su habilitación
con el fin de evitar operaciones no selectivas de las protecciones de distancia bajo
las condiciones señaladas anteriormente.
11. Con el fin de garantizar un correcto desempeño de los relés SIEMENS 7SA612
instalados en los cirtuitos 1 y 2 Ancoa – Alto Jahuel 500 kV, se debe verificar que el
parámetro 1208 SER-COMP. esté ajustado en YES; de otra forma, no es posible
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garantizar la correcta determinación de la dirección de la falla en caso de
inversiones de voltaje causadas por fallas más allá de la compensación
serie. Ademas, se deben analizar operaciones previas de las protecciones ante
fallas en estos circuitos para verificar su correcta operación ante estos eventos.
12. Se realizaron pruebas de inyección secundaria usando archivos COMTRADE a
partir de simulaciones transitorias en DIgSILENT con el fin de validar el
comportamiento de los algoritmos especiales de los relés del área de influencia ante
los fenómenos que afectan las protecciones de líneas con compensación serie. Los
resultados de dichas pruebas validan los modelos de los relés de protección
ajustados en DIgSILENT Power Factory 15.2 para este estudio, así como el análisis
de los fenómenos de inversión de corriente y de voltaje, y las recomendaciones
derivadas de dicho análisis. Los resultados de estas pruebas se presentan en el
Anexo 7.
13. Se detectó que, para ciertas fallas en los circuitos Alto Jahuel – Polpaico 500 kV y
Alto Jahuel – Lo Aguirre 500 kV, y en ausencia de enlaces de comunicación en la
línea en falla, lo cual inhabilitaría los esquemas de protección diferencial y de
teleprotección POTT, se presentaría un traslape de zonas 2 que causaría el disparo
simultáneo y no selectivo de las líneas Ancoa – Alto Jahuel 500 kV y Charrúa –
Ancoa 500 kV. Este problema se presenta incluso en relés adyacentes que no se
ven afectados por la inversión de voltaje ante estas fallas.
influencia, el problema de traslapes de zonas 2 ante pérdida simultánea de los
canales de comunicación, y por ende, de los esquemas 87L, 85A y 85C, está
presente desde el mismo momento en el cual se tienen dos circuitos paralelos, toda
vez que ante fallas cercanas a Alto Jahuel 500 kV en cualquiera de los circuitos, la
función de distancia de todos los circuitos en el extremo de Ancoa 500 kV detectarán
dicha falla en zona 2. Lo mismo ocurre para los circuitos Ancoa – Charrúa 500 kV,
al ser paralelos y no disponer de zona 1 para despejar de forma selectiva la falla y
desenganchar el arranque por zona 2 del extremo remoto en ambos circuitos.
existentes antes de la entrada en servicio de la línea Ancoa – Alto Jahuel C4 500 kV,
se identifica entonces un problema a nivel sistémico que no ha sido resuelto. Dada
la redundancia en los canales de comunicación que conforman los esquemas de
teleprotección de las líneas del área de influencia, el problema de selectividad
descrito anteriormente es de muy baja probabilidad de ocurrencia; sin embargo, la
práctica que se utiliza actualmente para evitar dichas operaciones no selectivas y
garantizar el cumplimiento de la normatividad del sistema chileno, es sacar la línea
de servicio cuando se pierden simultáneamente todos los canales de
comunicación. Esta será la práctica a seguir con la línea Ancoa – Charrúa C4
500 kV mientras se discuten las alternativas para solucionar el problema de
selectividad debido a los traslapes de zonas 2.
No obstante lo anterior, es importante aclarar que, en lo que respecta a los circuitos
C3 y C4 de Ancoa – Alto Jahuel 500kV, operados por CELEO Redes, el sistema de
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protecciones implementado en ambos casos cumple con el Artículo 3-23 de la
Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, el cual establece que “cada
circuito debe contar con un doble esquema de protecciones redundante y dedicado
para cada instalación… 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“. Entonces, dado que en los circuitos C3 y C4 de Ancoa – Alto
Jahuel 500kV, operados por CELEO Redes, se cuenta con canales de comunicación
independientes (uno de fibra óptica para la 87L, por el cual también se envían las
señales permisivas del esquema 85A y 85C; y otro de onda portadora por el cual
también se envían los permisivos del esquema 85A y 85C), además de tener
implementados los esquemas 85A y 85C en ambos sistemas de protección (relés
ABB RED670 y REL670), se cumple a cabalidad lo exigido por la normatividad
vigente ante el problema de selectividad identificado.
14. Para solucionar el problema del punto anterior se plantean las siguientes
alternativas, las cuales, al involucrar a más de un ente Coordinado (CELEO Redes y
TRANSELEC), deberán discutirse en conjunto con el CDEC-SIC para formar
consenso sobre la alternativa a seguir y establecer una hoja de ruta para su
implementación en los circuitos del área de influencia del presente estudio.
I.
Mantener el sistema actual sin cambiar las temporizaciones de las zonas 2 de
las funciones de impedancia de todos los relés del área y mantener los tiempos
de zona 2 del estudio de 500 ms, dado que esta coordinación está basada en
una contingencia N-2 consistente con la pérdida simultánea de los dos
esquemas de teleprotección 87L y POTT en la línea fallada, quedando fuera de
las exigencias de la NTSyCS_Dic15.
En caso de pérdida simultáneamente de los dos esquemas de teleprotección,
será a discreción del CEDEC SIC sacar de operación la línea.
Puede observarse que esta probabilidad de ocurrencia es muy baja ya que
requiere que simultáneamente los dos esquemas de teleprotección estén fuera
de servicio para la línea fallada. Con el fin de minimizar este evento N-2, el
esquema de teleprotecciones POTT & 67NCD así como la señal de disparo
transferido del 50BF, fueron implementados en las dos protecciones de línea y
sus respectivas señales de teleprotección se enviaron redundantemente
utilizando los dos canales disponibles (fibra óptica y portadora).
La interpretación hecha a este articulo Artículo 3-23, numeral a-I de la
NTSyCS_Dic15, permite concluir que el proyecto de las líneas No. 3 y 4 entre
Ancoa – Alto Jahuel, cumple con este requerimiento de norma, debido a que la
línea ya tiene implementado un segundo canal independiente con
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disponibilidades mayores del 99,95% y que además es confirmado por la
práctica actual del sistema de 500 kV, en el cual ya se presentaban traslapes y
en la actualidad no existe una medida remedial, premisa que fue la base de las
versiones originales del EAP.
II.
Uso de grupos de ajuste con cambio automático o manual del grupo ante la
pérdida simultánea de los esquemas de teleprotección de la línea fallada (87L,
85A y 85C). Sólo la línea fallada tendría una reducción en la temporización de
la zona 2 para cumplir con el paso de coordinación requerido por la
normatividad chilena, o en el caso de las líneas que salen de la subestación
Alto Jahuel 500 kV hacia Polpaico y Lo Aguirre, la activación de la zona 1 sin
temporización de 0 ms.
•
Esta alternativa de cambio de grupos de ajuste, requiere ingeniería adicional,
cableado, y tiempo para su implementación en todos los coordinados del área
impactada.
•
Esta alternativa, no requiere validaciones adicionales de coordinación con
elementos adyacentes, pues estas ya fueron incorporadas al EAP.
Respecto a esta solución se tienen los siguientes comentarios, para cumplir con el paso
de coordinación requerido por la normatividad Chilena:
•
Respecto al habilitar la zona 1 de la protección de distancia: El uso de esta
zona permite reducir el impacto de la perdida de selectividad por fallas en las
teleprotecciones:
o Cabe señalar que no va en contra de la normativa Chilena vigente la
habilitación de la zona 1 con tiempos de operación de 0 ms.
o Se propone estudiar la activación de la zona 1 sin temporización de 0
ms en líneas no compensadas ó con temporización de 0 ó 100 ms pero
con bloqueo en líneas compensadas. Específicamente estudiar su uso
para las líneas no compensadas Alto Jahuel – Lo Aguirre y Alto Jahuel
– Polpaico 500 kV.
o Se propone estudiar la temporización de la zona 1 en 0 ms, con el fin
de utilizar tiempos de coordinación de: 0 (TZ1), 300ms (TZ2) para el
tiempo reducido de zona 2 de la línea con problemas de teleprotección,
y 600ms (TZ2) para el tiempo de zona 2 de la línea adyacente remota.
•
Respecto a que el tiempo de coordinación debe ser menor que los tiempos de
zonas 2 remotas actualmente temporizadas en 400 & 500 ms, para lo cual no
cumpliría los pasos de coordinación de 300 ms (NTSyCS_Dic15, Artículo 545, e).
Respecto a este tipo de solución tenemos los siguientes comentarios:
o Dado que esta coordinación está basada en una contingencia N-2
consistente en la pérdida simultánea de los dos esquemas de
teleprotección 87L y POTT en la línea fallada, debe quedar fuera de
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las exigencias de la NTSyCS_Dic15 y permitir simplemente un paso de
coordinación intermedio fuera de norma, por ejemplo ajustar la
temporización reducida de la zona 2 en 250 ms.
o Incluir en nueva versión de la norma, un paso de coordinación
intermedio de 200 ms, que permita ajustar la temporización reducida
de la zona 2 en 250 ms.
Se resalta que el numeral e) del Artículo 5-45 de la NTSyCS_Dic15, es un
artículo muy rígido para un sistema moderno de protecciones, y que no se
debe generalizar la normalización de las bases de coordinación, que no le
permiten al ingeniero de protecciones ofrecer tiempos óptimos de operación
de los diferentes pasos de la coordinación de las protecciones basado en los
tiempos críticos de despeje de falla y su impacto en la seguridad del sistema.
o Otra alternativa es aumentar los tiempos de zona 2 actuales a 600ms
para permitir un paso de coordinación intermedio dentro de la norma,
es decir, ajustar la temporización reducida de la zona 2 en 300 ms por
medio de cambios de grupo de ajuste a la línea que presenta
contingencia simultánea de los esquemas de teleprotección.
o Se propone además permitir las temporizaciones diferentes para los
extremos de la línea con el fin de conseguir tiempos óptimos de
coordinación para las zonas 2 traslapadas que garanticen la operación
selectiva de las protecciones en ambas direcciones de coordinación.
III.
Adicionar una vía de comunicación independiente a los esquemas de
teleprotección de la línea, con el fin de reducir la probabilidad de
indisponibilidad de dichos canales, el cual va más allá de las exigencias
actuales del sistema. También es importante aclarar que los circuitos C3 y C4
Ancoa – Alto Jahuel 500 kV cuentan con tres canales de comunicación
independientes para cada uno de los esquemas de teleprotección utilizados
(87L, 85A y 85C), por lo cual esta solución ya estaría implementada en estos
circuitos.
IV.
Sacar de operación el circuito en el cual se presenta la pérdida simultánea de
los esquemas de teleprotección (87L, 85A y 85C). Esta es la práctica utilizada
actualmente en los circuitos existentes, si bien tiene como principal desventaja
que tendría que salir de servicio que no está en falla, lo cual puede ser
complicado bajo condiciones de altas transferencias de potencia por el corredor
de transmisión.
15. Es importante mencionar que los problemas de selectividad asociados al traslape de
zonas 2 corresponden a problemas sistémicos existentes, sin considerar la entrada
en operación del cuarto circuito Alto Jahuel – Ancoa 500 kV, e incluso, sin
considerar ninguno de los circuitos 3 y 4, dado que los ajustes actuales en los relés
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de protección de las líneas existentes no cuentan con ningún medio de solución a
dicho problema.
16. En los anexos del estudio se presentan los resultados de las características de
diferentes tipos de fallas, según los ajustes recomendados el estudio. Es importante
señalar que para las fallas que generen inversiones de corriente, la característica de
protección del relé consignada en el anexo mostrará un tiempo de operación erróneo
ya que la simulación realizada para el evento es una simulación de estado estable y
no transitoria, como la mostrada en la Figura 45 y la Figura 46, la cual no permite
visualizar la operación del Spark Gap de la compensación serie, el cual siempre
operará para las fallas internas que producen inversiones de corriente, según los
resultados obtenidos, y que por tanto, los tiempos de operación de los relés no sean
los adecuados en dichos casos. Como se demostró en el Anexo 6, a través de
simulaciones transitorias que consideran las protecciones de la compensación serie
(varistor y spark gap), el sistema de protecciones operará correctamente ante este
tipo de fallas por la operación del gap y la anulación del efecto capacitivo de la
compensación serie que produce la inversión de corriente.
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13
REFERENCIAS
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500 kV en Proceso de Licitación: Tramo Ancoa-Alto Jahuel 4to Circuito. Servicios
Especializados de Ingeniería DIgSILENT Limitada. Revisión 0. Santiago, Octubre
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Subestación Seccionadora Lo Aguirre Etapa I. ALSTOM - DELTA Y&V Ingeniería y
Construcción. Revisión 2. Abril de 2015.
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[9]. 1MRK505208-UEN B TECHNICAL REFERENCE MANUAL RET670_1.2.
[10]. RR 2015-208 Reporte de Revisión de estudio de Ajuste de Protecciones. Gerencia
Gestión de Redes Estudios de Protecciones Eléctricas. TRANSELEC. Octubre
2015.
[11]. RR 2015-338: Reporte de Revisión de estudio de Ajuste de Protecciones.
Gerencia Gestión de Redes Estudios de Protecciones Eléctricas. TRANSELEC.
Noviembre 2015.
[12]. Numerical Distance Protection, Principles and Applications. Gerhard Ziegler;
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[13]. Guía Técnica “Criterios de coordinación y ajuste de protecciones para
instalaciones sobre 200 kV”. CDEC-SING; Unidad de Integridad del Sistema;
Junio de 2014. Correlativo 136-UIS-GT1-V2; Versión 2.
[14]. SIPROTEC Distance Protection 7SA6 V4.61 and higher Manual. C53000-G1176C156-5.
[15]. SEL-421-4, -5 Relay Protection and Automation System.
Manual. 20130627. Schweitzer Engineering Laboratiries, Inc.
Instruction
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IEB-063-15-01(I)_ECP C4 Ancoa-Alto Jahuel 500kV v2

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