EE ES 2016 1497 RC_Estudio 6 TRV y Energizaciones Informe FINAL

Análisis de la Operación de los Sistemas SIC-SING Interconectados Estudio 6: Energización de instalaciones y TRV INFORME FINAL

Proyecto EE-2016-061 Informe Técnico EE-ES-2016-1497 Revisión C

Power System Studies & Power Plant Field Testing and Electrical Commissioning ISO9001:2008 Certified

09/03/2017

www.estudios-electricos.com Ir al índice

Este documento EE-ES-2016-1497-RC fue preparado para el Coordinador Eléctrico Nacional por Estudios Eléctricos. Para consultas técnicas respecto del contenido del presente comunicarse con:

Ing. Cristian Albistur Departamento de Estudios [email protected]

Ing. Facundo Lazzarini Departamento de Estudios [email protected]

Ing. Alejandro Musto Coordinador Dpto. Estudios [email protected]

Ing. Fernando Libonati Gerente Dpto. De Estudios [email protected]

http://www.estudios-electricos.com Este documento contiene 221 páginas y ha sido guardado por última vez el 09/03/2017 por David Perrone, sus versiones y firmantes digitales se indican a continuación: Rev

Fecha

A

23/12/2016

B

09/02/2017

Comentario Final para revisión.

Realizó

Revisó

Aprobó

CA / FaL

AM

FL

FaL

AM

FeL

CA

AM

FL

Contempla respuesta a observaciones:  O-SING-ETRV-INTERC-EE-V2  MINUTA TÉCNICA N°16 C

09/03/2017

Versión Final.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A.

2/221


ÍNDICE 1 RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................................................... 5 2 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 10 3 ANTECEDENTES ........................................................................................................................... 11 3.1 Aspectos normativos ................................................................................................................ 11 3.2 Documentación y estudios CDEC ............................................................................................... 11 4 BASE DE DATOS ATP .................................................................................................................... 12 4.1 Representación completa del sistema ......................................................................................... 12 4.2 Equivalentes de RED ................................................................................................................ 22 4.3 Subestaciones ......................................................................................................................... 22 4.3.1 Características principales ............................................................................................... 22 4.3.2 Diagramas unilineales ..................................................................................................... 24 4.3.3 Capacidades parásitas .................................................................................................... 28 4.4 Pararrayos y varistores............................................................................................................. 29 4.4.1 Subestaciones hacia el Sur de Nueva Cardones .................................................................. 29 4.4.2 Subestaciones hacia el Norte de Nueva Cardones ............................................................... 32 4.5 Líneas de transmisión .............................................................................................................. 36 4.5.1 Configuración general ..................................................................................................... 36 4.5.2 Compensación serie ........................................................................................................ 38 4.5.3 Compensación shunt ....................................................................................................... 38 4.6 Transformadores ..................................................................................................................... 39 4.7 Generadores ........................................................................................................................... 45 5 ESTUDIO DE TRV .......................................................................................................................... 46 5.1 Metodología ............................................................................................................................ 46 5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4

Tipo de fallas ................................................................................................................. 56 Fallas terminales ............................................................................................................ 57 Fallas de línea ................................................................................................................ 60 Análisis estadístico ......................................................................................................... 66

5.2 Escenarios específicos .............................................................................................................. 68 5.3 Resultados .............................................................................................................................. 71 5.3.1 Introducción .................................................................................................................. 71 5.3.2 Ten .............................................................................................................................. 74 5.3.3 Kapatur......................................................................................................................... 76 5.3.4 Los Changos .................................................................................................................. 77 5.3.5 Cumbre ......................................................................................................................... 84 5.3.6 Nueva Cardones (CB GIS 800kV) ..................................................................................... 88 5.3.7 Nueva Cardones (CB GIS 500kV) ..................................................................................... 91 5.3.8 Nueva Maitencillo ........................................................................................................... 96 5.3.9 Nueva Pan de azúcar .................................................................................................... 102 5.3.10 Polpaico .................................................................................................................... 108 5.3.11 Complementarios ....................................................................................................... 111 5.4 Análisis particular de casos críticos .......................................................................................... 125 5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.4.4

Incumplimientos encontrados ........................................................................................ 125 Actualización de parámetros TRV de interruptores ............................................................ 126 Resultados principales................................................................................................... 127 Medidas operativas de mitigación ................................................................................... 132

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


3/221


5.5 Conclusiones ......................................................................................................................... 137 6 ESTUDIO DE ENERGIZACIONES ................................................................................................... 139 6.1 Metodología .......................................................................................................................... 139 6.1.1 Energización por Flujo de Potencia.................................................................................. 139 6.1.2 Energización EMT ......................................................................................................... 139 6.2 Escenarios específicos ............................................................................................................ 148 6.2.1 Energización de línea .................................................................................................... 148 6.2.2 Energización de transformadores.................................................................................... 148 6.3 Resultados Energización de Líneas ........................................................................................... 153 6.3.1 6.3.2 6.3.3 6.3.4

Secuencia original ........................................................................................................ 154 Secuencia de energización considerando atraso de Nueva Cardones - Polpaico ..................... 169 Re-energización de líneas de 500kV ................................................................................ 172 Energizaciones EMT ...................................................................................................... 177

6.4 Resultados Energización de Transformadores ............................................................................ 184 6.4.1 6.4.2 6.4.3 6.4.4

Fase I ......................................................................................................................... 185 Fase II ........................................................................................................................ 194 Fase III ....................................................................................................................... 201 Conclusiones ............................................................................................................... 215

7 PRINCIPALES RESULTADOS Y CONCLUSIONES ............................................................................... 216 8 REFERENCIAS ............................................................................................................................ 221

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


4/221


1 RESUMEN EJECUTIVO En el marco de la interconexión de los sistemas eléctricos de Chile SIC y SING, el Comité CDEC (actualmente el Coordinador Eléctrico Nacional) solicita la elaboración de un conjunto de estudios conducentes a evaluar la operación de éstos en etapas previas y posteriores a su interconexión, cuyo alcance involucra los siguientes desarrollos: a) Preparación de la base de datos y escenarios base (PBD). b) Estudio 1: Estudio de control de frecuencia y distribución de reservas CPF y CSF c) Estudio 2: Estudio de evaluación del comportamiento del sistema con los automatismos existentes (EDAC, EDAG y otros). d) Estudio 3: Estudio de control y estabilidad de tensión. e) Estudio 4: Estudio de Estabilidad de Pequeña Señal y Sintonización de PSS f)

Estudio 5: Estudio de diagnóstico de fallas de severidad 6, 7, 8 y 9.

g) Estudio 6: Estudio de Energización de Instalaciones y TRV. Específicamente este documento corresponde al INFORME FINAL del ESTUDIO 6, el cual incorpora los desarrollos metodológicos, energización de las instalaciones, TRV, la verificación de resultados y recomendaciones. El análisis se realiza sobre las siguientes Fases de estudio: 

Fase I: Enlace Los Changos – Nueva Cardones en 500kV+ CTM3.



Fase II: Enlace Nueva Cardones – Polpaico en 500kV, partiendo de Fase I.



Fase III: Interconexión SIC – SING mediante el enlace Kapatur – Los Changos 220kV.



Fase IV: Sensibilidad de fase III, que considera la conexión al SING si existe un retraso en el proyecto Nueva Cardones – Polpaico.

1

A continuación, se presentan los resultados de mayor relevancia de cada uno de los estudios desarrollados. Para mayor detalle, puede consultarse el apartado 7 - PRINCIPALES RESULTADOS Y CONCLUSIONES, o bien las conclusiones específicas de cada uno de los estudios en sus correspondientes apartados.

1

Participa únicamente del estudio de energización de líneas de transmisión.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


5/221


ESTUDIO DE TRV La tabla presentada a continuación resume, para cada uno de los casos críticos por TRVmáx. y RRRVmáx. resultantes de un análisis estadístico, las magnitudes máximas instantáneas obtenidas, los niveles de corriente interrumpida respecto al valor nominal del interruptor y el límite establecido por el fabricante o norma, según corresponda. Asimismo, se indica el modelo del interruptor, su tensión nominal de operación, clase y corriente de ruptura nominal. Finalmente, se informa si el interruptor en cuestión bajo análisis es capaz de soportar las exigencias y qué medida operativa adoptar para afrontar tales solicitaciones. TRV MÁX. Interruptor Subestación

Modelo

Tipo

Tensión nominal

RRRV MÁX.

Inom

Valor

Ibreak

TRV lim

Valor

Ibreak

RRRV lim

kA

kV

% Inom

kV

kV/us

% Inom

kV/us

CURVA Verifica? IEC/ Fabricante

TEN

GIS 220kV

GIS

220kV

50

427

25

500 (OP)

4.62

25

5-7

IEC



KAPATUR

GIS 220kV

GIS

220kV

50

255

55

426

0.57

58

3-5

IEC



GL315 362kV

AIS

220kV

50

423

27

730

4.4

40

3-5

Fabricante



GL318 800kV

AIS

500kV

50

1310

19

1687

3.68

7

>7

Fabricante



GL318 800kV

AIS

500kV

50

1554

15

1697

2.51

12

5-7

Fabricante



GIS 220kV

GIS

220kV

50

388

13

426

3.64

10

>7

IEC



GIS 500kV

GIS

500kV

63

1168

10

1290 (OP)

6.09

7

>7

Fabricante



GIS 800kV

GIS

500kV

50

1308

5

1714

2.22

13

>7

IEC



NUEVA MAITENC ILLO

GIS 220kV

GIS

220kV

50

460

18

500 (OP)

5.14

15

5-7

IEC



GIS 500kV

GIS

500kV

63

1158

7

1290 (OP)

5.9

7

>7

Fabricante



NUEVA PAN DE AZÚC AR

GIS 220kV

GIS

220kV

50

468

8

500 (OP)

3.66

8

>7

IEC



GIS 500kV

GIS

500kV

63

1316

17

1290 (OP)

5.63

6

>7

Fabricante



POLPAIC O

GIS 500kV

GIS

500kV

63

929

21

1083

2.43

20

3-5

Fabricante



LOS C HANGOS C UMBRE NUEVA C ARDONES

Como puede notarse, en su mayoría, los interruptores responden ante las fallas más críticas observadas de manera correcta, a excepción de dos casos encontrados en la subestación Nueva Pan de Azúcar. Ante tales contingencias, se proponen para cada una de ellas diferentes medidas operativas de mitigación que puedan amortiguar el efecto indeseado o bien suprimirlo. Los casos críticos que presentan violaciones, y las respectivas propuestas, se citan a continuación:  Falla bifásica aislada de tierra en línea Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar 2x500kV localizada en terminal de capacitor serie (lado Nueva Maitencillo).  Puenteo del conjunto capacitor serie/MOV: Del documento [8], el cual presenta el esquema de protecciones del banco de compensación, se extraen las condiciones necesarias para realizar la maniobra de by-pass. De los resultados se desprende la actuación de la protección por sobrecorriente del MOV, por lo que se re-evalúa el TRV en el interruptor de línea GIS 500kV de Nueva Pan de Azúcar. El análisis concluye en la necesidad de contar con un cierre instantáneo del interruptor de by-pass o bien mayor a 10ms una vez emitida la orden de la protección y efectuando el cierre previamente a la apertura del interruptor de línea de Nueva Pan de Azúcar. Tales exigencias deberán ser confirmadas por parte del desarrollador ISA.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


6/221


 Falla bifásica aislada de tierra en la línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico 2x500kV, localizada en el terminal del reactor de línea.  Salida de servicio del circuito correspondiente afectado por el reactor de línea: Esta propuesta refiere al esquema de protecciones de la subestación Nueva Pan de Azúcar, con el objetivo de “responsabilizar” a los interruptores de la subestación por el despeje de falla terminal ocasionado en el reactor de línea. En materia de TRV, este caso sería el correspondiente a una falla en el punto A de la línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico, donde se obtuvieron resultados sin incumplimientos, como pueden verse en la Tabla 5-30.  Instalación de varistores MOV en paralelo a los interruptores de los reactores: Esta solución es de carácter de diseño por lo que no se analiza en detalle, sino que se presenta como una evaluación a futuro a considerar. La referencia [9] establece que

varistores

MOV

conectados

eléctricamente

entre

terminales

de

los

interruptores pueden limitar los valores de TRV máximos obtenidos. Su función se asemeja a la de los varistores instalados en paralelo a los capacitores serie para limitar la corriente por los mismos.

ENERGIZACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN La energización de las líneas de transmisión conlleva dos análisis diferentes: flujo de potencia en el software simulación DIgSILENT, y electromagnético en el software ATPDraw. -

ANÁLISIS POR FLUJOS DE POTENCIA

Tiene como objetivo proponer secuencias de maniobras de manera de manera tal de no sobrepasar los límites establecidos por la NTSyCS para la condición de emergencia. Entre las recomendaciones se pueden citar, para cada caso, lo siguiente: 

Caso original: FASE I  FASE II  FASE III. → FASE I (Los Changos – Nva Cardones + CTM3) Se recomienda una secuencia de energización del sistema de transmisión en sentido N. CARDONES  CUMBRE  L. CHANGOS  TEN  CTM3 → FASE I a FASE II (Polpaico – Nueva Cardones) Se recomienda la siguiente secuencia de energización: o

POLPAICO  Nva PAN DE AZÚCAR  Nva MAITENCILLO

o

Nva CARDONES  MAITENCILLO

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


7/221


→ FASE II a FASE III (Enlace Kapatur – Los Changos) Se ajusta el escenario de forma tal de tener tensiones similares en la S/E Kapatur y la S/E Los Changos. Luego se sincroniza el primer circuito del enlace y finalmente se energiza el segundo circuito. Es posible energizar tanto desde el SIC como desde el SING. 

CASO CON RETRASOS NUEVA CARDONES – POLPAICO 500kV: FASE I  FASE IV  FASE III → FASE I (Los Changos – Nva Cardones + CTM3) Se recomienda una secuencia de energización del sistema de transmisión en sentido N. CARDONES  CUMBRE  L. CHANGOS  TEN  CTM3 → FASE I a FASE IV (Polpaico – Nueva Cardones) Se ajusta el escenario de forma tal de tener tensiones similares en la S/E Kapatur y la S/E Los Changos. Luego se sincroniza el primer circuito del enlace y finalmente se energiza el segundo circuito. Es posible energizar tanto desde el SIC como desde el SING. → FASE IV a FASE III (Enlace Kapatur – Los Changos) Se recomienda la siguiente secuencia de energización:

-

o

POLPAICO  Nva PAN DE AZÚCAR  Nva MAITENCILLO

o

Nva CARDONES  MAITENCILLO

ANÁLISIS ELECTROMAGNÉTICOS

Para todas las líneas energizadas y re-energizadas, durante un análisis conservador sin considerar resistores de pre-inserción o elementos de cierre sincronizados, no se detectaron solicitudes de sobretensiones de maniobra (SOV) mayores a las capacidades dieléctricas nominales de los equipos que componen las instalaciones. Estas son correctamente amortiguadas por los descargadores de línea.

ENERGIZACIÓN DE TRANSFORMADORES El análisis estadístico de energización de los transformadores Los Changos, Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar, todos de relación nominal 500/220/34kV de transformación y 750 MVA de potencia nominal, se realiza para las Fases I, II y III contemplando como alternativas de energización desde 220kV y 500kV y el estado de servicio de los bancos de compensación serie, según corresponda.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


8/221


Como condición crítica de energización, se considera que la evolución transitoria de las tensiones durante la maniobra no disminuya por debajo de 0.7pu por ser un nivel típico de ajuste de protección ante subtensiones. A partir de este criterio, se definen topologías prohibitivas, desfavorables y recomendadas de energización, junto con los niveles de corriente residual de inrush, para estas últimas alternativas de energización propuestas, con el objetivo de que sirvan como referencia para un posterior ajuste de protecciones.  Durante FASE I resulta recomendable energizar al

autotransformador NUEVA

CARDONES 500/220kV desde 220kV para evitar subtensiones que puedan disparar esquemas de protecciones de manera indeseada. Por otro lado, el autotransformador LOS CHANGOS 500/220kV no presenta resultados aceptables para ninguno de los casos analizados, siendo necesario la disponibilidad del módulo de cierre sincronizado RPH3.  Durante las FASES II y III no se observan casos críticos para ninguna de las alternativas de energización estudiadas. Sin embargo, se muestran casos desfavorables y recomendados, diferenciándose entre sí por los valores mínimos de subtensión transitoria alcanzados durante la maniobra.

RECOMENDADOS

DESFAVORABLES

Autotransformador

Fase

Escenario Scc

Desde

Comp. Serie

Los Changos

III

MÁX.

220kV

ON

Nueva Cardones

III

MÁX.

500kV

ON

Nueva Maitencillo

III

MÁX.

220kV

ON

Nueva Pan de Azúcar

III

MÍN.

500kV

OFF

Los Changos

III

MÍN.

500kV

OFF

Nueva Cardones

III

MÍN.

220kV

ON

Nueva Maitencillo

II

MÍN.

500kV

ON


III

MÍN.

220kV

ON

 La máxima corriente residual encontrada en FASE I fue de 1 p.u para el autotransformador de Los Changos sin el equipo de cierre sincronizado y de 0.26 p.u para el autotransformador de Nueva Cardones. Para el sistema en FASE II, la máxima corriente residual encontrada para los autotransformadores de Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar fue de 0.17 p.u. Finalmente en FASE III, la máxima corriente residual fue de 0.71 p.u para el transformador de Los Changos sin el equipo de cierre sincronizado, mientras que los otros transformadores no superaron el valor de 0.16 p.u. En general los resultados corresponden a valores reducidos, debido a que los transformadores poseen el arrollamiento terciario conectado en delta.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


9/221


2 INTRODUCCIÓN El presente documento corresponde a la versión FINAL de uno de los 6 estudios solicitados por el COMITÉ CDEC (actualmente el Coordinador Eléctrico Nacional) para evaluar la operación de los sistemas SIC y SING interconectados, específicamente enfocado en la energización de las nuevas instalaciones y TRV. El objetivo de este estudio es analizar y verificar que no existan casos de transitorios electromagnéticos que pongan en riesgo al sistema debido a las instalaciones de los nuevos equipos. El estudio considera las siguientes actividades: 1. La determinación de los niveles de TRV de acuerdo a los estándares IEC 62271-100 e IEEE C37.011. 2. Analizar diferentes propuestas de secuencias de energización para las líneas del sistema de transmisión de 500 y 220 kV. 3. Analizar diferentes alternativas de energización de los nuevos transformadores a instalar en el sistema en sus tres fases de estudio. A su vez, el estudio considera 4 estados topológicos relevantes del sistema en cuanto a la evolución propia de la red para concretar la interconexión SIC-SING: → La Fase I está focalizada en el SIC y en la puesta en servicio del enlace Mejillones y Nueva. Cardones 2x500kV, 1500MW, desarrollado por la empresa T.E.N. → La Fase II continúa focalizada en el SIC, considerando en servicio el enlace de transmisión Polpaico – Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo - Nueva Cardones 2x500kV, 1500MVA, desarrollado por la empresa I.S.A. → La Fase III considera a los sistemas SIC y SING interconectados mediante el desarrollo de la obra Kapatur – Los Changos 2x220kV, 1500MW, llevada a cabo por TRANSELEC. → La Fase IV contempla una sensibilidad de Fase III, que considera la conexión al SING si existe un retraso en el proyecto Nueva Cardones – Polpaico.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


10/221


3 ANTECEDENTES 3.1 Aspectos normativos En general, los estudios de energización se basan en los siguientes estándares pertenecientes a la bibliografía internacional y nacional de mayor relevancia: a) IEC 60071-4 “Insulation Co-ordination Part 4 - Computational Guide to Insulation Coordination & Modelling of Electrical Networks”. b) IEC 62271-100: High-voltage alternating-current circuit-breakers. c) IEEE C37.011: Guide for the Application of Transient Recovery Voltage for AC High-Voltage Circuit Breakers. d) Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. 3.2 Documentación y estudios CDEC Para el desarrollo del estudio, se toman como referencia los siguientes documentos: a) Documento “P4-SE-02-D007(2A)”: Estudio de TRV realizado por InterChile para los interruptores correspondientes al proyecto Polpaico – Cardones 2x500kV. b) Documento “SCHA-500-E-MC-0015”: Estudio que contiene el desarrollo de la base de datos para el desarrollo del estudio de TRV para los interruptores correspondientes al proyecto Los Changos – Cardones 2x500kV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


11/221


4 BASE DE DATOS ATP Para el desarrollo de los estudios del presente informe, se debe elaborar una base de datos en el software de simulación ATPDraw. Para ello se utiliza la base de datos desarrollada en DIgSILENT Power Factory de la cual se establece una zona que abarque completamente el área de estudio. Luego se desarrolla la reducción del sistema, lo que permite la representación de la base de datos en ATPDraw. En general, se modelan todos los elementos de acuerdo a los parámetros de la base de datos en DIgSILENT, para luego modelar algunos de ellos en mayor detalle en ATPDraw. Cabe destacar que la base de datos desarrollada en ATP será de uso común entre los estudios de TRV, energización de líneas y energización de transformadores, la cual se adecuará para cada uno de ellos de acuerdo al escenario específico que se requiera analizar. Con el objetivo de detallar el procedimiento de reducción del sistema y su posterior representación en ATPDraw, se utiliza un escenario correspondiente al sistema en la Fase III de estudio, ya que representa la inclusión de todos los equipos a ser considerados en el presente estudio. 4.1 Representación completa del sistema A partir de la base de datos completa en formato DIgSILENT Power Factory se acota la región de interés. Para la generación del área de estudio se utilizan rutinas específicas desarrolladas por DIgSILENT las cuales construyen los equivalentes de red del tipo Ward en los nodos frontera. Estos permiten representar una equivalencia externa tanto para los flujos de carga como para los cortocircuitos balanceados y no balanceados (características subtransitorias). La Figura 4-1 muestra la zona de influencia completa del estudio y la ubicación de las regiones frontera, donde se implementarán los equivalentes de red. Se destaca que, si bien no se detallan todas las salidas de cada S/E, sí se tienen en cuenta a las mismas para la reducción de redes. La base de datos empleada corresponde al escenario base para el sistema en Fase III, demanda alta, hidrología seca y despacho full ERNC. La elección de este escenario se detalla en el apartado 6.2, en la elección de escenarios para el estudio de TRV, el cual corresponde al escenario de mayor potencia y nivel de cortocircuito. Como parte de este proceso, en los casos de existencia de anillos externos, el simulador genera ramas equivalentes (representadas por elementos impedancia) entre dos puntos fronteras con el fin de mantener la relación de flujos entre los mismo. De esta manera, en la Figura 4-2 se muestra la red de influencia en estudio junto con los modelos de redes reducidas. Se aprecian seis puntos de equivalencia y nueve impedancias de vinculación. Estas últimas representan la vinculación entre el sistema de 500 kV desde Nueva Cardones hasta Polpaico y el sistema de 220 kV. El resto de los puntos de equivalencia representa la reducción respectiva hacia la zona con la cual son frontera. P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


12/221

www.estudios-electricos.com

-24,0 -16,0 9,7

24,6 -1,7 9,6

24,1 -1,8 9,7

S/E LABERINTO

69,2 -66,9 12,3

-91,7 88,6 16,3

91,7 -88,6 16,3

SG ~

S/E CRUCERO

1,031 515,5

1,022

-116,0 15,3 7,5

G ~

-116,0 15,3 7,5

S/E LOS CHANGOS

a DdA 110kV

156,0 6,7 84,39 ..

SG ~

SG ~

Eolicos SIC Piny=949,77 MW Qiny=24,52 Mvar

CT MEJILLONES

1, 027

0,0 -15,0 14,61 ..

1,026 225,8

-157,6 39,3 40,1

SVC PLUS

163,3 -24,0 46,9

-160,4 28,6 46,8

-0,0 0,0 69,06 .. 480,1 -93,7 69,06 ..

162,6 -25,0 46,8

1,025 225,5

50,0 -1,5 94,92 ..

1,024 225,4

-228,0 53,0 67,3

-279,1 85,1 71,5

-240,1 46,8 32,0

-228,0 53,0 67,3

S/E NUEVA CARDONES

-240,0 46,9 32,0

S/E CARDONES

0, 0 179, 6

1

SOLARES Carrera Pinto

-479,9 139,6 69,06 ..

1,024 225,4

239,4 -46,1 59,5

1

G ~

G ~

G ~

PE Sarco

SVS

503,8 -61,1 3 70,50 ..

-126,2 46,4 50,6

-47,5 18,8 17,4

-95,1 5,1 46,4

1

SVS

-168,5 36,3 85,6

S/E PAN DE AZUCAR

1

1,035 227,7

1

SVS

SVS

-86,9 19,9 39,7

-25,2 -3,2 11,4

PAZU - NORTE -336,96 MW Lim 354 MVA

0,0 0,0

1,042 229,2

-97,2 -11,5 42,6 a S/E LAS PALMAS

168,1 -20,0 73,7

-774,8 158,1 50,9

-774,8 158,1 50,9

774,8 -189,3 54,6

774,8 -189,3 54,6

-753,2 173,1 52,2

-753,2 173,1 52,2

S/E NUEVA PAN DE AZUCAR

Nva. PAZU - POLPAICO 1549,54 MW

S/E POLPAICO

S/E LAS PALMAS 1,027 226,0

665,6 -82,1 43,2

a S/E NOGALES

168,1 -20,0 73,7

a S/E QUILLOTA

0,988 494,0 0,988 494,0

320,2 320,2 -23,6 -23,6 45,50 .. 45,50 .. 14

486,5 -209,0 29,7

379,5 -163,3 23,4

14

1

32,0 91,2 92,0 36,0 -3,8 14,5 5,4 -1,1 63,69 .. 76,95 .. 76,13 .. 74,41 ..

665,6 -82,1 43,2

1,035 517,6 3

1

-122,5 27,3 55,0

1,023 511,6

1

-218,3 152,0 35,97 ..

1, 042

-0,0 9,7

673,8 -100,2 44,4

-673,8 100,2 44,4

1

48,3 72,0 33,6 48,0 -13,8 -19,7 -3,2 -3,1 78,54 .. 78,41 .. 74,63 .. 76,15 ..

-0,0 -9,7

Nva. CAR - Nva. MAI 848,32 MW

Nva MAIT - Nva. PAZU 1347,61 MW

-0,0 -0,0 35,97 ..

-168,5 36,3 85,6

CER Pan de Azucar 0,0 10,6

1,013 506,6

1,035

a S/E PUNTA CO LORADA

PV Pelicano PV Divisadero PE P Colorada PE La Silla PV El Romero

-0,0 -10,6

424,2 -176,1 30,2

1,041 229,0

PE San Juan PV Abasol

424,2 -176,1 30,2

1, 041

1,041 229,0

61,5 148,2 196,0 70,0 16,0 65,5 1,9 0,6 4,7 -19,8 5,7 -5,1 4,4 0,0 95,11 .. 76,00 .. 95,48 .. 95,30 .. 79,70 .. 95,22 .. 95,00 ..

EOLICOS Zona Las Palmas

-424,2 99,2 28,7

1

G ~

-47,5 18,8 17,4

1

-0,0 8,7

-424,2 99,2 28,7

S/E NUEVA MAITENCILLO

0,0 39,1

S/E MAITENCILLO -0,0 -9,9

-184,2 -60,4 12,1

1,023

1

G ~

0,0 -127,3

PV Valleland

65,0 65,0 65,0 11,9 8,5 11,5 37,44 .. 37,14 .. 36,92 ..

-26,3 -20,5 12,5

CER Cardones

CER Maitencillo

100,0 -17,7 57,05 ..

48,3 -33,9 17,4

-184,2 -60,4 12,1

S/E CUMBRE

1

PV Valle Solar

1

48,3 -33,9 17,4

185,1 7,5 11,3

1

84,5 -4,6 70,0 -3,2 95,14 .. 95,09 ..

PV LldLl PV Los Loros

CENTRAL GUACOLDA

1,024 225,3

-0,0 0,0 70,50 ..

PV San Andres

-503,6 108,9 70,50 ..

50,0 -1,5 95,03 ..

218,3 -139,5 35,97 ..

104,0 -2,1 95,00 ..

-185,1 -7,5 11,3

3

S/E C. PINTO

135,0 97,0 11,5 9,4 95,28 .. 95,43 ..

0,0 7,9 15,78 ..

163,3 -24,0 46,9

161,1 -34,8 40,1

S/E Nva DIEGO DE ALMAGRO

1,033 516,4

Total ERNC SIC Piny=2591,24 MW Qiny=104,31 Mvar

-202,1 59,7 85,5

S/E DIEGO DE ALMAGRO

-185,1 -7,5 11,3

1

SOLARES Diego de Almagro

-185,1 -7,5 11,3

Fotovoltaicos SIC Piny=1641,47 MW Qiny=79,79 Mvar

1

50,3 50,3 63,3 2,8 38,0 70,0 32,3 28,5 6,4 11,7 -2,6 0,3 5,8 8,9 6,9 2,2 95,08 .. 92,84 .. 97,51 .. 96,09 .. 95,77 .. 95,49 .. 97,17 .. 95,29 ..

82,9 -16,2 76,10 ..

1

ERNC Paposo - DdA

1

G ~

187,7 -120,7 13,7

1

Total ERNC SING Piny=615,28 MW Qiny=0,00 Mvar

1,022 224,8

187,7 -120,7 13,7

1

1,022 224,9

U16 CT NORGENER

CT TALTAL

-187,7 27,7 25,76 ..

1

G ~

-187,7 27,7 25,76 ..

1

1,022

0,0 0,0

[%]

1

G ~

71,9 -4,1 4,6

187,8 -18,8 25,76 ..

187,8 -18,8 25,76 ..

S/E TEN

0,0 7,9 15,78 ..

[Mvar]

[%]

TRANSFERENCIA SING-SIC 375,35 MW

S/E LOS CHANGOS

66,0 55,6 98,8 72,0 0,8 0,3 0,7 4,0 94,97 .. 95,00 .. 95,00 .. 69,20 ..

1,027 225,9

[MW]

[Mvar]

1

SG ~

CT KELAR

G ~

[MW]

[kV]

1

71,9 -4,1 4,6

267,0 271,0 100,0 100,0 80,0 200,0 134,5 131,9 53,5 54,3 -17,9 -17,9 -14,3 -41,3 -6,8 -6,6 82,52 .. 83,75 .. 45,15 .. 45,15 .. 38,27 .. 40,84 .. 86,05 .. 84,39 ..

CT ANGAMOS

[p.u.]

S/E ENCUENTRO

1,022 224,9 1,022 224,9

SG ~

PF C F TERRAE

PE C DOMINADOR

S/E KAPATUR

SG ~

Nodes Branches Line

SG ~

CT COCHRANE PE S GORDA

1,029 226,4

113,5 -10,1 14,6

Load Flow Balanced

1

113,5 -10,1 14,6

34,5 47,0 56,0 34,5 0,0 -0,0 0,0 0,0 47,50 .. 47,50 .. 47,50 .. 47,50 ..

0

1,016 223,5

G ~

180,0 17,4 54,80 ..

1,029 226,5

1,029

1,016

G ~

-69,2 66,8 12,3

0

-24,5 -16,9 9,6

DIgSILENT

Ir al índice

S/E POLPAICO

90,0 187,0 269,5 200,0 18,0 11,7 78,6 49,0 67,84 .. 72,88 .. 85,07 .. 62,40 .. G ~

G ~

G ~

a S/E LO AGUIRRE

CENTRAL VENTANAS

-122,3 -122,3 -2,6 -2,6 8,6 8,6

CER Polpaico 0,0 -58,0

-0,0 61,3

G ~

1,003 220,6 1,003 220,6

267,5 -43,5 87,1

249,9 -46,0 81,7

0,0 0,0 a S/E CERRO NAVIA

CDEC

1

1

SVS

a S/E ALTO JAHUEL

1

-198,1 -26,1 12,5

PowerFactory 2016

Estudio de Operacion de la zona norte e Interconexion con el SING F3 S DA Full ERNC equiv

Project: 2016-061 Graphic: SIC Norte - SING Date:

8/24/2016

Annex:

Figura 4-1: Representación completa del sistema en DigSilent.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


13/221


0

DIgSILENT

Ir al índice

-187,5 27,6 25,74 ..

0

187,7 -18,7 25,74 ..

187,7 -18,7 25,74 ..

S/E LOS CHANGOS

1

-187,5 27,6 25,74 .. 1,031 515,5

1,022

-115,8 15,3 7,5

-115,8 15,3 7,5

S/E LOS CHANGOS

187,5 -120,6 13,6

187,5 -120,6 13,6

-184,9 -7,6 11,3

-184,9 -7,6 11,3

1

1,022 224,9

1

S/E TEN 1,022

4,6 1,022 224,9 1,022 224,9

82,9 -16,2 76,10 ..

155,7 6,6 84,21 ..

SG ~

SG ~

1

71,9 -4,0 4,6

71,9

S/E KAPATUR-4,0

1

1,022 224,8

CT MEJILLONES

1,033 516,3

143,7 -8,1

XW 184,9 7,6 11,3

-184,1 -60,5 12,1

-184,1 -60,5 12,1

-424,0 98,9 28,7

-424,0 98,9 28,7

424,0 -175,9 30,2

424,0 -175,9 30,2

S/E CUMBRE 1

-184,9 -7,6 11,3

1

XW -0,0 -0,0 69,06 ..

480,1 -93,5 69,06 ..

1

-479,9 139,4 69,06 ..

1,024 225,4

1

S/E NUEVA CARDONES

1,024 225,4

0,2 -0,1

2,0 -0,7

143,7 -70,5

S/E NUEVA CARDONES

1

0, 0 179, 6

Z

Z

1

1,013 506,6 1

626,0 -164,8

3


1,023 511,6

1

3

-137,8 538,8 91,1 -57,2

673,7 -99,9 44,4

-673,7 99,8 44,4

-0,0 -0,0 70,51 ..

503,9 -60,9 70,51 ..

XW

1

-503,7 108,7 70,51 ..

1,023

1

1, 041

1,041

Z

Z

Z

1

18,1 229,0 154,6 -9,8 -77,6

665,5 -81,8 43,2

665,5 -81,8 43,2

-774,7 157,5 50,9

-774,7 157,5 50,9

774,7 -188,8 54,6

774,7 -188,8 54,6

-753,1 172,6 52,1

-753,1 172,6 52,1


1,035

-146,3 11,5

1

-0,0 -0,0 35,94 ..

-1,5 0,2

1

1,035 517,6 -218,3 151,5 3 35,94218,3 .. -139,1 35,94 ..

S/E NUEVA PAN DE AZUCAR 1, 042

163,2 -20,0

1,3 0,1 1

Z

235,0 -147,3

1

1,042 229,2

-0,9 -0,2

XW

320,2 320,2 -24,0 -24,0 45,51 .. 45,51 .. 14

-14,8 -43,5

XW -937,9 226,0

-154,0 61,6

-610,0 317,3

XW

14 1

-0,1 -1,4

256,8 -52,8

Z

Z

S/E POLPAICO 0,988 493,9 0,988 493,9

-260,9 69,0

S/E POLPAICO 1,003 220,6 1,003 220,6

Figura 4-2: Representación del sistema equivalente en DigSilent.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


14/221


En las figuras siguientes se presenta el sistema equivalente modelado en ATPDraw.

S/E Los Changos 220 kV V

MOV

224.L-20.6

V

XFMR

|U|P Loadflow

Y

CTM 3 TV

I MOV

107.5+j46.32

I

LCC

V

J10

J11

J12

J7

J8

J9

I

224.L-20.6

155.4-j282.1

2.8 km

77.68-j 141.

MOV

S/E TEN 220 kV

225.3L-20.4

77.68-j 141.

I MOV

V

12.25L -46.

|U|P Loadflow

MOV

Kapatur

S/E GIS

I IEM-1

LCC

J5

J6

J1

J2

J3

S

185.1-j85.53

1:n

P

Y Y

225.3L-20.4

V

Y

CTM3-G

I

Template

107.+j 53.1 CT M2

C1

LCC

I

LCC

I

LCC

185.1-j85.53

XFMR A

MOV

MOV

106.7+j59.69

C2

MOV

V

XFMR

MOV

|U|P Loadflow

CTM 3 TG

16.02L-46.5

J4

A

MOV

CTM3-V

XFMR A

A

S

1:n

P

Y Y

LCC

I 4.1 km 2.05 km 2.05 km

4.1 km

224.4L-20.7

V

V

MOV

MOV

107.+j 53.1

224.4L-20.7

Figura 4-3: Representación del sistema equivalente en ATPDraw, primera parte.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


15/221


S

P MOV

K6

K7

MOV

K8

S

1:n

P MOV

Y Y

V

A

521.3L-22.7

MOV

LCC

C1

I XFMR A

C1 K4

Template

182.3-j188.4

T2

T1 K4

MOV

1:n Y Y

MOV

A

MOV

XFMR A

MOV

Ir al índice

K5

LCC

LCC

T3 LCC

LCC

A

T4 LCC

LCC

0.0L 0.0

V

ABC

98.1 km

52.65 km 45.45 km

CAB

BCA

521.3L-22.7 LCC V

LCC

399.6 km

LCC

K3

LCC MOV

48.05 km

84.15 km 13.95 km

55.25 km 1. km

C1

K3

MOV

1. km

MOV

C1

K2

C1

CAB

MOV MOV

K2

LCC

56.25 km

ABC

MOV

MOV

K1

LCC

21.15 km 76.95 km

K1

V

49.05 km

I

K6

LCC

523.9L -25. 184.2-j189.6

K5

C2

S/E Cumbres 500 kV

S/E Los Changos 500 kV

Figura 4-4: Representación del sistema equivalente en ATPDraw, segunda parte.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


16/221

www.estudios-electricos.com Ir al índice LCC

MOV

Template

V

220.5L-20.3 XFMR Y

V

ABC

S/E GIS

Y

I

517.L-25.3

MOV

S/E Nueva Cardones 220 kV I

401.4-j97.78

535.1-j211.7

LCC

flow P

Load|U|

22.42 km

abc

Template

LCC

0.011 km

404.9-j101.7 V

180.6+j70.77

MOV

C2

K6

I

517.L-25.3 S/E GIS

T6

T5 LCC

LCC

LCC

41.85 km

98.1 km

49.05 km

V

0.0L 0.0

MOV

MOV

I

MOV

I

MOV

181.7+j64.32

LCC

ABC

MOV

MOV

ISA

K3 I

1. km

40.85 km

LCC

LCC

186.4+j67.37 MOV

LCC

LCC

48.05 km 1. km LCC

184.7+j73.49

52.65 km 31.5 km 13.95 km

S/E Nueva Cardones 500 kV

MOV

MOV

MOV

MOV

S/E Cumbres 500 kV

C2

TEN

I

MOV

LCC

MOV

LCC

C1

Figura 4-5: Representación del sistema equivalente en ATPDraw, tercera parte. P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


17/221


-91.6+j97.06 I LCC

V

226.9L-22.8

S/E Nueva Maitencillo 220 kV

XFMR Y

I

Y

512.4-j 71. I

Template

537.+j60.04

517.L-25.3

Template

I

403.1-j 34.5 LCC

LCC

22.42 km

LCC

0.011 km

517.L-25.3

5. km

17.42 km

22.42 km 22.42 km

22.42 km

bca LCC

abc LCC

I

17.42 km 5. km

S/E GIS

405.4-j39.28


MOV

180.6+j70.77

LCC

LCC

MOV

404.9-j101.7 V

LCC

LCC

MOV

MOV

I

cab

LCC

MOV

MOV

ABC

LCC

22.42 km 22.42 km

abc

I

I

401.4-j97.78

ISA

S/E GIS

MOV

MOV

ABC

S/E GIS

522.3L-28.4

MOV

MOV

V

V Y

flow P

XFMR Y

LCC

Load|U|

S/E Nueva Cardones 220 kV

LCC

49.05 km

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

Figura 4-6: Representación del sistema equivalente en ATPDraw, cuarta parte.


18/221


-1.22+j1.234 I I

-106.+j25.69

S/E Nueva Pan de Azúcar 220 kV

ueva Maitencillo V

XFMR Y

I

Y

V

226.5L-28.8

|U|P Loadflow

V

226.9L-22.8

246.4-j59.04

XFMR Y

Y

I

I

512.4-j 71.

537.+j60.04 527.4L-31.8 S/E GIS

MOV

C1

MOV

MOV

S/E GIS

I

Template

I

C2

MOV

MOV

MOV

MOV

LCC

MOV

V

V

Load|U| flow P

522.3L-28.4

MOV

797.1-j50.47

C2

I

652.8-j1.049

C2

403.1-j 34.5 LCC

LCC

22.42 km

35.4 km

LCC

35.4 km 35.4 km

abc

abc

LCC

cab

LCC

LCC

LCC

35.4 km 35.4 km

LCC

LCC

LCC

5. km

30.4 km

30.4 km

C1

C1

35.4 km

bca

abc I

X0072

I

I MOV

MOV

665.-j 23.3

MOV

5. km

800.1-j86.28


MOV

C2

MOV

C1

MOV

MOV


MOV

LCC MOV

405.4-j39.28

Figura 4-7: Representación del sistema equivalente en ATPDraw, quinta parte.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


19/221

www.estudios-electricos.com Ir al índice -8.22+j0.166 I

69.84-j3.835 I

S

1:n

P

I Y Y

-0.26-j0.042

XFMR Y

Y

I

MOV

MOV

MOV

MOV

797.1-j50.47

LCC

C2

I

652.8-j1.049

785.9-j98.84

-745.+j157.4

I

Template

C2 LCC

LCC

33.99 km

67.98 km

LCC

LCC

LCC

LCC

K4

C2 LCC

LCC

LCC

LCC

67.98 km

33.99 km

K5

I

MOV

V

527.4L-31.8 S/E GIS

K6

|U|P Loadflow

498.8L-37.5

abc

X0072

I

bca

33.99 km 33.99 km

abc

33.99 km 33.99 km

cab

bca

abc LCC

LCC

K1

K2

784.3-j131.2

LCC

I

LCC

S/E Polpaico 220 kV

K3 498.8L-37.5

C1

V

I

cab

33.99 km 33.99 km

V

C1

P

n: 1

S

A

337.5-j101.2 XFMR A

I

Y Y

800.1-j86.28

MOV

28.99 km 5. km 5. km

-897.+j233.5

28.99 km MOV

C2

MOV

MOV

MOV


I

665.-j 23.3

P

n: 1

|U|P Loadflow

337.5-j101.2 S

A

XFMR A

I V

Y Y

S/E Polpaico 500 kV

219.9L-41.8 P

n: 1

149.6-j9.476 S

I

Y Y

Figura 4-8: Representación del sistema equivalente en ATPDraw, parte final.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


20/221


Para validar el modelo en ATP/EMTP es necesario comparar los valores de corrientes de cortocircuito trifásicas que se obtienen con los correspondientes al sistema completo de DIgSILENT mostrados anteriormente. Se espera que el error relativo entre dichos valores no sea mayor del 5% para lograr una representación equivalente del sistema. Los resultados se pueden ver en la tabla siguiente.

Subestación

Tensión

Icc 3f - Escenario F3 S DA Full ERNC

KV

Completo

Equiv. Dig

Error [%rel]

Equiv. ATP

Error [%rel]

220

27.459

27.368

0.33

28.7

-4.52

500

13.352

13.290

0.47

13.5

-1.11

220

12.608

12.559

0.39

12.7

-0.73

500

10.025

9.993

0.32

9.9

1.25

220

16.679

16.676

0.02

16.6

0.47

500

9.615

9.593

0.23

9.8

-1.92

220

12.347

12.302

0.37

12.5

-1.24

500

8.772

8.752

0.22

8.9

-1.46

500

7.977

7.961

0.20

8.1

-1.55

500

8.488

8.473

0.18

8.48

0.10

220

27.788

27.725

0.22

28.5

-2.56

TEN

220

23.764

23.869

-0.44

24.032

-1.13

Kapatur

220

28.175

28.069

0.38

28.6

-1.51

Polpaico Nueva Pan de Azúcar Nueva Maitencillo Nueva Cardones Cumbre Los Changos

Tabla 4-1: Valores de corriente de cortocircuito trifásico para validación de los equivalentes obtenidos.

Subestación

Tensión

Icc 1f - Escenario F3 S DA Full ERNC

KV

Completo

Equiv. Dig

Error [%rel]

Equiv. ATP

Error [%rel]

220

26.192

26.160

0.12

27.17

-3.74

500

12.299

12.257

0.34

12.79

-3.99

220

11.421

11.425

-0.04

11.7

-2.44

500

8.610

8.606

0.04

8.4

2.44

220

15.920

15.866

0.34

16.1

-1.13

500

9.056

9.045

0.12

9.09

-0.38

220

12.406

12.350

0.46

13

-4.78

500

8.204

8.189

0.18

8.5

-3.61

500

5.591

5.582

0.16

5.8

-3.74

500

7.801

7.791

0.13

8.1

-3.83

220

26.497

26.457

0.15

26.5

-0.01

TEN

220

23.779

23.887

-0.46

24

-0.93

Kapatur

220

27.918

27.837

0.29

29.3

-4.95

Polpaico Nueva Pan de Azúcar Nueva Maitencillo Nueva Cardones Cumbre Los Changos

Tabla 4-2: Valores de corriente de cortocircuito monofásico para validación de los equivalentes obtenidos.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


21/221


4.2 Equivalentes de RED Los equivalentes de red obtenidos por el simulador Power Factory, se modelan como una fuente de tensión junto a un modelo de impedancia RL con parámetros de secuencia positiva y cero.

Figura 4-9: Modelo de equivalentes de Ward - DIgSILENT vs. ATP

Los valores extraídos desde DigSilent corresponden a los valores de resistencia y reactancia directa subtransitoria, negativa y de secuencia cero. También se extraen los valores de potencia active y reactiva generada por el sistema. Los datos son utilizados de forma directa. A su vez, las impedancias equivalentes de vinculación obtenidas en DIgSILENT, se representan como una línea simétrica con parámetros de secuencia positiva y cero. Dichas impedancias equivalentes se representan con valores de secuencia en pu, sobre la base de la tensión nominal y potencia 100MVA. Se añaden resistencias en paralelo para prevenir rebotes espurios (valores típicos 300-400 Ω). 4.3 Subestaciones En este apartado se presentan todas las características consideradas para el modelamiento de las subestaciones. 4.3.1 Características principales En la Tabla 4-3 se presenta la fuente de información sobre la base de la cual se extrajo la disposición de los equipos, configuración, cantidad de diagonales, tipo y resistividad del terreno.

Subestación Nombre TEN Los Changos Cumbre Nueva Cardones Nueva Maitencillo Nueva Pan de Azúcar Polpaico

Tensión 220 220 500 500 500 220 500 220 500 220 500

Disposición de Equipos STEN-220-E-PE-0400_R0 (CC).pdf SCHA-220-E-ED-0405_0 (AFC).pdf SCHA-500-P-EU-0103 REV 1 (AP).pdf SCUM-500-E-ED-0405_0 (ACC).pdf SNCA-500-P-EU-0103 REV 0.pdf SE NUEVA CARDONES DU.dwg SE NUEVA MAITENCILLO DU.dwg SE NUEVA MAITENCILLO DU.dwg SE NUEVA PAN DE AZUCAR DU.dwg SE NUEVA PAN DE AZUCAR DU.dwg Asumido

Tabla 4-3: Fuente de información de la disposición de los equipos en las subestaciones. P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


22/221


De acuerdo a la información provista, en la Tabla 4-4 se presentan las características de todas las subestaciones.

Subestación Nombre TEN Los Changos Cumbre Nueva Cardones

Nueva Maitencillo Nueva Pan de Azúcar Polpaico

Tensión 220 220 500 500 800 (TEN) 550 (ISA) 220 500 220 500 220 500

Tipo

Configuración

N° Diagonales

GIS AIS AIS AIS AIS/GIS AIS/GIS GIS AIS/GIS GIS AIS/GIS GIS AIS/GIS

1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2 1 1/2

3 2* 3 2 2 2 2 3 2 3 2 2

Resistividad Ω/m

1474

25

Tabla 4-4: Características de las subestaciones.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


23/221


4.3.2 Diagramas unilineales Los diagramas unilineales de cada subestación se presentan en las siguientes figuras.

Figura 4-10: Diagrama unilineal SE TEN.

Figura 4-11: Diagrama unilineal SE Los Changos.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


24/221


Figura 4-12: Diagrama unilineal SE Cumbre.

Figura 4-13: Diagrama unilineal SE Nueva Cardones.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


25/221


Figura 4-14: Diagrama unilineal SE Nueva Maitencillo.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


26/221


Figura 4-15: Diagrama unilineal SE Nueva Pan de Azúcar.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


27/221


4.3.3 Capacidades parásitas En las tablas siguientes se presentan los valores de las capacidades parásitas de los equipos que componen las subestaciones del estudio. Cabe destacar que las capacidades de los interruptores serán consideradas en su modelo. Las demás capacidades serán modeladas concentrándolas por paño y en las barras de cada subestación.

Equipos Desconectadores Bushing TT/PP TT/CC Barras Aislador de Pedestal Interruptores Pararrayos

Nueva Cardones 140 113,5 140 50 1334 135 300/600 9,83

Capacidades Parásitas [pF] Maitencillo Pan de Azúcar 140 140 113,5 113,5 140 140 50 50 3000 3000 135 135 300/600 300/600 N/A (*) N/A (*)

Polpaico (*) (*) (*) (*) (*) (*) (*) (*)

Tabla 4-5: Capacidades parásitas del sistema de transmisión desde Nueva Cardones hasta Polpaico, 500 kV. (*) Se asume igual a NC.

Equipos Desconectadores Bushing TT/PP TT/CC Barras Aislador de Pedestal Interruptores Pararrayos

Nueva Cardones 75 10 100 40 395 135 110/220 N/A

Capacidades Parásitas [pF] Maitencillo Pan de Azúcar 75 75 10 10 100 100 40 40 395 395 135 135 110/220 110/220 18,38 18,38

Polpaico (*) (*) (*) (*) (*) (*) (*) (*)

Tabla 4-6 Capacidades parásitas del sistema de transmisión desde Nueva Cardones hasta Polpaico, 220 kV. (*) Se asume igual a NC.

Capacidades Parásitas [pF] Equipos Desconectadores Bushing TT/PP TT/CC Barras Aislador de Pedestal Interruptores Pararrayos Reactores de barra

Nueva Cardones

Cumbre

130 150 300 300 47.5 (1/m) 12 15/1200 100 3880

130 N/A 5000 300 13 (1/m) 12 40/1230 100 N/A

Los Changos 500 kV

Los Changos 220 kV 130 N/A 5000 300 13 (1/m) 12 40/30 40/1230 100 3880

N/A

TEN (*) (*) (*) (*) (*) (*) (*) (*) N/A

Tabla 4-7: Capacidades parásitas de las subestaciones del proyecto Los Changos – Nueva Cardones 2x500kV. (*) Se asume igual a NC.

Para los reactores de línea se considera una capacidad parásita de 3000 pF [7]. P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


28/221


4.4 Pararrayos y varistores En este apartado se presentan las características no lineales de los elementos de protección ante sobretensiones transitorias. Particularmente, estos se corresponden con los varistores y pararrayos, equipos que protegen los capacitores serie y equipamiento de entrada en las subestaciones, respectivamente. Siendo que los sistemas de transmisión proyectados pertenecen a distintos desarrolladores, la clasificación de los dispositivos en cuestión se divide en:  Subestaciones hacia el sur de Nueva Cardones  Subestaciones hacia el norte de Nueva Cardones Cada uno de los elementos citados se definen por medio de puntos de operación V-I a los cuales se los interpola de manera exponencial para obtener una característica más representativa de su comportamiento ante sobretensiones. 4.4.1 Subestaciones hacia el Sur de Nueva Cardones Varistores En la Tabla 4-8 se presenta la información de la característica V-I para modelar los varistores de los condensadores serie en la subestación Nueva Pan de Azúcar.

Tabla 4-8: Característica V-I de los varistores del proyecto Polpaico – Cardones 2x500kV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


29/221


A partir de los puntos V-I, se procede a realizar la interpolación exponencial. De esta manera, las características de protección de los varistores de los condensadores serie en la subestación Nueva Pan de Azúcar, hacia Polpaico y Nueva Maitencillo, se presentan en la Figura 4-16 y Figura 4-17, respectivamente.

Figura 4-16:Curva V-I de los varistores de la subestación Nueva Pan de Azúcar hacia Polpaico.

Figura 4-17: Curva V-I de los varistores de la subestación Nueva Pan de Azúcar hacia Nueva Maitencillo.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


30/221


Pararrayos De la misma manera que para los varistores, se construyen las curvas utilizando una interpolación exponencial para representar más adecuadamente el comportamiento de los pararrayos de línea ante sobretensiones transitorias.

Figura 4-18: Curva V-I de los pararrayos de línea 500kV.

Figura 4-19: Curva V-I de los pararrayos de línea 220kV. P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


31/221


4.4.2 Subestaciones hacia el Norte de Nueva Cardones Varistores En cuanto a los MOV de los capacitores series entre las subestaciones Los Changos – Nueva Cardones, en la Tabla 4-9 se presenta la característica V-I.

Ipeak (kA)

Vpeak (p.u)

0

0,82149201

0,01

0,84369449

0,1

0,87522203

0,5

0,90319716

1

0,92273535

1,5

0,93294849

2

0,94005329

2,5

0,94715808

3

0,95426288

3,5

0,95914743

4

0,96314387

4,5

0,96714032

5

0,97069272

6

0,97868561

8

0,99067496

10

0,99511545

12

1

15

1,0079929

20

1,02131439

22

1,02531084

30

1,04351687

50

1,06660746

100

1,11012433

Tabla 4-9: Característica V-I en (p.u) de los varistores de los capacitores serie.del proyecto Los Changos – Nueva Cardones

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


32/221


Figura 4-20: Curva V-I en (p.u) de los pararrayos de protección de los capacitores serie, proyecto Los Changos – Nueva Cardones.

El valor 1 (p.u) de tensión para cada capacitor serie corresponde al nivel de protección como se indica a continuación: 

203.7 kV para el FSC de 34.77 Ω.



163.0 kV para el FSC de FSC 27.83 Ω.

Pararrayos Los valores proporcionados por el fabricante indican las siguientes características: 

MCOV: 355 kVrms



1kA 30/60s tensión residual: 819kVpeak



20kA 8/20 s tensión residual: 1086kVpeak



Clase de corriente de descarga: 20kA

En la Tabla 4-10 se presenta la característica V-I con los puntos ya interpolados exponencialmente del pararrayos y se representan en la Figura 4-21. Ipeak (A)

Vpeak (kV)

0,01

344 255

0,10

409 413

1

486 902

10

579 059

100

688 657

1 000

819 000

3 000

909 210

5 000

954 475

10 000

1 019 521

15 000

1 059 607

20 000

1 089 000

40 000

1 163 214

Tabla 4-10: Característica V-I de los pararrayos del proyecto Los Changos – Nueva Cardones, para el sistema de 500kV. P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


33/221


Figura 4-21: Curva V-I de los pararrayos de línea en 500 kV, proyecto Los Changos – Nueva Cardones.

Para los pararrayos en 220kV los valores proporcionados por el fabricante indican las siguientes características: 

MCOV: 192 kV rms



1kA 30/60s tensión residual: 375kV peak



20kA 8/20 s tensión residual: 496 KV peak



Clase de corriente de descarga: 20kA

La característica V-I interpolada se presenta en la Tabla 4-11 y se representa gráficamente en la Figura 4-22. Ipeak (A)

Vpeak (kV)

0,01

226 145

0,10

250 217

1

276 850

10

306 319

100

338 924

1 000

375 000

3 000

415 499

5 000

435 792

10 000

464 923

15 000

482 857

20 000

496 000

40 000

529 155

Tabla 4-11: Característica V-I de los pararrayos del proyecto TEN, para el sistema de 220 kV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


34/221


Figura 4-22: Curva V-I de los pararrayos de línea en 220 kV, proyecto Los Changos – Nueva Cardones.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


35/221


4.5 Líneas de transmisión 4.5.1 Configuración general Los parámetros utilizados para modelar las líneas de transmisión (tipo, conductores, diámetros, cables de guarda, flecha, largo cadena de aisladores y configuración de la torre más representativa) se extrajeron de la base de datos desarrollada en Digsilent Power Factory. En las tablas siguientes se resume la configuración espacial con la cual se modelan en ATPDraw.

Circuito 1

Circuito 2

Fase a Fase b Fase c Fase a Fase b Fase c

Conductor de Guarda

X (m) -8 -8 -8 8 8 8 0

Y(m) 54,5 44,0 33,5 33,8 44,3 54,8 57,5

Y torre (m) 49,0 38,5 28,0 28,3 38,8 49,3 57,5

Y mid (m) 36 25,5 15 15 25,5 36 44,2

Tabla 4-12: Configuración promedio de la línea de transmisión Polpaico – Nueva Pan de Azúcar 500 kV.

Circuito 1

Circuito 2


Conductor de Guarda

X (m) -8 -8 -8 8 8 8 0

Y(m) 59 48,5 38 38 48,5 59 62

Y torre (m) 53,5 43 32,5 32,5 43 53,5 62

Y mid (m) 38 27,5 17 17 27,5 38 46,7

Tabla 4-13: Configuración promedio de la línea de transmisión Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo 500 kV.

Circuito 1

Circuito 2


Conductor de Guarda

X (m) -7,25 -7,25 -7,25 7,25 7,25 7,25 0

Y(m) 59 48,5 38 38 48,5 59 62

Y torre (m) 53,5 43 32,5 32,5 43 53,5 62

Y mid (m) 40 29,5 19 19 29,5 40 48,7

Tabla 4-14: Configuración promedio de la línea de transmisión Nueva Maitencillo – Nueva Cardones 500 kV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


36/221


X (m) Circuito 1

Circuito 2

Fase a

-8,8

Y (m) 35

Fase b

-8,3

44,6

39,9

21,3

Fase c

-7,8

54,2

49,5

30,9

Fase a

8,8

35

30,3

11,7

Fase b

8,3

44,6

39,9

21,3

Fase c

7,8

54,2

49,5

30,9

0

63,5

63,5

44,9

Conductor de Guarda

Y torre (m) 30,3

Y mid (m) 11,7

Tabla 4-15: Configuración promedio de la línea de transmisión Nueva Cardones – Cumbre 500 kV.

Circuito 1

Circuito 2

X (m)

Y (m)

Y torre (m)

Y mid (m)

Fase a

-8,8

51

46,3

21,6

Fase b

-8,3

60,6

55,9

31,2

Fase c

-7,8

70,2

65,5

40,8

Fase a

8,8

51

46,3

21,6

Fase b

8,3

60,6

55,9

31,2

Fase c

7,8

70,2

65,5

40,8

0

79,5

79,5

54,8

Conductor de Guarda

Tabla 4-16: Configuración promedio de la línea de transmisión Cumbre – Los Changos 500 kV

La línea de transmisión desde Los Changos 500kV hasta Nueva Cardones 500 kV presenta transposición como se indica en el siguiente esquema:

conductor

Posición de cada

Circuito 1

Circuito 2 Figura 4-23: Esquema de transposición.

La línea de transmisión desde Nueva Cardones 500kV hasta Polpaico 500kV presenta la misma secuencia de transposición, por lo tanto se modela como se muestra en el esquema anterior.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


37/221


4.5.2 Compensación serie La compensación serie se extrae de la Base de Datos en DIgSILENT y se resume en la tabla siguiente.

Tramo de Línea Los Changos - Cumbre Cumbre - Nueva Cardones Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar

Nueva Pan de Azúcar - Polpaico

Lado Los Changos Cumbre Cumbre Nueva Cardones Nueva Maitencillo Nueva Pan de Azúcar Nueva Pan de Azúcar Polpaico

Valor [uF] 91,55 91,55 114,38 N/A N/A 102,78 54,7 N/A

Tabla 4-17: Compensación serie.

4.5.3 Compensación shunt La compensación shunt se extrae de la Base de Datos en DIgSILENT y se resume en las tablas siguientes.

Tramo de Línea Los Changos - Cumbre Cumbre - Nueva Cardones Nueva Cardones - Nueva Maitencillo Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar

Nueva Pan de Azúcar - Polpaico

Lado Los Changos Cumbre Cumbre Nueva Cardones Nueva Cardones Nueva Maitencillo Nueva Maitencillo Nueva Pan de Azúcar Nueva Pan de Azúcar Polpaico

Valor [Ω] 1666,667 1666,667 3333,33 3333,33 3333,33 N/A 3333,33 3333,33 1428,571 1428,571

Tabla 4-18: Compensación shunt de línea.

Subestación Los Changos Nueva Cardones Polpaico

Valor [Ω] 1428,571 1428,571 3333,33

Tabla 4-19: Compensación shunt en subestaciones.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


38/221


4.6 Transformadores Los parámetros de los transformadores pertenecientes al sistema bajo estudio son extraídos de la Base de Datos desarrollada en DigSilent Power Factory. En la Figura 4-24 se presentan los parámetros utilizados para el modelado en ATPDraw de los transformadores de 500/220kV de las S/E Nueva Pan de Azúcar, Nueva Maitencillo, Nueva Cardones y en la Figura 4-25 del autotransformador Los Changos.

Figura 4-24:Parámetros autotransformadores de Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar.

Figura 4-25: Parámetros autotransformador de Los Changos.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


39/221


A los modelos anteriores se debe incorporar la curva de saturación, la cual se estudia en detalle durante el desarrollo del estudio de energización de transformadores. Las dimensiones de los núcleos de los autotransformadores en cuestión se presentan en las figuras siguientes.

Figura 4-26: Dimensiones del núcleo de los autotransformadores de Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar.

Figura 4-27: Dimensiones del núcleo del autotransformador de Los Changos.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


40/221


La curva de saturación resultante del modelado del autotransformador de Los Changos resulta: 320 Leg

300 280 260 240

Fluxlinkage [Wb]

220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20

20

40 Ipeak [A]

60

Figura 4-28: Curva de saturación del autotransformador de Los Changos.

La curva de histéresis de correspondiente al modelado se presenta en la figura siguiente:

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


41/221


Curva de Histéresis 350

Flujo concatenado [Wb-turn]

300 250 200 150 100 50 -15

-13

-10

-8

-5

0 -3 -50 0

3

5

8

10

13

15

5

8

10

13

15

-100 -150 -200 -250 -300 -350 Corriente de excitación [A]



300 250 200 150 100 50 -15

-13

-10

-8

-5

0 -3 -50 0

3

-100 -150 -200 -250 -300 -350 Corriente de excitación [A] Figura 4-29: Característica de histéresis del autotransformador de Los Changos.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


42/221


La curva de saturación resultante del modelado del autotransformador de Los Changos resulta: 170 160

Leg

150 140 130 120

Fluxlinkage [Wb]

110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10

50

100

150

200

Ipeak [A]

Figura 4-30: Curva de saturación los autotransformadores de Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar.

La curva de histéresis de correspondiente al modelado se presenta en la figura siguiente:

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


43/221




150 100 50 0 -25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

10

15

20

25

-50 -100 -150 -200 Corriente de excitación [A]



150 100 50 0 -25

-20

-15

-10

-5

0

5

-50 -100 -150 -200 Corriente de excitación [A]

Figura 4-31: Característica de histéresis de los autotransformadores de Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar.

Todos los transformadores se modelan de acuerdo al modelo híbrido de ATPDraw. Para representar los cambiadores de tap se agrega un transformador ideal en serie.

XFMR A

A

P

n: 1

S

Y Y

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


44/221


Características para tener en cuenta: 

En cuanto a las disposiciones de los devanados respectos del núcleo, generalmente se utiliza el devanado de menor tensión más cercano al mismo, seguido del de mayor tensión.



Las capacidades parásitas tienen un efecto muy importante para el estudio de TRV, ya que es un fenómeno que se presenta a altas frecuencias. Se utilizan los valores proporcionados o en su defecto se estiman los valores de acuerdo a IEEE Std. C37.0111994.

Para generar la curva de magnetización se utiliza la ecuación de Frolich. 4.7 Generadores Los generadores se representan mediante el modelo clásico, a través de una fuente de tensión y una impedancia serie, la que corresponde a la impedancia subtransitoria de eje directo (Xd'').

Figura 4-32: Representación de los generadores - DIgSILENT vs. ATP.

Se añaden resistencias en paralelo para prevenir rebotes espurios; valores típicos 300-400Ω.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


45/221


5 ESTUDIO DE TRV 5.1 Metodología La determinación de los niveles de TRV se basa principalmente en los estándares IEC 62271100 e IEEE C37.011. Como este estudio se desarrolla para el sistema en la Fase III, se determinan los niveles de TRV para los interruptores de las subestaciones siguientes: Kapatur, TEN, Los Changos (220kV y 500kV), Cumbre, Nueva Cardones (ISA & TEN GIS), Nueva Maitencillo, Nueva Pan de Azúcar y Polpaico. Dado que son diversos factores los que influyen en la determinación del TRV, se debe seguir una estrategia para tener una consideración adecuada de todos ellos. La mayoría de los factores se consideran en una primera etapa, mediante un análisis estadístico, de esta manera se pueden seleccionar los casos más críticos. Una vez encontrados estos escenarios, se procede a graficar las formas de onda y compararlas con las curvas límites de los interruptores, lo cual se realiza en la etapa determinística. Los factores a ser considerados se listan a continuación: 

Tipos de fallas: Se realizan fallas trifásicas a tierra (3f-G), bifásicas aisladas (2f), bifásicas a tierra (2f-G) y monofásicas (1f).



Ubicación de las fallas: De acuerdo a esto se tiene: o

Fallas Terminales: Los puntos de fallas se ubican en los terminales de los interruptores

o

Fallas de línea: Los puntos de fallas están localizados sobre las líneas. Se evalúan los siguientes puntos: en ambos extremos, a un kilómetro de ambos extremos, a un tercio de ambos extremos y en el punto medio. Los puntos que implican una distancia menor a 5 kilómetros entre el interruptor y la falla se denominan fallas de línea corta (SLF). Los otros puntos (distancia mayor a 5 kilómetros) se denominan fallas de línea larga (LLF).



Condición de la red: Se toma en cuenta el estado de operación del sistema. Si todas las líneas se encuentran en servicio se considera condición “N”. De otra manera, si una de las líneas se encuentra fuera de servicio, se considera condición “N-1”.



Configuración de la subestación: Corresponde al estado de operación de los interruptores previo a la aplicación de la falla. Dependiendo de si están abiertos o cerrados, la distribución de la corriente de corto circuito en la subestación será diferente. Se utilizará una configuración de manera tal que se maximice la corriente de corto circuito a través del interruptor bajo análisis.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


46/221




Instante de la aplicación de la falla: Dependiendo del tiempo de aplicación de la falla con respecto al voltaje pre-falla se obtendrán distintas evoluciones transitorias de la corriente de cortocircuito. Dado lo anterior se barre un período completo el instante de aplicación de la falla (ver subcapítulo 5.1.4).



Tiempo de orden de apertura: Corresponde al tiempo cuando el interruptor (bajo análisis) debe operar. Para determinar este tiempo es necesario un análisis estadístico.



Estado de operación de los equipos de compensación: Dependiendo si uno o más equipos (serie o paralelo) se encuentran fuera de servicio, afectará el nivel de TRV. Principalmente los condensadores serie. La consideración bruta de todos estos factores involucra un considerable volumen de

simulaciones del sistema bajo estudio. En total se tienen 9 subestaciones, que dividen la línea de transmisión de doble circuito en 6 tramos. En cada subestación se tienen por lo menos 2 diagonales que involucran al menos 4 fallas terminales. Por cada tramo de línea de transmisión se deben evaluar al menos 7 puntos de falla, para ambos circuitos. Todo lo mencionado anteriormente multiplicado por la cantidad de simulaciones por fallas y por la variación del tiempo de aplicación de cada falla, supera fácilmente los 100000 casos. Considerando lo anterior se seguirá la siguiente estrategia: 1. Primero se tienen en cuenta los tipos de fallas, en condición de red N, con una configuración de las subestaciones que maximice el nivel de corto circuito para el interruptor bajo estudio, variando el instante de aplicación de la falla (con distribución uniforme en un ciclo) en relación “Maestro – Esclavo” con los interruptores que despejan (independientes entre polos y distribución gaussiana). 2. En cuanto a las localizaciones de las fallas, terminales y kilométricas, se pueden realizar las siguientes consideraciones sin perjuicio del objetivo del estudio: a. Para las fallas terminales de paños que se encuentren con similitud topológica se toma una diagonal como representación de los interruptores de la subestación.

Figura 5-1: Puntos de fallas: En rojo puntos a simular, en gris puntos equivalentes.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


47/221


b. Para las fallas terminales donde no se encuentren similitudes topológicas se consideran todos los puntos de falla.


c. Dado que la línea de transmisión es de doble circuito y transpuesta, para las fallas kilométricas se consideran los puntos de fallas en uno de los circuitos, por cada tramo.


3. De los puntos 1 y 2 se seleccionan los casos más críticos. De acuerdo al análisis de éstos se aplican fallas en condición de red N-1, en conjunto con la evaluación de los equipos de compensación, principalmente capacitores series. El objetivo es determinar condiciones asociadas a niveles de TRV que sean aceptables para los interruptores. 4. El reporte presenta los valores de TRV y RRRV asociados a la corriente interrumpida en porcentaje para todos los casos simulados. Además, se incluyen las gráficas estadísticas donde se presentan los niveles de TRV y RRRV encontrados para cada simulación (nube de puntos). 5. Los casos más críticos de fallas terminales y kilométricas clasificadas por subestación se presentan de manera gráfica en comparación con las curvas IEC y/o curvas del fabricante del interruptor.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


48/221


La siguiente tabla resume todos los factores nombrados anteriormente y su consideración durante para la realización del estudio: Factor

Comentario

Tipos de falla

3f-g, 2f-g, 2f y 1f

Ubicación de las fallas

Terminales, kilométricas

*Condición de la red

Red N para todos los escenarios, red N-1 para casos críticos

Configuración de la Subestación

Maximización del nivel de cortocircuito

Aplicación de la falla

Barrido 1 ciclo (distribución uniforme)

*Equipos de compensación

Posibilidad de operar en modo “bypass” de la compensación serie.

Tiempo de despeje

Dado por el tiempo de las protecciones más el tiempo de operación de los interruptores

Tabla 5-1: Resumen de factores que afectan el nivel de TRV.

*La condición de la red N-1 y estado de operación en servicio de los equipos de compensación se consideran para los casos críticos luego de realizar el análisis estadístico. El sistema tiene que presentar una modelación adecuada para el estudio de TRV, de acuerdo a los estándares nombrados. Por ello es importante contemplar las capacidades parásitas de los equipos que componen cada subestación de la Interconexión SIC-SING. Los detalles de la modelación se presentan en el apartado 4. Los parámetros del TRV se definen como función del voltaje nominal (Ur), el factor asociado al primer polo en despejar (Kpp) y al factor de amplitud (Kaf). Se utiliza la curva límite de 4 parámetros, donde

𝑢1 es la primera tensión de referencia, 𝑡1 es el tiempo para alcanzar 𝑢1 , 𝑢c es

la segunda tensión de referencia y 𝑡2 el tiempo para alcanzar

𝑢c . El RRRV es el cociente entre

𝑢1 /𝑡1 .

Figura 5-4: Representación de 4 parámetros de la curva límite de TRV. P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


49/221


Para calcular los parámetros estándar se utilizan las siguientes expresiones. Las ecuaciones (1) y (2) se extraen desde [1].

2 𝑢𝑐 = 𝑘𝑝𝑝 ∙ 𝑘𝑎𝑓 ∙ 𝑈𝑟 √ 3

(1)

2 𝑢1 = 0.75 ∙ 𝑘𝑝𝑝 ∙ 𝑈𝑟 √ 3

(2)

Los parámetros a utilizar de los interruptores se resumen en la tabla siguiente. I [%]

Kpp [p.u]

Kaf [p.u]

𝑢1 (*) [kV]

𝑡1 (*) [uS]

𝑢𝑐 (*) [kV]

𝑡2 (*) [uS]

𝑢1 /𝑡1 (*) [kV/uS]

GIS 220kV (Inom = 50kA)

T100

1,3

1,4

195

98

364

392

2

OP

2

1,25

300

196

500

392

1,54

GL 315 (Inom = 50kA)

T100

1,3

1,4

334 (334)

167 (167)

624 (624)

668 (668)

2 (2)

OP

2

1,25

514 (N.A.)

334 (N.A.)

857 (848)

668 (668)

1,54 (1,52)


T100

1,3

1,4

637

318

1189

1272

2

OP

2

1,25

980

636

1633

1272

1,54

GL 318 (Inom = 50kA)

T100

1,3

1,4

637 (1090)

318 (214)

1189 (1465)

1272 (856)

2 (3,57)

OP

2

1,25

980 (1143)

636 (428)

1633 (1905)

1272 (856)

1,54 (2,67)


T100

1,3

1,4

438

219

817

876

2

OP

2

1,25

674

438

1123

1752

1,54

Interruptor

Tabla 5-2: Parámetros IEC y del fabricante. *Valores entre paréntesis son parámetros dados por fabricante.

Subestación

Tipo

Interruptor

I nominal

Nombre

Tensión [kV]

TEN

220

GIS

GIS 220 kV

50

220

AIS

GL 315

50

500

AIS

GL 318

50

500

AIS

GL 318

50

800 (TEN)

AIS/GIS

GIS 800 kV

50

550 (ISA)

AIS/GIS

GIS 500 kV

40

220

GIS

GIS 220 kV

50

500

AIS/GIS

GIS 500 kV

40

220

GIS

GIS 220 kV

50

500

AIS/GIS

GIS 500 kV

40

220

GIS

GIS 220 kV

50

500

AIS

GIS 500 kV*

40

Los Changos Cumbre Nueva Cardones

Nueva Maitencillo Nueva Pan de Azúcar Polpaico

[kA]

Tabla 5-3: Interruptores de cada subestación en estudio. *

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


50/221


A continuación, se presentan las familias de curvas de los interruptores a analizar.

Figura 5-5: Curvas límites de interruptor GIS 220kV

Figura 5-6: Curvas límites de interruptor GL315

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


51/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


52/221


Figura 5-9: Curvas límites de interruptor GL318

Se puede realizar extrapolación entre 2 curvas, como se muestra en la siguiente figura:

A continuación, se presenta un diagrama esquemático que resume el procedimiento y en los subcapítulos siguientes se explicará con mayor detalle cada uno de los puntos ya mencionados.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


53/221


Figura 5-10: Esquema de la metodología para encontrar los casos críticos de TRV - parte I.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


54/221


Figura 5-11: Esquema de la metodología para encontrar los casos críticos de TRV – parte II.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


55/221


5.1.1 Tipo de fallas Las fallas 3f-g, 2f, 2f-g y 1f se realizarán mediante un switch que simule los cortocircuitos. La figura siguiente muestra los switches determinísticos que se utilizaran para las fallas a tierra y las fallas aisladas.

A A

Figura 5-12: Switches que simulan las fallas.

Los tiempos requeridos para configurar estos switches se obtendrán del análisis estadístico. Para ello se efectua un barrido de un ciclo (20 ms) con distribución uniforme, configurando un switch estadístico como se indica a continuación:

Figura 5-13: Switch estadístico para fallas.

Para realizar lo anterior es necesario especificar algunos parámetros de ATP como se indica en la siguiente tabla: Parámetro

STARTUP

ATPDraw

Valor

STATFR

50

DEGMIN

0

DEGMAX

360

ITEST

2

Tabla 5-4: Configuración de ATP para el switch estadístico de aplicación de la falla.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


56/221


5.1.2 Fallas terminales Se consideran diferentes configuraciones de las subestaciones dependiendo del interruptor bajo análisis, con el objetivo de forzar a que interrumpa la mayor corriente de cortocircuito. Para explicar este tema, se utiliza como ejemplo el análisis de fallas terminales en subestación Cumbre. A continuación, se presenta el diagrama unilineal de esta subestación.

Figura 5-14: Diagrama unilineal de subestación Cumbre.

Para analizar el TRV producido en el interruptor 52-K1, todos los demás interruptores se operan cerrados a excepción del 52-K4. Así, se tiene la peor condición ante falla en la barra B1 (mayor nivel de corto circuito), como se muestra en la figura siguiente.

Figura 5-15: Configuración para falla en terminal del interruptor 52-K1 del lado de la barra.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


57/221


En el caso de la falla en el terminal ubicado entre los interruptores 52-K1 y 52-K2, todos los interruptores se operan cerrados a excepción del interruptor 52-K2, como se muestra en la siguiente figura.

Figura 5-16: Configuración para falla terminal del interruptor 52-K1 ubicado entre los interrutores 52-K1 y 52-K2.

Esta metodología se replica para los interruptores 52-K3, 52-K4 y 52. Para analizar el TRV producido en el interruptor 52-K2, todos los interruptores se operan cerrados, excepto el interruptor 52-K1. Así, se tiene la peor condición ante fallas en el terminal ubicado entre los interruptores 52K1 y 52-K2 (mayor nivel de corriente de corto circuito), como se muestra en la siguiente figura.


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


58/221


En caso de una falla en el terminal conectado entre los interruptores 52-K2 y 52-K3, la metodología es la misma. Todos los interruptores se operan cerrados, excepto del 52-K3.


Esta metodología se replica para el interruptor 52-K5. Debido a la simetría de la subestación, se analiza solo una diagonal, y los resultados son representativos de la otra diagonal. Los tiempos de las protecciones asociados al despeje de fallas terminales estarán asociados a la función diferencial, dado que no cuentan con el tiempo de teleprotección como en el caso del despeje de fallas de línea. Se considerará un tiempo de la función diferencial de 30 ms. El tiempo de despeje estará dado por la suma del tiempo de aplicación de la falla, tiempo de la función de protección y tiempo de apertura del interruptor bajo análisis.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


59/221


5.1.3 Fallas de línea A continuación, se realiza un análisis de los tiempos de actuación de las protecciones para las líneas bajo estudio. A partir de este análisis se determinan los tiempos de apertura de todos los interruptores. Se asume que las líneas pertenecientes al proyecto Polpaico – Cardones 2x500kV están protegidas por funciones diferenciales y de distancia, con tiempos típicos de actuación equivalentes a los considerados a las líneas del proyecto Los Changos – Cardones 2x500kV. Las líneas del proyecto Los Changos - Cardones están protegidas con el relé P546 el cual permite protecciones diferenciales (87L) y de distancia (21), entre otras. De acuerdo a estas funciones, existen diferentes tiempos de operaciones de los interruptores. Para el caso de la función diferencial, los interruptores en ambos lados de la línea deben operar al mismo tiempo, con un retardo desde la aparición de la falla de 30ms típicamente. Debido al mecanismo de los interruptores, se considera un pequeño tiempo posible de desviación (informados). Si el sistema de comunicaciones falla (inconvenientes con el sistema de fibra óptica), entonces el relé cambia al modo de función 21. En caso de la función de distancia, el tiempo de operación de los interruptores depende de la zona en el cual la falla se localiza. Para este tipo de análisis, hay dos zonas de interés: -

Zona 1: si la falla se produce a una distancia menor que el 80% del largo de la línea visto desde el relé. Si el relé detecta una falla en zona 1, el enviará una orden al interruptor para que opere (abra). El tiempo máximo de operación sería 20 ms.

-

Zona 2: Si la falla se produce a una distancia mayor que el 80% del largo de la línea vista desde el relé. Cuan el relé detecta una falla en zona 2, la falla debe ser despejada antes de 120 ms [Norma Técnica].

Para la función de protección principal (87L: diferencial), el tiempo necesario para analizar la falla y enviar la orden al interruptor es de 30ms, incluyendo tiempos de medidas y comunicaciones. Hay dos posibles secuencias de tiempos de despeje de los interruptores para cada falla. En la Figura 5-19 y Figura 5-20 se muestran las secuencias de tiempo para el tramo Nueva Cardones – Cumbre cuando se produce una falla al 0% desde Nueva Cardones, con el objetivo de encontrar el peor caso. El tiempo de teleprotección de 20ms se considera en el caso de la operación de la función diferencial. Las lógicas PUTT (Permissive Underreach Transfer Trip) o POTT (Permissive Overreach Transfer Trip) envían una orden de operación al interruptor del extremo opuesto de línea cuando se detecta una falla en zona 1 para permitir un rápido despeje de ésta.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


60/221


Figura 5-19: : Secuencia de tiempo de despeje, función de distancia.

Figura 5-20: Secuencia de tiempo de despeje, función diferencial.

De acuerdo a estos esquemas, la función diferencial resulta más rápida que la función de distancia en el tiempo total de despeje, debido a que ésta termina de despejar la falla en 60±5 ms. Si la falla ocurriera cerca de Cumbre, el tiempo de despeje sería el mismo para la función diferencial. En caso de la función de distancia, la Figura 5-21 muestra la secuencia de tiempo.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


61/221


Figura 5-21: Secuencia tiempo de despeje, función de distancia.

En este caso, el tiempo de despeje es menor que el caso anterior. Por lo tanto, la función diferencial representa el peor caso para las simulaciones de TRV. Los tiempos de apertura de todos interruptores, fundamentado del análisis previo, se muestran en los siguientes apartados.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


62/221


5.1.3.1 Nueva Cardones – Cumbre 500kV Los puntos de falla de acuerdo al largo de la línea se muestran en la Figura 5-22. En el punto 0% se ubica el relé de referencia.

Figura 5-22: Tiempos de operación de los interruptores, Línea Nueva Cardones – Cumbre.

5.1.3.2 Cumbre – Los Changos 500kV Los puntos de falla de acuerdo al largo de la línea se muestran en la Figura 5-23. En el punto 0% se ubica el relé de referencia.

Figura 5-23: Tiempos de operación de los interruptores, Línea Los Changos – Cumbre.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


63/221


5.1.3.3 Los Changos – Ten 220kV Los puntos de falla de acuerdo al largo de la línea se muestran en la Figura 5-25. En el punto 0% se ubica el relé de referencia.

Figura 5-24: Tiempos de operación de los interruptores, Línea Los Changos – Ten.

5.1.3.4 Polpaico – Nueva Pan de Azúcar 500kV Los puntos de falla de acuerdo al largo de la línea se muestran en la Figura 5-25. En el punto 0% se ubica el relé de referencia.


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


64/221


5.1.3.5 Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo 500kV Los puntos de falla de acuerdo al largo de la línea se muestran en la Figura 5-26. En el punto 0% se ubica el relé de referencia.

Figura 5-26: Tiempos de operación de los interruptores, Línea Polpaico – Nueva Pan de Azúcar.

5.1.3.6 Nueva Maitencillo – Nueva Cardones 500kV Los puntos de falla de acuerdo al largo de la línea se muestran en laFigura 5-27. En el punto 0% se ubica el relé de referencia.

Figura 5-27: Tiempos de operación de los interruptores, Línea Nueva Maitencillo – Nueva Cardones.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


65/221


5.1.4 Análisis estadístico Se realiza un análisis estadístico para cada falla de cortocircuito de todos los interruptores bajo análisis. Para esto, se desarrollan 100 simulaciones por cada falla y se registran los valores máximos de TRV y RRRV producidos. Además, para cada uno de los resultados se obtienen los tiempos de aplicación de la falla y de orden de apertura del respectivo interruptor para permitir visualizar las curvas de TRV vs las curvas límites IEC. Los valores de TRV y RRRV para cada caso son calculados de la siguiente manera: 

Las medidas del RRRV se realizan con una aproximación a la secante entre el tiempo cuando el interruptor opera y el valor absoluto de la diferencia de potencial entre sus terminales.



Las medidas de TRV se realizan con el valor absoluto de la diferencia de potencial entre sus terminales.



Además, se calcula la curva límite de TRV de acuerdo a los parámetros IEC y a la corriente interrumpida.

Las simulaciones se realizan con las condiciones estadísticas siguientes: -

La tabla Tabla 5-5 resume toda la información respectiva asociada a cada tipo de interruptor por subestación: Proyecto

Subestaciones al norte de Nueva Cardones.

Vn

Icc

T apertura

Discrepancia máxima

[kV]

[kA]

[ms]

Cierre [ms] Apertura [ms]

Nueva Cardones

800

63

17

5

3.3

Cumbre

800

50

25

4

4

800

50

25

4

4

245

50

24

4

3

Ten

245

50

22

5*

3.3

Kapatur

245*

50*

14-19

4

2

550

40

18

2

2

245

50

27

2

2

550

40

18

2

2

245

50

27

2

2


550

40

18

2

2

245

50

27

2

2

Polpaico

550

40

18*

2

2

Interruptor

Los Changos

Nueva Cardones Subestaciones al sur de Nueva Cardones.

Nueva Maitencillo

Tabla 5-5: Tiempos de despeje de los interruptores (*) valores supuestos

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


66/221


-

La falla se aplicará en t= 20 ms, con distribución uniforme de un ciclo. El interruptor que simula la aplicación de la falla es tipo “Maestro”.

-

Todos los interruptores bajo estudio se modelan como polos independientes entre sí, tiempo medio igual a la suma del tiempo de apertura más el tiempo asociado a la protección diferencial y desviación estándar igual a una sexta parte del tiempo de máxima discrepancia de polo de la tabla anterior. Estos interruptores son de tipo “Esclavo” en relación al interruptor de la falla.

En la siguiente figura se muestra un esquema que representa la secuencia de simulación a utilizar y la resume los tiempos para el análisis estadístico de todos los interruptores.


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


67/221


5.2 Escenarios específicos Este apartado describe los escenarios considerados para el desarrollo del estudio de TRV. En el documento EE-ES-2016-0802-RB_Preparacion de la Base de Datos fueron desarrollados los escenarios base que representan las características de la demanda y despacho de generación del SIC y SING para el período y las Fases I, II y III. Se considerarán como escenarios de partida, los escenarios listados en la Tabla 5-6.

Nro 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

FASE

DEMANDA

HIDROLOGÍA SECA

ALTA HUMEDA FASE 01 SECA BAJA HUMEDA SECA ALTA HUMEDA FASE 02 SECA BAJA HUMEDA SECA ALTA HUMEDA FASE 03 SECA BAJA HUMEDA

ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC FULL ERNC NULO ERNC

Tabla 5-6. Resumen de Escenarios Base

A partir de estos escenarios, se desarrollan diferentes criterios con el objetivo de seleccionar los escenarios más críticos para el estudio TRV. Como criterio para su selección, se realiza un análisis de la potencia y nivel de cortocircuito en las barras de 500kV y 220kV de las subestaciones para la cuales se desarrolla el estudio. El objetivo es seleccionar el escenario con la mayor contribución y el que tenga la menor contribución en el sistema en Fase III. En la Tabla 5-7 y Tabla 5-8 se presenta el nivel de potencia y de corriente de cortocircuito para todos los escenarios bases. Además, se presenta en color “celeste” los escenarios para los cuales se tiene la mayor contribución y en “naranjo” los escenarios en los cuales se tiene la menor contribución.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


68/221


S/E Polpaico N. PdA N. Maitenc N. Cardones Cumbre Los Changos TEN Kapatur

Tensión kV 220 500 500 220 500 220 500 220 500 500 220 220 220

F3 H DA Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 8369.1 22.0 10851.3 12.5 8354.7 9.6 4744.0 12.4 7954.4 9.2 6236.8 16.4 7091.4 8.2 4596.6 12.1 6200.5 7.2 5900.4 6.8 6681.3 17.5 5565.3 14.6 6789.0 17.8

F3 H DA No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 9773.0 25.6 10981.5 12.7 6671.2 7.7 3874.9 10.2 6682.2 7.7 5419.4 14.2 6290.5 7.3 3824.5 10.0 5879.2 6.8 6176.8 7.1 8088.7 21.2 6505.0 17.1 8333.9 21.9

F3 H DB Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 7702.2 20.2 9644.7 11.1 7852.3 9.1 4557.1 12.0 7604.7 8.8 6096.4 16.0 6847.6 7.9 4505.3 11.8 6017.0 6.9 5734.6 6.6 6455.4 16.9 5393.5 14.2 6555.3 17.2

F3 H DB No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 8037.7 21.1 9734.5 11.2 6429.7 7.4 3770.5 9.9 6521.8 7.5 5385.1 14.1 6182.5 7.1 3798.1 10.0 5810.6 6.7 6140.9 7.1 7997.1 21.0 6447.4 16.9 8235.0 21.6

Tabla 5-7. Niveles de potencia y corriente de cortocircuito para escenarios bases, escenarios con hidrología húmeda.


Tensión kV 220 500 500 220 500 220 500 220 500 500 220 220 220

F3 S DA Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 10555.4 27.7 11743.0 13.6 8784.6 10.1 4829.5 12.7 8384.5 9.7 6385.9 16.8 7595.2 8.8 4723.4 12.4 6827.8 7.9 7035.5 8.1 9482.7 24.9 7817.0 20.5 9684.3 25.4

F3 S DA No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 11795.9 31.0 11766.9 13.6 6895.6 8.0 3952.0 10.4 6914.9 8.0 5542.0 14.5 6521.3 7.5 3904.5 10.2 6148.0 7.1 6651.4 7.7 9237.7 24.2 7677.5 20.1 9445.3 24.8

F3 S DB Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 8035.1 21.1 9584.4 11.1 7831.6 9.0 4544.3 11.9 7614.7 8.8 6116.5 16.1 6884.8 7.9 4552.6 11.9 6079.6 7.0 5878.5 6.8 6718.8 17.6 5933.1 15.6 6733.0 17.7

F3 S DB No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 10816.0 28.4 10336.0 11.9 6267.0 7.2 3794.8 10.0 6234.7 7.2 5348.0 14.0 6031.6 7.0 3758.3 9.9 5758.9 6.6 6262.3 7.2 8444.7 22.2 7153.1 18.8 8599.3 22.6

Tabla 5-8. Niveles de potencia y corriente de cortocircuito para escenarios bases, escenarios con hidrología seca.

Del análisis de las tablas anteriores, se tiene que: 

Escenario F3 S DA Full ERNC: Representa el escenario con la mayor contribución de potencia y corriente de cortocircuito en las barras de interés.



Escenario F3 H DB No ERNC: Representa el escenario con la menor contribución de potencia y corriente de cortocircuito en las barras de interés.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


69/221


Cabe destacar que, a pesar de que el nombre del escenario de mayor contribución al nivel de cortocircuito dice “Full ERNC”, tiene las mismas máquinas térmicas que el escenario “No ERNC”, sólo que el despacho es menor. Lo anterior se debe a que durante la noche las generadoras ERNC no podrán mantener el despacho que tengan durante el día. Por lo tanto, es lógico que este escenario sea el más conservador con respecto a la maximización del nivel de cortocircuito. Finalmente, para el estudio de TRV se contemplan los escenarios específicos F3 S DA Full ERNC y F3 H DB No ERNC.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


70/221


5.3 Resultados 5.3.1 Introducción En este capítulo se presentan los resultados de todas las simulaciones estadísticas realizadas para los interruptores bajo estudio, para el escenario de demanda alta. Los resultados se presentan divididos por subestación. Primeramente, se presenta tablas que resumen las fallas terminales que despejaron los interruptores según el caso y luego las fallas de línea para las diferentes ubicaciones indicadas en la metodología. Las variables indicadas en las columnas de las tablas se muestran a continuación y se describen de izquierda a derecha:

Tipo

Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]

RRRV límite [kV/µseg]

1f

GIS 220kV

255,32

55

425,88

0,57

58

3-5



TRV: Indica el máximo nivel de TRV encontrado entre 100 simulaciones de fallas indicadas en la primera columna.



Ibreak: Indica la mayor corriente de cortocircuito interrumpida entre los 3 polos durante la simulación de máximo TRV, y está expresada en porcentaje del valor RMS nominal del interruptor.



TRV Límite: Es el máximo valor de tensión admisible que soporta el interruptor de acuerdo a la corriente que interrumpió el polo asociado al máximo nivel de TRV encontrado.



RRRV: Corresponde al mayor valor de RRRV encontrado entre las 100 simulaciones realizadas para la falla correspondiente.



Ibreak: Indica la mayor corriente de cortocircuito interrumpida entre los 3 polos durante la simulación de máximo RRRV, y está expresada en porcentaje del valor RMS nominal del interruptor.



RRRV Límite: Es el máximo valor de RRRV admisible que soporta el interruptor de acuerdo a la corriente que interrumpió el polo asociado al máximo nivel de RRRV encontrado.



Tener en cuenta que los valores Ibreak y TRV límite no son correspondientes entre sí, dado que el primero es la máxima corriente entre los 3 polos.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


71/221


El color de fondo “verde” indica que no existen excesos del valor límite y el valor de fondo en “rosa” indica lo contrario, es decir, que fueron encontradas violaciones en las curvas límites TRV. Asimismo, el color de fondo en “amarillo” indica que corresponde a un caso especial. Los valores ingresados en las tablas corresponden a los resultados de las simulaciones estadísticas. Cada simulación realizada se resume en una gráfica (nube de puntos) que muestra los valores de TRV y RRRV máximos por separado. Las claves utilizadas para referirse a cada caso se presentan en la Figura 5-29 y a modo de ejemplo se presenta en la Figura 5-30 el caso CUK_trafo_Tb_3f-g, para máximos TRV por simulación.

Figura 5-29: Claves para referirse a los casos simulados.

Figura 5-30: Resultados estadísticos para 100 simulaciones del caso CUK_trafo_Tb_3f-g.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


72/221


Finalmente, se presenta un apartado para cada subestación que muestra las formas de onda de los casos más críticos y de interés. Estas curvas corresponden al valor absoluto del TRV resultante, con el objetivo de tomar en cuenta los máximos negativos, como se muestra en la siguiente figura:

Figura 5-31: Ejemplo de formas de onda para los resultados de TRV por fase en valor absoluto (rojo, verde y azul).

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


73/221


5.3.2 Ten 5.3.2.1 Máximos TRV y RRRV En la Tabla 5-9 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales. Se analizan fallas monofásicas en barra dado que las bifásicas o trifásicas en subestaciones tipo GIS son muy improbables, por lo cual solo se analizó la falla monofásica. En la Tabla 5-10 se muestra lo propio para fallas de línea.

Fallas terminales de Barra Tipo

Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 220kV

231,61

45

400,33

2,23

44

3-5

Tabla 5-9 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación TEN debido a fallas terminales.

Fallas de Línea: Los Changos - Ten 220 kV Interruptor bajo estudio: GIS 220 kV Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

381,9

7

425,88

2,8

7

>7

B

413,18

15

425,88

1,62

13

5-7

C

417,75

18

425,88

2,17

19

>7

D

413,46

22

425,88

2,17

20

5-7

A

408,1

6

425,88

2,8

7

>7

B

421,44

14

425,88

3,56

14

5-7

C

425,11

17

425,88

3,43

18

5-7

D

425,6

20

425,88

3,71

21

5-7

A

343,75

7

425,88

3,48

7

>7

B

398,72

15

425,88

3,69

16

5-7

C

416,91

20

425,88

4,07

20

5-7

D

426,64

24

500 (OP)

4,62

25

5-7

A

223,85

57

3-5

265,1

40

1,81 4,18

57

B

671,41 691,83

40

3-5

C

299,55

35

699,53

3,76

34

3-5

D

295,99

35

704,63

3,84

30

5-7

Tabla 5-10 TRV y RRRV máximos para interruptores de subestación TEN, debido a fallas de linea.

Si bien no se observan problemas de TRV máximo ni de RRRV máximo tanto para fallas terminales como para fallas de línea, resulta importante detallar lo que ocurre con la falla de línea 2f-g en el punto D. Para el caso TRV crítico (427kV vs 500kV utilizando la curva OP), el valor de RRRV obtenido en el polo en cuestión es menor a 1.54kV/µs. Este hecho no se correlaciona con el caso de RRRV crítico (4.62kV/µs) ya que pertenecen a simulaciones distintas dentro del análisis estadístico que fue realizado.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


74/221


5.3.2.2 Formas de onda A continuación, se muestran las formas de obtenidas para los casos resaltados en negrita de las tablas resultado en el apartado anterior.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


75/221


5.3.3 Kapatur 5.3.3.1 Máximos TRV y RRRV En la Tabla 5-11 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales. Particularmente se destaca que, como se trata de una GIS, solo se evaluó una falla monofásica. No se observan problemas de TRV máximo ni de RRRV máximo.


Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 220kV

255,32

55

425,88

0,57

58

3-5

Tabla 5-11 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Kapatur debido a fallas terminales.

5.3.3.2 Formas de onda

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


76/221


5.3.4 Los Changos 5.3.4.1 Máximos TRV y RRRV En la Tabla 5-12 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales.


Interruptor

1f 2f 2f-g

GL 318

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


535,17

16

1714,05

0,54

13

5-7

657,11

16

1694,3

0,63

16

5-7

591,78

19

1687,66

0,58

18

5-7

605,55

20

1694,37

0,6

19

5-7

Fallas terminales en Reactor de Línea Tipo

Interruptor

1f 2f 2f-g

GL 318

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


920,02

14

1714,05

2,36

14

>7

984,62

14

1701,72

2,49

15

5-7

935,45

16

1714,05

2,36

18

>7

618,61

19

1695,31

0,58

19

5-7

Fallas terminales en Reactor de Barra Tipo

Interruptor

1f 2f 2f-g

GL 318

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


952,35

14

1714,05

1,72

13

>7

1046,78

14

1701,41

1,85

14

5-7

980,85

18

1714,05

1,77

18

>7

617,07

19

1694,53

0,58

19

5-7

Fallas terminales en Transformador - Falla en primario Tipo

Interruptor

1f 2f 2f-g

GL 318

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


733,41

13

1391,13

1,8

13

>7

790,2

14

1380,27

1,69

14

5-7

831,51

16

1391,13

2,12

16

>7

622,76

17

1379,51

0,56

17

5-7

Fallas terminales en Transformador - Falla en secundario Tipo

Interruptor

1f 2f 2f-g

GL 318

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


738,39

7

1391,13

3,59

6

>7

750,78

6

1391,13

3,45

6

>7

819,12

7

1391,13

3,6

6

>7

739,53

7

1391,13

3,68

7

>7

Tabla 5-12 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Los Changos 500 kV debido a fallas terminales.

No se detectaron problemas de TRV ni de RRRV. A continuación, se presentan los resultados para fallas de línea:

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


77/221


Fallas de Línea: Cumbre - Los Changos Interruptor bajo estudio: GL 318 Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

785,49

3

1714,05

0,52

3

>7

B

612,93

1

1714,05

0,61

1

>7

C

826,04

1

1714,05

0,65

1

>7

D

675,76

3

1714,05

0,5

3

>7

E

675,89

7

1714,05

0,86

7

>7

F

742,59

10

1711,14

1,25

10

5-7

G

732,31

10

1711,61

1,27

10

5-7

H

741,3

18

1689,23

1,02

17

5-7

I

558,9

11

1714,05

0,67

11

5-7

A

1147,56

4

1714,05

0,97

4

>7

B

1055,16

2

1714,05

1

3

>7

C

1279,24

3

1714,05

1,49

3

>7

D

1263,43

4

1714,05

0,98

6

>7

E

1062,37

10

1712,95

1,35

10

5-7

F

1169,01

13

1704,66

1,49

13

5-7

G

1242,84

13

1703,45

1,49

12

5-7

H

1309,68

19

1687,38

1,24

19

5-7

I

652,17

15

1699,07

0,81

12

5-7

A

1089,65

3

1714,05

0,81

4

>7

B

934,47

2

1714,05

0,96

2

>7

C

889,2

2

1714,05

1,09

3

>7

D

1013,99

4

1714,05

0,78

5

>7

E

857,99

10

1713,21

1,2

10

5-7

F

884,51

13

1703,89

1,52

13

5-7

G

853,18

13

1704,29

1,47

13

5-7

H

851,92

20

1684,3

1,08

20

5-7

I

534,62

17

1692,58

0,71

17

5-7

A

1103,61

4

>7

1067,3

3

0,88 0,82

4

B

1714,05 1714,05

3

>7

C

1032,01

3

1714,05

1,09

3

>7

D

1067,33

3

1714,05

0,83

3

>7

E

988,19

11

1710,9

1,18

11

5-7

F

937,82

15

1699,07

1,54

15

5-7

G

933,49

15

1696,66

1,85

15

5-7

H

870,12

20

1682,5

1,13

20

5-7

I

558,82

17

1692,25

0,74

18

5-7

Tabla 5-13 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Los Changos 500 kV debido a fallas de línea.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


78/221


No se detectaron problemas de TRV ni de RRRV.


Interruptor

1f 2f 2f-g

GL 315

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


218,69

58

669,32

1,11

58

3-5

246,92

50

679,92

0,8

45

3-5

217,35

61

670,93

1,31

61

3-5

216,94

58

676,75

1,22

58

3-5


Interruptor

1f 2f 2f-g

GL 315

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


303,01

55

730,08

1,46

51

>7

293,71

47

683,69

1,6

44

3-5

359,55

55

730,08

1,59

53

3-5

209,2

56

679,39

1,49

56

3-5


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GL 315

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


267,99

19

718,6

3,67

19

5-7

266,39

15

723,54

3,4

15

5-7

349,76

23

730,08

4

22

5-7

295,22

23

720,27

4,4

23

5-7

Tabla 5-14 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Los Changos 220 kV debido a fallas terminales.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


79/221


Fallas de Línea: Ten - Los Changos 220 kV Interruptor bajo estudio: GL 315 Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

378,72

58

730,08

1,36

58

3-5

B

406,61

31

730,08

3,54

28

5-7

C

419,81

24

730,08

3,25

22

5-7

D

411,97

19

730,08

2,62

23

5-7

A

402,76

46

730,08

1,35

47

3-5

B

419,49

32

730,08

3,23

37

3-5

C

422,58

27

730,08

3,21

30

3-5

D

422,42

23

730,08

3,34

22

5-7

A

338,97

57

730,08

1,71

59

3-5

B

398,78

37

730,08

3,98 (SLF)

38

3-5

C

411,29

33

730,08

3,67

30

3-5

D

420,42

28

730,08

3,8

26

5-7

A

223,85

57

3-5

265,1

40

1,81 4,18 (SLF)

57

B

671,41 691,83

40

3-5

C

299,55

35

699,53

3,76 (SLF)

34

3-5

D

295,99

35

704,63

3,84

30

5-7

Tabla 5-15 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Los Changos 2200 kV debido a fallas de línea.

Para los casos en 220 kV tampoco se detectaron problemas.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


80/221



P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


81/221


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


82/221


En el caso LCHJ_TEN_B_3F-G se presenta un exceso en la fase A asociado a RRRV, por lo cual se utiliza la característica SLF de acuerdo a [5] para verificar si efectivamente existe. Finalmente se verifica que no existen violaciones de RRRV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


83/221


5.3.5 Cumbre 5.3.5.1 Máximos TRV y RRRV En la Tabla 5-16 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales.


Interruptor

1f 2f 2f-g

Gl 318

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


594,71

10

1714,05

0,27

10

5-7

980,2

12

1707,8

0,36

12

5-7

712,93

13

1706,64

0,37

13

5-7

734,84

14

1699,89

0,43

14

5-7

Fallas terminales en Reactor de Línea - Hacia Nueva Cardones Tipo

Interruptor

1f 2f 2f-g

Gl 318

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


959,75

10

1714,05

1,45

10

>7

1065,01

11

1708,89

1,74

12

5-7

996,45

12

1714,05

1,37

12

>7

744,61

14

1700,09

0,42

14

5-7

Fallas terminales en Reactor de Línea - Hacia Los Changos Tipo

Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

Gl 318

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


996,7

10

1714,05

2,2

10

>7

1076,9

11

1708,93

2,51

12

5-7

1026,24

12

1714,05

2,15

13

>7

744,42

14

1700,12

0,42

14

5-7

Tabla 5-16 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Cumbre 500 kV debido a fallas terminales.

En la Tabla 5-17 y Tabla 5-18 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas de línea, para los tramos Nueva Cardones – Cumbre y Cumbre – Los Changos respectivamente. No se detectaron problemas de TRV ni de RRRV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


84/221


Fallas de Línea: Nueva Cardones - Cumbre Interruptor bajo estudio: GL 318 Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

892

3

1714,05

0,59

3

>7

B

980,16

3

1714,05

0,54

3

>7

C

824,84

4

1714,05

0,57

3

>7

D

843,97

6

1714,05

0,71

5

>7

E

880,34

8

1714,05

0,9

8

>7

F

892,41

9

1714,05

0,88

10

5-7

G

865,46

10

1714,05

0,34

10

5-7

H

857,31

7

1714,05

0,25

7

>7

A

986,74

3

1714,05

0,75

3

>7

B

1147,45

4

1714,05

0,75

3

>7

C

1112,91

7

1714,05

0,85

9

>7

D

1181,47

9

1714,05

1,03

9

>7

E

1328,27

12

1707,46

1,37

11

5-7

F

1499,73

15

1698,74

1,6

15

5-7

G

1553,7

15

1697,47

0,56

15

5-7

H

1077,98

8

1714,05

0,44

9

>7

A

1097,05

3

1714,05

0,76

3

>7

B

1057,15

3

1714,05

0,71

3

>7

C

960,79

8

1714,05

0,86

8

>7

D

979,83

9

1714,05

1,05

10

5-7

E

922,63

12

1705,87

1,38

12

5-7

F

917,55

15

1699

1,5

15

5-7

G

923,96

15

1697,32

0,48

15

5-7

H

747,87

9

1714,05

0,39

10

5-7

A

1038,4

3

>7

1036,77

4

0,84 0,79

4

B

1714,05 1714,05

5

>7

C

1094,54

8

1714,05

0,98

9

>7

D

1091,1

11

1712,64

1,23

10

5-7

E

1016,39

14

1705,35

1,47

14

5-7

F

955,17

16

1696,12

1,97

16

5-7

G

958,59

17

1693,66

0,54

17

5-7

H

779,36

11

1710,8

0,46

11

>7

Tabla 5-17 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Cumbre 500 kV debido a fallas de línea – Tramo Nueva Cardones – Cumbre.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


85/221


Fallas de Línea: Cumbre - Los Changos Interruptor bajo estudio: GL 318 Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

631,48

7

1714,05

0,32

8

>7

B

866,73

12

1706,51

0,38

12

5-7

C

842,94

8

1714,05

0,78

8

>7

D

740,53

7

1714,05

0,7

7

>7

E

739,15

2

1714,05

0,41

1

>7

F

620,83

1

1714,05

0,82

1

>7

G

619,07

1

1714,05

0,87

1

>7

H

602,63

1

1714,05

0,72

1

>7

I

763,13

2

1714,05

0,89

2

>7

A

1102,94

12

1707,00

0,5

11

>7

B

1515,36

19

1687.51

0,62

18

5-7

C

1308,36

13

1703,08

1,35

13

5-7

D

1316,5

9

1714,05

0,89

9

>7

E

1158,83

3

1714,05

1,11

3

>7

F

1223,77

2

1714,05

1,38

2

>7

G

1308,26

2

1714,05

1,39

2

>7

H

1164,93

2

1714,05

1,06

2

>7

I

792,05

3

1714,05

0,73

3

>7

A

713,46

10

1713,59

0,41

11

5-7

B

924,33

18

1691,99

0,51

19

5-7

C

963,52

13

1705,76

1,36

13

5-7

D

1063,83

10

1714,05

0,85

9

>7

E

965,83

3

1714,05

0,97

4

>7

F

908,57

2

1714,05

1,09

2

>7

G

949,11

2

1714,05

0,99

2

>7

H

752,56

2

1714,05

1,05

2

>7

I

922,71

3

1714,05

0,92

3

>7

A

747,8

13

1709,80

14

5-7

B

977,95

21

1681,03

0,47 0,56

20

5-7

C

1024,66

14

1700,14

1,27

14

5-7

D

976,93

21

1681,12

0,57

20

5-7

E

1155,91

5

1714,05

0,92

5

>7

F

1139,37

3

1714,05

1,12

3

>7

G

1045,6

2

1714,05

1,08

3

>7

H

937,24

2

1714,05

0,72

2

>7

I

1103,51

5

1714,05

1

5

>7

Tabla 5-18 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Cumbre 500 kV debido a fallas de línea – Tramo Cumbre - Los Changos. P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


86/221



P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


87/221


5.3.6 Nueva Cardones (CB GIS 800kV) 5.3.6.1 Máximos TRV y RRRV En la Tabla 5-19 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales.


Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 800 kV

563,97

13

1704,69

0,31

12

5-7


Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 800 kV

952,98

13

1714,05

2,22

13

>7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 800 kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


915,16

14

1714,05

1,63

13

>7

1059,22

11

1709,21

1,73

12

5-7

952,67

14

1714,05

1,55

13

>7

694,67

14

1702,4

0,41

14

5-7

Tabla 5-19 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Cardones (TEN) 500 kV debido a fallas terminales.

Para las fallas de barra y de reactor de barra solo se consideraron fallas monofásicas (dado que son fallas en barras aisladas en gas). En la Tabla 5-20 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas de línea. No se detectaron problemas de RRRV ni de TRV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


88/221


Fallas de Línea: Nueva Cardones - Cumbre Interruptor bajo estudio: GIS 800 kV Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

758,66

12

1714,05

0,36

11

5-7

B

935,41

7

1714,05

0,88

7

>7

C

786,23

3

1714,05

0,65

4

>7

D

793,13

2

1714,05

0,58

3

>7

E

827,97

1

1714,05

0,57

2

>7

F

837,4

1

1714,05

0,5

2

>7

G

813,84

1

1714,05

0,49

2

>7

H

820,47

2

1714,05

0,36

2

>7

A

867,97

19

1686,08

0,46

19

5-7

B

1046,39

7

1714,05

0,97

8

>7

C

1069,5

5

1714,05

0,94

4

>7

D

1036,14

4

1714,05

0,93

5

>7

E

1070,05

4

1714,05

0,82

5

>7

F

1227,96

5

1714,05

0,71

5

>7

G

1308,44

5

1714,05

0,85

5

>7

H

1176,45

5

1714,05

0,64

4

>7

A

741,31

20

1714,05

0,42

16

5-7

B

896,37

9

1714,05

0,95

9

>7

C

725,62

6

1714,05

0,87

6

>7

D

707,23

4

1714,05

0,78

4

>7

E

861,24

4

1714,05

0,8

4

>7

F

935,14

3

1714,05

0,72

3

>7

G

973,67

3

1714,05

0,73

3

>7

H

765,19

5

1714,05

0,5

4

>7

A

606,16

21

1699,35

18

5-7

B

626,5

10

1712,72

0,44 1,11

10

>7

C

717,93

7

1714,05

1,09

7

>7

D

803,29

5

1714,05

0,96

6

>7

E

990,07

4

1714,05

0,92

4

>7

F

1045,33

3

1714,05

0,76

3

>7

G

1069,92

3

1714,05

0,81

3

>7

H

918,07

5

1714,05

0,57

5

>7

Tabla 5-20 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Cardones (TEN) 500 kV debido a fallas de línea.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


89/221



P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


90/221


5.3.7 Nueva Cardones (CB GIS 500kV) 5.3.7.1 Máximos TRV y RRRV En la Tabla 5-21 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales, para la subestación en 500 kV.


Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 500kV

562,49

16

945,3

0,32

15

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


955,31

16

955,89

1,69

16

>7

1025,57

21

938,63

1,77

21

5-7

999,24

21

955,89

1,77

18

>7

628,71

28

943,64

0,39

20

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1005

12

955,89

2,55

12

>7

862,65

21

936,95

1,8

14

>7

1056,71

15

955,89

2,4

15

>7

695,05

25

947,22

0,35

25

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 500kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


970,76

7

955,89

4,31

8

>7

943,38

7

955,89

6,09

7

>7

1046,76

8

955,89

4,99

9

>7

797,8

9

955,89

5,32

8

>7

Tabla 5-21 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Cardones (ISA) 500 kV debido a fallas terminales.

Se detectan problemas de TRV, donde el caso más crítico ocurre para una falla bifásica a tierra en terminal del transformador producida en el primario. La curva OP soporta 1123 kV, pero no se puede emplear en este caso dado que esta falla tiene un RRRV mayor al que soporta esta curva. Las formas de onda asociadas a esta falla se presentan en el subcapítulo siguiente. En la Tabla 5-22 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales, para la subestación en 220 kV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


91/221



Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 220kV

258,29

25

414,5

1,03

27

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 220kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


387,6

13

425,88

1,01

13

>7

338,94

13

425,88

1,08

13

5-7

378,75

15

425,88

0,97

15

>7

196,7

15

422,25

0,82

15

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 220kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


324,87

8

425,88

3,14

8

>7

352,56

9

425,88

3,19

8

>7

358,93

9

425,88

3,49

9

>7

236,17

10

425,88

3,64

10

>7

Tabla 5-22 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Cardones (ISA) 220 kV debido a fallas terminales.

No se detectan problemas de TRV ni de RRRV. En la Tabla 5-23 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas de línea. Se encuentran excesos de TRV para dos fallas monofásicas, siendo la más crítica producida en el punto B sobre la línea Nueva Cardones – Maitencillo. La forma de onda de este caso se presenta en el subcapítulo siguiente.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


92/221


Fallas de Línea: Nueva Cardones - Nueva Maitencillo Interruptor bajo estudio: GIS 500 kV Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

1049,83

3

1123 (OP)

0,66

6

>7

B

1168,1

3

1123 (OP)

0,63

7

>7

C

1013,3

5

1123 (OP)

0,72

8

>7

D

1019,06

7

1123 (OP)

0,81

9

>7

E

1028,56

8

1123 (OP)

0,9

10

5-7

F

1137,75

10

1123 (OP)

1,03

11

5-7

G

1051,49

12

1123 (OP)

0,35

13

5-7

A

1062,07

3

1123 (OP)

0,78

10

5-7

B

1029,25

7

955,89

0,68

7

>7

C

980,6

7

1123 (OP)

0,74

10

5-7

D

1108,66

7

1123 (OP)

0,75

10

5-7

E

1107,14

9

1123 (OP)

0,85

8

>7

F

990,59

11

1123 (OP)

1,02

11

5-7

G

994,7

17

1123 (OP)

0,38

13

5-7

A

914,48

7

955,89

0,75

7

>7

B

1031,25

7

1123 (OP)

0,73

7

>7

C

906,75

8

955,89

0,91

9

>7

D

919,78

8

955,89

0,88

10

5-7

E

820,47

10

955,89

0,96

11

5-7

F

885,81

12

955,89

1,19

12

5-7

G

890,64

16

955,89

0,41

15

5-7

A

651,66

3

>7

676,38

4

0,64 0,73

7

B

955,89 955,89

7

>7

C

845,21

7

955,89

0,84

9

>7

D

624,34

9

955,89

0,93

10

5-7

E

612,88

11

955,89

1,07

11

5-7

F

605,06

12

952,32

1,13

12

5-7

G

599,99

19

951,68

0,41

15

5-7

Tabla 5-23 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Cardones (ISA) 500 kV debido a fallas de línea.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


93/221



P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


94/221


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


95/221


5.3.8 Nueva Maitencillo 5.3.8.1 Máximos TRV y RRRV En la Tabla 5-24 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales, para la subestación en 500 kV.


Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 500kV

585,94

17

944,11

0,32

17

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


955,88

17

955,89

1,67

17

>7

1131,47

26

1123 (OP)

1,84

24

5-7

1057,92

25

955,89

1,83

25

>7

660,78

31

930,25

0,45

29

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1080,76

12

955,89

3,3

12

>7

1093,6

24

1123 (OP)

1,56

24

5-7

1046,29

18

955,89

2,37

18

>7

702,49

25

931,21

0,39

27

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 500kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


940,43

7

955,89

4,61

7

>7

927,51

7

955,89

5,9

7

>7

1035,35

8

955,89

5

8

>7

766,64

8

955,89

5,31

9

>7

Tabla 5-24 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Maitencillo 500 kV debido a fallas terminales.

Se encuentran problemas de TRV para 4 casos, asociados a fallas terminales en reactor de línea y fallas terminales en transformador del lado primario. El caso del reactor de línea supera el límite de la curva OP por 12 kV, siendo el caso más crítico. Los otros casos presentan TRV máximos que son menores a 1123 kV, máximo límite para curva OP, pero no se puede emplear ya que los RRRV asociados superan el límite de esta curva. No se detectaron problemas de RRRV. En la Tabla 5-25 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales, para la subestación en 220 kV. En estos casos no se detectaron problemas.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


96/221



Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 220kV

227,27

31

410,5

1,73

32

3-5


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 220kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


460,01

18

500 (OP)

1,2

18

>7

359,13

23

416,13

2,23

21

5-7

436,68

24

500 (OP)

1,49

22

5-7

219,24

26

415,34

1,63

26

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 220kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


338,04

11

425,88

4,17

10

5-7

395,92

13

423,25

4,64

11

5-7

334,33

13

425,88

4,77

12

5-7

276,51

15

423,28

5,14

15

5-7

Tabla 5-25 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Maitencillo 220 kV debido a fallas terminales.

En la Tabla 5-26 y Tabla 5-27 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas de línea, para los tramos Nueva Maitencillo - Nueva Cardones y Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar respectivamente. Se encuentran excesos de TRV para dos fallas monofásicas, siendo la más crítica producida en el punto B sobre la línea Nueva Cardones – Maitencillo (también coincide con el caso más crítico para los interruptores en Nueva Cardones (ISA)). La forma de onda de este caso se presenta en el subcapítulo siguiente. Los resultados asociados al despeje de fallas sobre la línea Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar no produjeron excesos de TRV ni problemas de RRRV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


97/221


Fallas de Línea: Nueva Maitencillo - Nueva Cardones 500 kV Interruptor bajo estudio: GIS 500 kV Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

1030,73

14

1123 (OP)

0,37

14

5-7

B

1158,12

11

1123 (OP)

1,12

11

5-7

C

992,85

9

1123 (OP)

0,98

9

>7

D

1000,99

7

1123 (OP)

0,76

7

>7

E

1008,92

5

1123 (OP)

0,74

6

>7

F

1130,76

4

1123 (OP)

0,63

4

>7

G

1041,67

3

1123 (OP)

0,59

3

>7

A

964,65

21

1123 (OP)

0,55

19

5-7

B

1019,86

17

1123 (OP)

1,35

15

5-7

C

970,68

13

1123 (OP)

1,1

10

>7

D

1100,62

11

1123 (OP)

0,99

11

5-7

E

1098,7

9

1123 (OP)

1,04

9

>7

F

1010,76

7

1123 (OP)

1,04

7

>7

G

999,3

6

1123 (OP)

0,59

5

>7

A

896,46

24

955,89

0,52

22

5-7

B

1018,98

17

1123 (OP)

1,34

17

5-7

C

883,76

14

955,89

1,24

12

5-7

D

905,53

11

955,89

1,03

10

5-7

E

811,73

9

955,89

1,02

7

>7

F

889,26

6

955,89

0,78

7

>7

G

885,75

6

955,89

0,74

4

>7

A

643,52

23

933,2

0,58

26

5-7

B

628,29

20

943,43

1,54

17

5-7

C

664,83

16

949,79

1,33

15

5-7

D

712,36

11

955,89

1,1

13

>7

E

721,69

9

955,89

1,09

9

>7

F

700,76

7

955,89

0,81

7

>7

G

722,83

6

955,89

0,76

6

>7

Tabla 5-26 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Maitencillo 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Cardones – Nueva Maitencillo.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


98/221


Fallas de Línea: Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar 500 kV Interruptor bajo estudio: GIS 500 kV Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

583,73

3

955,89

0,44

3

>7

B

662,8

5

955,89

0,61

5

>7

C

638,79

5

955,89

0,54

4

>7

D

619,1

3

955,89

0,43

3

>7

E

564,43

3

955,89

0,5

3

>7

F

638,51

2

955,89

0,4

2

>7

G

644,67

3

955,89

0,33

3

>7

H

796,43

8

955,89

0,57

8

>7

A

958,49

3

1123 (OP)

0,56

4

>7

B

951,73

6

955,89

0,78

6

>7

C

873,41

6

955,89

0,68

6

>7

D

886,62

4

955,89

0,6

4

>7

E

872,61

3

955,89

0,69

3

>7

F

782,94

4

955,89

0,67

3

>7

G

879,82

9

955,89

0,46

9

>7

H

831,66

10

955,36

0,95

10

>7

A

758,24

4

955,89

0,5

5

>7

B

716,66

6

955,89

0,6

5

>7

C

711,34

5

955,89

0,6

5

>7

D

682,9

4

955,89

0,59

4

>7

E

728,04

3

955,89

0,58

3

>7

F

721,1

3

955,89

0,55

3

>7

G

798,15

8

955,89

0,43

8

>7

H

962,85

9

1123 (OP)

0,8

10

5-7

A

759,09

5

>7

761,16

6

0,51 0,76

4

B

955,89 955,89

6

>7

C

765,07

5

955,89

0,84

5

>7

D

724,54

6

955,89

0,74

5

>7

E

734,58

4

955,89

0,64

4

>7

F

756,54

5

955,89

0,65

5

>7

G

801,6

9

955,89

0,51

9

>7

H

1065,48

10

1123 (OP)

0,81

10

5-7

Tabla 5-27 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Maitencillo 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


99/221



P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


100/221


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


101/221


5.3.9 Nueva Pan de azúcar 5.3.9.1 Máximos TRV y RRRV En la Tabla 5-28 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales, para interruptores de la subestación en 500 kV.

Fallas terminales en Reactor de Línea - Hacia Polpaico Tipo

Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500 kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1041,75

16

955,89

2,77

16

>7

1171,91

22

935,59

3,03

23

5-7

1109,64

26

955,89

2,9

26

>7

792,61

30

927,72

0,44

30

5-7

Fallas terminales en Reactor de Línea - Hacia Nueva Maitencillo Tipo

Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500 kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1013,77

16

955,89

1,77

16

>7

1170,35

23

935,25

1,98

23

5-7

1087,49

26

955,89

1,87

26

>7

769,75

29

928,14

0,42

28

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500 kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


678,93

14

955,89

2,01

14

>7

652,83

21

937,16

0,89

21

>7

865,24

22

955,89

1,89

22

>7

802,86

26

929,1

0,36

26

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 500 kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


692,35

7

955,89

4,71

7

>7

648,01

8

955,89

4,73

8

>7

771,3

9

955,89

5,22

9

>7

778,82

10

955,89

5,63

10

>7

Tabla 5-28 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Pan de Azúcar 500 kV debido a fallas terminales.

Se detectan problemas de TRV para fallas terminales en reactores de línea. El caso más crítico se encontró para una falla bifásica aislada de tierra en el reactor de línea que sale hacia Polpaico, cuyo valor es de 1172 kV. Las formas de onda de este caso se presentan en el subcapítulo siguiente. No se encontraron problemas de RRRV. En la Tabla 5-29 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales, para interruptores de la subestación en 220 kV. En estos casos no se detectaron problemas. P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


102/221



Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 220 kV

239,18

23

425,88

2,14

23

>7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 220 kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


468,29

8

500 (OP)

1,2

8

>7

361,88

10

425,59

0,72

10

>7

423,9

11

425,88

1,07

11

>7

271,24

12

424,68

0,52

12

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 220 kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


361,51

6

425,88

2,53

6

>7

396,92

7

425,88

2,77

7

>7

409,69

7

425,88

2,88

7

>7

312,37

8

425,88

3,66

8

>7

Tabla 5-29 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Pan de Azúcar 220 kV debido a fallas terminales.

En la Tabla 5-30 y Tabla 5-31 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas de línea, para los tramos Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar y Nueva Pan de Azúcar - Polpaico respectivamente. Se encuentran excesos de TRV para dos fallas monofásicas, siendo la más crítica producida en el punto H sobre la línea Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar. Este punto se encuentra en un extremo del capacitor serie de la línea. Las curvas de la tensión de recuperación asociadas a este caso se presentan en el subcapítulo siguiente. No se encontraron problemas de RRRV. Los resultados asociados al despeje de fallas sobre la línea Nueva Pan de Azúcar - Polpaico no produjeron excesos de TRV ni problemas de RRRV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


103/221



1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

647,1

13

949,54

0,32

13

5-7

B

938,42

16

945,58

1,11

16

5-7

C

877,22

13

950,17

0,94

13

5-7

D

863,32

10

954,46

0,79

11

5-7

E

828,8

9

955,89

0,66

9

>7

F

567,02

6

955,89

0,39

6

>7

G

657,57

4

955,89

0,45

4

>7

H

956,74

21

1123 (OP)

0,47

22

5-7

A

1043,63

24

932,87

0,52

22

5-7

B

1125,59

20

939,16

1,17

21

5-7

C

1061,94

17

943,68

1,08

16

5-7

D

1073,37

14

949,16

0,97

14

5-7

E

1059,19

13

950,64

0,83

13

5-7

F

883,09

10

955,24

0,62

9

>7

G

909,92

8

955,89

0,58

8

>7

H

1315,53

26

1123 (OP)

0,8

26

5-7

A

794,04

21

936,97

0,4

19

5-7

B

1019,91

20

938,43

1,34

22

5-7

C

1045,26

17

943,96

1,23

17

5-7

D

1037,33

14

948,91

1,1

14

5-7

E

1034,95

12

952,25

0,92

12

5-7

F

783,99

9

955,89

0,6

9

>7

G

830,14

8

955,89

0,55

8

>7

H

1015,33

28

925,05

0,56

29

5-7

A

808,89

25

5-7

1112,81

23

0,39 1,34

23

B

934,9 933,89

23

5-7

C

1111,57

18

942,11

1,2

18

5-7

D

1098,03

15

947,84

1,12

15

5-7

E

1113,73

12

951,2

0,93

12

5-7

F

888,16

10

954,96

0,61

10

5-7

G

820,44

9

955,89

0,54

9

>7

H

1028,8

29

924,51

0,56

29

5-7

Tabla 5-30 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Pan de Azúcar 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


104/221


Fallas de Línea: Nueva Pan de Azúcar - Polpaico 500 kV Interruptor bajo estudio: GIS 500 kV Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

729,59

3

955,89

0,33

3

>7

B

640,15

2

955,89

0,4

2

>7

C

741,93

3

955,89

0,39

3

>7

D

747,11

3

955,89

0,34

3

>7

E

760,52

4

955,89

0,42

4

>7

F

753,68

4

955,89

0,39

4

>7

G

821,86

6

955,89

0,38

6

>7

H

834,27

4

955,89

0,41

4

>7

A

710,78

5

955,89

1,1

6

>7

B

714,32

2

955,89

1,03

2

>7

C

1018,82

5

1123 (OP)

0,6

4

>7

D

1027,28

6

1123 (OP)

0,57

6

>7

E

976,33

7

1123 (OP)

0,59

7

>7

F

889,97

7

955,89

0,5

7

>7

G

1032,53

8

1123 (OP)

0,51

8

>7

H

1104,02

7

1123 (OP)

0,56

7

>7

A

679,75

5

955,89

0,59

5

>7

B

706,46

2

955,89

0,48

2

>7

C

796,79

3

955,89

0,37

3

>7

D

770,01

5

955,89

0,42

4

>7

E

803,33

6

955,89

0,46

6

>7

F

808,7

7

955,89

0,54

7

>7

G

922,83

9

955,89

0,61

9

>7

H

883,35

8

955,89

0,48

8

>7

A

633,6

5

>7

589,01

1

0,43 0,73

6

B

955,89 955,89

1

>7

C

759,01

2

955,89

0,48

3

>7

D

725,37

4

955,89

0,52

4

>7

E

747,98

6

955,89

0,45

5

>7

F

904,61

7

955,89

0,63

7

>7

G

1020,4

9

1123 (OP)

0,66

9

>7

H

883,76

8

955,89

0,5

8

>7

Tabla 5-31 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Pan de Azúcar 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Pan de Azúcar - Polpaico.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


105/221



P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


106/221


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


107/221


5.3.10 Polpaico 5.3.10.1 Máximos TRV y RRRV En la Tabla 5-32 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas terminales.


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500 kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


490,4

30

922,28

0,6

31

3-5

779,56

33

917,96

1,01

32

3-5

520,5

34

916,46

0,66

35

3-5

520,44

35

914,16

0,69

37

3-5


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500 kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


828,95

33

955,89

2,22

32

>7

915,86

32

919,72

2,43

32

3-5

869,86

36

955,89

2,31

36

>7

527,41

35

914,18

0,7

37

3-5


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 500 kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


811,36

32

955,89

0,96

33

>7

929,31

33

919,34

1,08

33

3-5

859,88

36

955,89

1

35

>7

523,41

35

914,23

0,7

37

3-5

Tabla 5-32 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Polpaico 500 kV debido a fallas terminales.

Se encuentra un problema de exceso de TRV para el despeje de fallas bifásicas aisladas en el terminal de barra del reactor de barra, de 10 kV. Como la corriente interrumpida supera el 30% de la corriente nominal, no se puede utilizar la curva OP. En el subcapítulo siguiente se presentan las formas de onda de este caso. No se encuentran problemas de RRRV. En la Tabla 5-33 se muestran los valores de TRV y RRRV máximos encontrados de las simulaciones estadísticas para fallas de línea. No se detectaron problemas de RRRV ni de TRV.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


108/221


Fallas de Línea: Nueva Pan de Azucar - Polpaico 500 kV Interruptor bajo estudio: GIS 500 kV Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

620,95

27

955,89

0,7

28

5-7

B

614,58

16

955,89

1,38

16

5-7

C

652,89

7

955,89

0,87

8

>7

D

657,46

5

955,89

0,63

5

>7

E

642,09

4

955,89

0,67

4

>7

F

702,57

4

955,89

0,48

4

>7

G

723,52

5

955,89

0,55

5

>7

H

955,31

4

955,89

0,54

4

>7

A

724,15

26

940,11

1,03

28

5-7

B

650,2

15

952,11

1,4

17

5-7

C

740,49

11

953,96

0,81

11

5-7

D

758,22

8

955,89

0,85

7

>7

E

828,5

6

955,89

0,72

6

>7

F

859,8

6

955,89

0,55

5

>7

G

863,56

6

955,89

0,55

7

>7

H

986,66

8

1123 (OP)

0,53

8

>7

A

544,81

30

955,89

0,75

30

3-5

B

529,69

18

955,89

1,45

18

5-7

C

575,91

10

955,89

0,85

11

5-7

D

713,72

7

955,89

0,81

7

>7

E

875,19

6

955,89

0,79

6

>7

F

877,73

5

955,89

0,6

5

>7

G

777,39

7

955,89

0,66

6

>7

H

1111,8

8

1123 (OP)

0,57

8

>7

A

464,4

30

3-5

499,66

21

0,8 1,54

31

B

923,04 937,86

19

5-7

C

592,31

12

952,18

0,96

12

5-7

D

762,19

8

955,89

0,82

8

>7

E

809,27

7

955,89

0,8

7

>7

F

847,46

5

955,89

0,68

5

>7

G

830,32

6

955,89

0,73

6

>7

H

1078,74

8

1123 (OP)

0,6

7

>7

Tabla 5-33 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Polpaico 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Pan de Azúcar – Polpaico.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


109/221



P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


110/221


5.3.11 Complementarios 5.3.11.1 Resultados GIS 500kV Escenario Demanda Baja Se realizó un nuevo análisis estadístico para los interruptores CB GIS 500kV para un escenario de demanda baja (DB), los cuales presentaron exceso de TRV en los resultados de los escenarios de demanda alta (casos más críticos). Resultados para Nueva Cardones Fallas de Línea: Nueva Cardones - Nueva Maitencillo Interruptor bajo estudio: GIS 500 kV Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

999.38

4

1123 (OP)

0.6

4

>7

B

1115.02

2

1123 (OP)

0.58

4

>7

C

948.79

3

955.89

0.43

3

>7

D

1012.56

4

1123 (OP)

0.74

6

>7

E

960.97

5

1123 (OP)

0.87

6

>7

F

1107.78

6

1123 (OP)

0.99

7

>7

A

1076.08

1

1123 (OP)

0.73

5

>7

B

1014.73

2

1123 (OP)

0.49

2

>7

C

1059.06

3

1123 (OP)

0.56

3

>7

D

956.87

4

1123 (OP)

0.84

5

>7

E

842.61

5

955.89

0.65

4

>7

F

1168.91

6

1123 (OP)

1.01

5

>7

A

808.38

1

955.89

0.8

3

>7

B

1024.9

3

1123 (OP)

0.69

3

>7

C

841.32

4

955.89

0.84

4

>7

D

839.39

4

955.89

0.91

6

>7

E

874.78

5

955.89

0.95

7

>7

F

975.28

6

1123 (OP)

1.32

7

>7

A

640.64

1

>7

615.03

2

0.76 0.78

4

B

955.89 955.89

4

>7

C

624.83

3

955.89

0.99

5

>7

D

556.87

4

955.89

1.03

5

>7

E

572.21

5

955.89

1.08

6

>7

F

579.82

8

955.89

1.38

7

>7

Tabla 5-34 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Cardones (ISA) 500 kV debido a fallas de línea, escenario de demanda baja.

La falla bifásica aislada en el punto F está asociada una resonancia. También se produce para el interruptor de Nueva Maitencillo.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


111/221



Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 500kV

513.71

10

954.82

0.29

10

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


982.69

8

1123 (OP)

1.99

8

>7

899.88

10

954.71

1.75

10

>7

914.4

8

955.89

1.96

10

>7

591.59

10

954.48

0.41

12

>7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 500kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


768.13

4

955.89

4.11

4

>7

759.38

4

955.89

4.57

4

>7

949.52

5

955.89

4.68

4

>7

671.52

5

955.89

4.82

5

>7

Tabla 5-35 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Cardones (ISA) 500 kV debido a fallas terminales, escenario de demanda baja.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


112/221


Resultados para Nueva Maitencillo


1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

437.59

1

955.89

0.37

1

>7

B

430.53

1

955.89

0.28

1

>7

C

390.69

1

955.89

0.23

1

>7

D

387.36

1

955.89

0.27

1

>7

E

363.6

1

955.89

0.27

1

>7

F

406.01

1

955.89

0.24

1

>7

G

469.72

1

955.89

0.22

2

>7

A

613.82

1

955.89

0.85

2

>7

B

539.75

1

955.89

0.56

1

>7

C

540.79

1

955.89

0.33

1

>7

D

475

1

955.89

0.37

1

>7

E

447.42

1

955.89

0.32

1

>7

F

501.56

1

955.89

0.39

1

>7

G

536.51

1

955.89

0.33

2

>7

A

557.13

2

955.89

0.65

2

>7

B

546.14

1

955.89

0.46

1

>7

C

472.86

1

955.89

0.33

1

>7

D

459.62

1

955.89

0.32

1

>7

E

424.75

1

955.89

0.36

1

>7

F

488.21

1

955.89

0.32

1

>7

G

515.08

2

955.89

0.29

2

>7

A

589.87

2

>7

538.1

1

0.74 0.58

2

B

955.89 955.89

1

>7

C

510.19

1

955.89

0.37

1

>7

D

457.93

1

955.89

0.41

1

>7

E

461.87

1

955.89

0.43

1

>7

F

537.26

1

955.89

0.37

1

>7

G

586.65

2

955.89

0.32

2

>7

Tabla 5-36 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Maitencillo 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar, escenario de demanda baja.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


113/221


Fallas de Línea: Nueva Maitencillo - Nueva Cardones 500 kV Interruptor bajo estudio: GIS 500 kV Fault Type

1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

990.29

10

1123 (OP)

0.4

9

>7

B

1101.95

7

1123 (OP)

1.08

7

>7

C

937.41

5

955.89

0.94

6

>7

D

994.28

4

1123 (OP)

0.75

4

>7

E

944.62

3

955.89

0.7

3

>7

F

1080.69

2

1123 (OP)

0.61

2

>7

A

1064.2

9

1123 (OP)

0.57

9

>7

B

998.9

7

955.89

1.18

6

>7

C

1050.86

5

955.89

0.98

5

>7

D

950.37

4

955.89

0.9

4

>7

E

837.72

4

955.89

0.73

4

>7

F

1160.6

3

1123 (OP)

0.83

3

>7

A

796.07

10

955.89

0.52

10

5-7

B

1006.19

8

1123 (OP)

1.3

8

>7

C

825.03

6

955.89

1.12

6

>7

D

832.22

5

955.89

0.95

5

>7

E

864.63

4

955.89

0.88

4

>7

F

963.95

3

1123 (OP)

0.71

3

>7

A

578.05

10

955.1

0.53

10

>7

B

592.77

8

955.89

1.33

8

>7

C

583.12

7

955.89

1.18

6

>7

D

570

5

955.89

0.92

5

>7

E

627.27

4

955.89

0.97

4

>7

F

649.97

4

955.89

0.91

3

>7

Tabla 5-37 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Maitencillo 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Cardones – Nueva Maitencillo, escenario de demanda baja.

La falla bifásica aislada en el punto F está asociada una resonancia, también se produce en el interruptor de Nueva Cardones.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


114/221



Interruptor

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


1f

GIS 500kV

519.74

11

954.08

0.33

11

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


916.8

11

955.89

1.6

11

>7

991.46

9

1123 (OP)

1.72

10

>7

906.2

11

955.89

1.54

11

>7

532.96

10

954.67

0.48

12

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


905.52

8

955.89

1.96

8

>7

895.72

9

955.89

2.03

9

>7

899.31

9

955.89

1.95

9

>7

551.9

9

955.89

0.39

10

>7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 500kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


919.31

4

955.89

4.1

4

>7

786.69

4

955.89

4.7

4

>7

934.75

5

955.89

4.51

5

>7

662.54

5

955.89

4.65

5

>7

Tabla 5-38 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Maitencillo 500 kV debido a fallas terminales, escenario de demanda baja.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


115/221


Resultados para Nueva Pan de Azúcar


1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

398.92

12

951.99

0.5

12

5-7

B

403.86

11

954.12

1.18

11

5-7

C

391.32

8

955.89

1.03

8

>7

D

400.19

7

955.89

0.86

7

>7

E

406.23

5

955.89

0.66

5

>7

F

413.61

4

955.89

0.66

4

>7

G

404.74

3

955.89

0.73

5

>7

A

459.4

8

955.89

0.56

9

>7

B

486.94

8

955.89

1.02

8

>7

C

443.01

6

955.89

0.85

7

>7

D

469.48

6

955.89

0.7

5

>7

E

472.68

4

955.89

0.67

5

>7

F

485.02

3

955.89

0.63

3

>7

G

476.46

3

955.89

0.66

2

>7

A

384.22

11

955.16

0.52

12

5-7

B

389.38

9

955.89

1.27

11

5-7

C

397.42

8

955.89

1.06

8

>7

D

402.86

7

955.89

0.88

7

>7

E

418.82

5

955.89

0.83

5

>7

F

441.19

4

955.89

0.72

5

>7

G

431.95

3

955.89

0.64

3

>7

A

375.45

10

5-7

380.83

9

0.51 1.21

10

B

955.38 955.89

9

>7

C

382.27

8

955.89

1.01

8

>7

D

400.1

6

955.89

0.87

6

>7

E

401.92

5

955.89

0.81

5

>7

F

431.15

4

955.89

0.73

5

>7

G

420.78

3

955.89

0.72

5

>7

Tabla 5-39 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Pan de Azúcar 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Pan de Azúcar – Polpaico, escenario de demanda baja.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


116/221



1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

467.8

8

955.89

0.26

7

>7

B

479.58

6

955.89

0.65

6

>7

C

454.85

4

955.89

0.5

4

>7

D

449.47

4

955.89

0.39

3

>7

E

453.25

3

955.89

0.35

3

>7

F

448

2

955.89

0.28

2

>7

G

431.02

1

955.89

0.24

1

>7

A

602.03

7

955.89

0.36

7

>7

B

592.51

5

955.89

0.68

5

>7

C

530.48

4

955.89

0.52

4

>7

D

513.39

3

955.89

0.47

3

>7

E

537.73

3

955.89

0.41

3

>7

F

527.94

2

955.89

0.39

2

>7

G

514.7

1

955.89

0.3

1

>7

A

532.45

8

955.89

0.35

8

>7

B

514.95

6

955.89

0.8

6

>7

C

468.7

5

955.89

0.58

5

>7

D

485.06

4

955.89

0.5

4

>7

E

498.55

3

955.89

0.47

3

>7

F

495.66

2

955.89

0.36

2

>7

G

482.97

1

955.89

0.31

1

>7

A

556.3

8

>7

546.36

6

0.39 0.82

8

B

955.89 955.89

6

>7

C

556.84

5

955.89

0.68

5

>7

D

555.67

4

955.89

0.54

4

>7

E

571.86

3

955.89

0.47

3

>7

F

608.17

2

955.89

0.35

2

>7

G

572.01

2

955.89

0.33

2

>7

Tabla 5-40 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Pan de Azúcar 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar, escenario de demanda baja.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


117/221


Fallas terminales en Reactor de Línea - Hacia Polpaico Tipo

Interruptor

1f 2f

GIS 500 kV

2f-g 3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


961.98

10

1123 (OP)

2.57

10

>7

1015.47

9

1123 (OP)

2.73

9

>7

956.1

11

1123 (OP)

2.52

11

>7

595.13

11

954.44

0.4

11

5-7

Fallas terminales en Reactor de Línea - Hacia Nueva Maitencillo Tipo

Interruptor

1f 2f

GIS 500 kV

2f-g 3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


924.42

10

955.89

1.62

10

>7

969.27

9

1123 (OP)

1.73

9

>7

938.51

11

955.89

1.62

11

>7

588.1

11

954.43

0.38

11

5-7


Interruptor

1f 2f

GIS 500 kV

2f-g 3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


941.9

8

955.89

1.99

8

>7

573.49

9

955.89

0.3

9

>7

677.31

10

955.89

1.5

10

>7

597.14

10

955.17

0.32

11

>7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 500 kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


932.94

4

955.89

3.99

4

>7

624.88

4

955.89

4.17

4

>7

688.25

5

955.89

4

5

>7

655.48

5

955.89

4.53

5

>7

Tabla 5-41 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Nueva Pan de Azúcar 500 kV debido a fallas terminales, escenario de demanda baja.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


118/221


Resultados para Polpaico


1f

2f

2f-g

3f-g

Location

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


A

398.92

12

951.99

0.5

12

5-7

B

403.86

11

954.12

1.18

11

5-7

C

391.32

8

955.89

1.03

8

>7

D

400.19

7

955.89

0.86

7

>7

E

406.23

5

955.89

0.66

5

>7

F

413.61

4

955.89

0.66

4

>7

G

404.74

3

955.89

0.73

5

>7

A

459.4

8

955.89

0.56

9

>7

B

486.94

8

955.89

1.02

8

>7

C

443.01

6

955.89

0.85

7

>7

D

469.48

6

955.89

0.7

5

>7

E

472.68

4

955.89

0.67

5

>7

F

485.02

3

955.89

0.63

3

>7

G

476.46

3

955.89

0.66

2

>7

A

384.22

11

955.16

0.52

12

5-7

B

389.38

9

955.89

1.27

11

5-7

C

397.42

8

955.89

1.06

8

>7

D

402.86

7

955.89

0.88

7

>7

E

418.82

5

955.89

0.83

5

>7

F

441.19

4

955.89

0.72

5

>7

G

431.95

3

955.89

0.64

3

>7

A

375.45

10

5-7

380.83

9

0.51 1.21

10

B

955.38 955.89

9

>7

C

382.27

8

955.89

1.01

8

>7

D

400.1

6

955.89

0.87

6

>7

E

401.92

5

955.89

0.81

5

>7

F

431.15

4

955.89

0.73

5

>7

G

420.78

3

955.89

0.72

5

>7

Tabla 5-42 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Polpaico 500 kV debido a fallas de línea, tramo Nueva Pan de Azúcar – Polpaico, escenario de demanda baja.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


119/221



Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500 kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


494.77

13

955.89

0.42

13

5-7

701.44

10

954.82

0.5

10

5-7

524.39

13

951.39

0.46

13

5-7

504.92

12

951.68

0.49

12

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g

GIS 500 kV

3f-g

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


853.75

13

955.89

2.27

13

>7

930.61

10

955.89

2.49

10

>7

823.77

13

955.89

2.18

13

>7

518.51

12

951.84

0.49

12

5-7


Interruptor

1f 2f 2f-g 3f-g

GIS 500 kV

TRV [kV]

Ibreak [%In]

TRV Límite [kV]

RRRV [kV/µseg]

Ibreak [%In]


833.43

13

955.89

0.98

13

>7

869.36

10

955.66

1.01

10

5-7

822.5

14

955.89

0.95

14

>7

510.81

12

951.76

0.5

12

5-7

Tabla 5-43 TRV y RRRV máximos para interruptores en subestación Polpaico 500 kV debido a fallas terminales, escenario de demanda baja.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


120/221


5.3.11.2 Resultados en condición N-1 para los casos más críticos Se presentan las formas de onda de los casos más críticos encontrados para el CB 500 kV GIS, en condición N-1 (salida de un circuito), máximo TRV. Caso NMK_NCIK_F_2F 1000

800

600

400

200

0 70

73

76

79

(f ile NCIK_traf o_tp_2f -g_N-1.pl4; x-v ar t) m:VTRVDA m:TRVCDB m:TRVCDC

82

m:VTRVDB

85

m:VTRVDC

[ms]

88

[s]

0,20

m:TRVCDA

Caso NMK_NCIK_F_2F (Resonancias) 1200

1000

800

600

400

200

0 0,00

0,04

0,08

(f ile NMK_NCIK_f _1f _resonancias_N-1.pl4; x-v ar t) m:VTRVDA m:TRVCDB m:TRVCDC

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

0,12 m:VTRVDB

0,16 m:VTRVDC

m:TRVCDA


121/221


Caso NMK_reactor_tl_2F

1200

1000

800

600

400

200

0 60

63

66

(f ile NMK_reactor_tl_2f _N-1.pl4; x-v ar t) m:VTRVDA m:TRVCDB m:TRVCDC

69 m:VTRVDB

m:VTRVDC

72

[ms]

75

[ms]

85

m:TRVCDA

Caso POK_reactor_tb_2F

1000

800

600

400

200

0 65

69

73

(f ile POK_reactor_tb_2f _N-1.pl4; x-v ar t) m:VTRVDA m:TRVCDB m:TRVCDC

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

77 m:VTRVDB

m:VTRVDC

81 m:TRVCDA


122/221


Caso POK_reactor_tb_2F 1200

1000

800

600

400

200

0 0,00

0,02

0,04

(f ile PAK_NMK_h_2f _N-1det.pl4; x-v ar t) m:VTRVDA m:TRVCDB m:TRVCDC

0,06 m:VTRVDB

m:VTRVDC

0,08

[s]

0,10

m:TRVCDA

En general todos los casos N-1 dieron menores niveles de TRV a los encontrados en los escenarios en condición N.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


123/221


5.3.11.3 Tiempos de despeje para los casos más críticos En la Tabla siguiente se presentan los tiempos de despeje de los casos más críticos, los cuales corresponden a escenarios de demanda alta.

Caso NCIK_NMK_f_1f CB NCIK [s] Cámara 1

Falla Cámara2

N/A

Polo A

Polo B

Polo C

Polo A

Polo B

Polo C

Polos A-B-C

0.0594953

0.0592625

0.0590597

0.0592693

0.0590308

0.0592455

0.011507

CB NMK [s] Cámara 1

Falla Cámara2

N/A

Polo A

Polo B

Polo C

Polo A

Polo B

Polo C

Polos A-B-C

0.0588858

0.0598956

0.0596667

0.0599385

0.0593652

0.0601306

0.011507

Caso NCIK_NMK_f_1f CB NCIK [s] Cámara 1

Falla Cámara2

N/A

Polo A

Polo B

Polo C

Polo A

Polo B

Polo C

Polos A-B-C

0.05974307

0.05880368

0.0596986

0.05895715

0.05941587

0.05975135

0.01127878

CB NMK [s] Cámara 1

Falla Cámara2

N/A

Polo A

Polo B

Polo C

Polo A

Polo B

Polo C

Polos A-B-C

0.05951739

0.05922038

0.05929941

0.05862705

0.05968173

0.05939696

0.01127878

Caso NCIK_trafo_tp_2f-g CB NCIK [s] Cámara 1

Falla Cámara2

N/A

Polo A

Polo B

Polo C

Polo A

Polo B

Polo C

Polos A-B-C

0.0733882

0.0734028

0.0731159

0.0741618

0.0734481

0.0736573

0.0255704

Caso NMK_reactor_tl_2f CB NCIK [s] Cámara 1

Falla Cámara2

N/A

Polo A

Polo B

Polo C

Polo A

Polo B

Polo C

Polos A-B-C

0.0608746

0.0616354

0.0606594

0.0608125

0.0609636

0.0601636

0.0129134

Caso NPK_reactor_tl_2f CB NCIK [s] Cámara 1

Falla Cámara2

N/A

Polo A

Polo B

Polo C

Polo A

Polo B

Polo C

Polos A-B-C

0.0687215

0.0677225

0.068007

0.0672953

0.0684282

0.0678782

0.0200146

Caso POK_reactor_tb_2f CB NCIK [s] Cámara 1

Falla Cámara2

N/A

Polo A

Polo B

Polo C

Polo A

Polo B

Polo C

Polos A-B-C

0.0707528

0.0719978

0.0719004

0.0718274

0.0712464

0.0718288

0.0236551

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


124/221


5.4 Análisis particular de casos críticos En este apartado se presenta un análisis adicional sobre los casos críticos encontrados durante el análisis de TRV para el escenario de demanda alta. El mismo tiene como objetivo, en principio, revalidar los resultados obtenidos considerando los parámetros TRV provistos por el fabricante de los interruptores, en lugar de los estándares definidos por [3]. Finalmente, de persistir las violaciones el análisis concluye en propuestas de maniobras operativas y consideraciones adicionales para mitigar las violaciones encontradas. 5.4.1 Incumplimientos encontrados De los resultados obtenidos a partir del análisis estadístico se concluye en que los interruptores principalmente afectados se corresponden con el equipamiento GIS en 500kV pertenecientes al proyecto ISA, desde la SE NUEVA CARDONES hacia la SE POLPAICO. Particularmente, se tienen excesos por TRV máximo y se dan en: 



SE Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar: o

Despeje de fallas en reactor de línea

o

Despeje de fallas en primario y secundario del autotransformador

Falla de línea bifásica aislada en Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar en el punto H, que corresponde a un extremo del capacitor serie (lado Nueva Maitencillo)

Siendo así, se toma como referencia, para cada incumplimiento citado, aquel caso que da lugar a la mayor violación. De esta manera, se evalúan las siguientes contingencias representativas de cada uno de las situaciones críticas halladas: FALLAS TERMINALES Subestación

Lugar

Tipo

TRVmáx. [kVpk]

Iinterr [%In]

Nueva Cardones

AT transformador

2f-g

1057

15

Nueva Maitencillo

Reactor de línea

2f

1123

26


Reactor de línea (lado Polpaico)

2f

1172

22

Polpaico

Reactor en barra

2f

929

33

Tabla 5-44

FALLAS DE LÍNEA Subestación

Lugar

Tipo

TRVmáx. [kVpk]

Iinterr [%In]


H

2f

1316

26

Tabla 5-45

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


125/221


5.4.2 Actualización de parámetros TRV de interruptores A causa de que en el análisis TRV anteriormente realizado se utilizaron curvas estándar en función de los parámetros normalizados en [3], se re-evalúan los casos más críticos contemplando en esta ocasión parámetros reales provistos por los ensayistas de los interruptores SIEMENS según sus informes técnicos. A continuación, se exponen los parámetros de T100 usados en el análisis completo presentado en 5.1 y que los que serán contemplados en este apartado: Subestación

In [kA]

t1 [𝝁𝒔]

u1 [kV]

t2 [𝝁𝒔]

uc [kV]

RRRV [𝒌𝑽/𝝁𝒔]

ID

IEC 62271

40

219

438

876

817

2

old

SIEMENS

63

253

505

1010

943

2

new

Tabla 5-46

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


126/221


5.4.3 Resultados principales Para cada uno de los casos críticos citados en la Tabla 5-44 y Tabla 5-45, se repiten las simulaciones estadísticas contemplando los parámetros TRV del nuevo tipo de interruptor. De esta manera, se contrasta con los resultados anteriormente citados en el apartado 5.3 denotando aquellas simulaciones estadísticas que presenten incumplimientos en ambos casos. Fallas terminales

Figura 5-32

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


127/221


Figura 5-33

Figura 5-34

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


128/221


Figura 5-35

A partir de las figuras se pueden observar todos los casos que presentan incumplimientos y la proporción de los mismos dentro del total de simulaciones estadísticas realizadas. % de incumplimientos old

new

vs

Nueva Cardones

AT transformador

2f-g



35



0

Nueva Maitencillo

Reactor de línea

2f



60



0


Reactor de línea (lado Polpaico)

2f



100



95

Polpaico

Reactor en barra

2f



2



0

Tabla 5-47

De los resultados se desprende la eliminación de todo tipo de incumplimiento presentado en las subestaciones Nueva Cardones, Nueva Maitencillo y Polpaico en 500kV. Se tiene, por otro lado, que el interruptor del reactor de línea en la subestación Polpaico, si bien presenta una reducción en la proporción de incumplimientos, este es del 5% representando aún un valor elevado en la proporción de violaciones.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


129/221


Falla de línea El único tipo de falla de línea que se presenta se corresponde con falla bifásica aislada en el punto H de la línea Nueva Maitencillo - Pan de Azúcar, buscando determinar el valor máximo de

MOV

MOV

MOV

TRV en esta última subestación.

MOV

S/E GIS

MOV

C1 MOV

C2 LCC

LCC

LCC

CC

C

35.4 km 35.4 km

C1

35.4 km

bca

abc

MOV

D

H

A MOV

MOV

MOV

C1


Figura 5-36

De los resultados arrojados del análisis estadístico, se observa que con el nuevo interruptor el porcentaje de corriente interrumpida respecto a la nominal es del orden 16-18% y los valores de RRRV son inferiores a 1.54𝑘𝑉/𝜇𝑠 por lo que es posible contrastar los resultados de valores TRV máx contra la curva OP fijada por norma. Estos hechos se muestran en la figura a continuación.

Figura 5-37 P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


130/221


Figura 5-38

De la figura anterior se desprende lo siguiente: % de incumplimientos old Nueva Pan de Azúcar

H

2f



100

new

vs 

1

Figura 5-39

La actualización de las especificaciones del interruptor produce una disminución del 99% en la proporción total de incumplimientos por TRV máximo en el tipo de falla observado.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


131/221


5.4.4 Medidas operativas de mitigación A partir del análisis anterior se observa que, a causa de la actualización de las especificaciones de los interruptores, fundamentalmente la del valor de corriente de ruptura nominal (40kA  63kA), la proporción de incumplimientos para la mayoría de los casos críticos disminuyó a tal medida de eliminar las violaciones por TRV máximo encontrados en el apartado 5.3. Las subestaciones que denotan tal mejora son: 

Nueva Cardones 500kV



Nueva Maitencillo 500kV



Polpaico 500kV

Sin embargo, la subestación Nueva Pan de Azúcar persiste con incumplimientos por TRV máximo producidos para los casos críticos evaluados. Para cada uno de éstos se evalúa a continuación una medida operativa de mitigación con tal de reducir las violaciones en cuestión CB línea NPAZ  Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar: Falla de línea bifásica aislada en H Habiendo actualizado las especificaciones de los interruptores, el mayor nivel de corriente de ruptura nominal trae como consecuencia una comparación de los valores TRV máximos contra límites más altos dado que, como se observa en la Figura 5-38, estos valores son contrastados contra curvas de mayor aptitud (menor %In interrumpida) para tolerar sobretensiones transitorias entre terminales del interruptor. Sin bien los incumplimientos dentro del conjunto de simulaciones estadísticas son mucho menores, se busca determinar una medida con tal de disminuir el perfil de valores TRV máximo encontrado y eliminar completamente las violaciones. La particularidad principal del tipo de falla desde donde parte el análisis es la localización de la misma. El hecho de que sea en terminales del capacitor, lleva a pensar la evaluación del bypass del capacitor serie/MOV como medida operativa de mitigación. Dicha maniobra representa una acción reconocida para disminuir valores de TRV máximo por lo que será analizada a continuación. Según [8] donde se presenta el Sistema de Control y Protección de las líneas de Nueva Pan de Azúcar, las condiciones para el puenteo del capacitor serie/MOV son: 1. Protección por sobrecorriente del MOV: Provee un rápido cierre del interruptor bypass por fallas cercanas al banco del capacitor en caso que la corriente que circula por el MOV exceda un umbral fijado. De esta manera, si la corriente sobrepasa el nivel de 6.7kApk durante un tiempo mayor a 1ms, se inicia el cierre del interruptor bypass del banco y del MOV para las fases afectadas.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


132/221


2. Protección por energía disipada en MOV: El sistema de protección del banco computa la energía disipada por el MOV por medio de la integración del producto VI del varistor. El umbral fijado por esta protección es de 20.8MJ. Si este umbral de energía es sobrepasado, se inicia el cierre del interruptor by-pass. En función de las condiciones para el puenteo del capacitor serie/MOV, se realiza un análisis teniendo en consideración el retardo del cierre del interruptor una vez emitida la orden de puenteo. En consecuencia, se analizan los siguientes casos: a) By-pass instantáneo (con SPARK-GAP) Se re-evalúa el caso crítico por medio de simulaciones estadísticas obteniendo el siguiente resultado de perfil de valores TRV máximos.

Nuevas especificaciones del interruptor

Influencia del bypass

Figura 5-40

Como se observa en la figura anterior, la influencia del bypass del capacitor serie/MOV permite reducir notoriamente los perfiles de valores TRV máximo en el interruptor en cuestión, localizado en Nueva Pan de Azúcar, que se encuentra despejando una falla crítica. La reducción de este perfil permite afirmar también la desaparición de incumplimientos normativos para el nuevo interruptor contemplado.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


133/221


% de incumplimientos old


H

2f



vs

100

new sin bypass con bypass 

1



0

A continuación, se muestran las evoluciones temporales correspondientes al caso de mayor TRV máximo encontrado de las simulaciones estadísticas. Específicamente, se muestran la corriente instantánea por el MOV, la energía disipada por el mismo y las curvas TRV resultantes.

Figura 5-41

Figura 5-42 – Curvas TRV por fase P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


134/221


b) By-pass con retardo dado por actuación de protecciones y cierre mecánico de interruptor (protección sin SPARK GAP) A partir de la emisión de orden de by-pass igual 31.8ms, según se observa en la Figura 5-41 a causa de la actuación de protección por sobrecorriente del MOV, se realiza un análisis sistemático de cierre del interruptor que produce el by-pass.

Retardo en cierre de by-pass

Falla

By-pass efectivo de capacitor serie/MOV

Detección de sobrecorriente en MOV 31.8ms

Despeje de falla del interruptor (extremo NPAZ)

Figura 5-43

El análisis sistemático arroja los siguientes resultados:

Valores máximos de TRV en interruptor de línea 1200

1000

VTRV (kVpk)

800

600

400

200

0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Cierre de interruptor by-pass desde detección de protección (ms) VTRVa

VTRVb

VTRVc

TRV límite polo fase A

Figura 5-44

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


135/221


Se puede observar que para un tiempo de cierre del interruptor by-pass entre 7 y 10 ms desde la emisión de la orden por la protección, se encuentran violaciones por máximo TRV para el polo correspondiente de la fase A del interruptor del circuito en falla en Nueva Pan de Azúcar hacia Nueva Maitencillo. En consecuencia, la hipótesis inicial planteada en a) descartaría la presencia de violaciones a causa de una actuación instantánea de un esquema by-pass, mientras que del análisis en b) se desprende la necesidad de evitar la zona 7-10ms luego de la detección de la sobrecorriente. De esta manera, se concluye que el tiempo de by-pass post detección de sobrecorriente del MOV deberá ser, como mínimo, mayor a 10ms y tendrá que operar antes que la apertura del interruptor de Nueva Pan de Azúcar que despeja la falla. CB reactor de línea NPAZ  Falla terminal bifásica aislada Este caso representa uno de los más severos encontrados durante el análisis ya que, a pesar de haber logrado una reducción de los incumplimientos, esta fue del 29% por lo que se proponen a continuación mejoras a nivel operativo y de diseño: 1. Salida de servicio del circuito correspondiente afectado por el reactor de línea Esta propuesta refiere al esquema de protecciones de la subestación Nueva Pan de Azúcar, con el objetivo de “responsabilizar” a los interruptores de la subestación por el despeje de falla terminal ocasionado en el reactor de línea. En materia de TRV, este caso sería el correspondiente a una falla en el punto A de la línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico, donde se obtuvieron resultados sin incumplimientos, como pueden verse en la Tabla 5-30. Como consecuencia negativa de la solución se tiene que, frente a fallas de un reactor de línea, la maniobra demanda la salida de servicio del circuito en falla. 2. Instalación de varistores MOV en paralelo a los interruptores de los reactores Esta solución es de carácter de diseño por lo que no será analizada en detalle, sino que se presenta como una evaluación a futuro a considerar. La referencia [9] establece que varistores MOV conectados eléctricamente entre terminales de los interruptores pueden limitar los valores de TRV máximos obtenidos. Su función se asemeja a la de los varistores instalados en paralelo a los capacitores serie para limitar la corriente por los mismos.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


136/221


5.5 Conclusiones Las principales conclusiones en base a los resultados del estudio de TRV son las siguientes: 

Interruptores GIS 800 kV presentes en S/E Nueva Cardones: Están habilitados para cumplir los requerimientos de TRV y RRRV para fallas terminales y fallas de línea. Se utilizaron parámetros de TRV dados por el fabricante.



Interruptores GIS 500 kV presentes en S/E Nueva Cardones (hacia Polpaico), S/E Nueva Maitencillo y S/E Nueva Pan de Azúcar: Se encontraron excesos de TRV para fallas terminales y fallas de línea en condiciones de parámetros estándar IEC.



Interruptores GL 318 presentes en S/E Los Changos, S/E Cumbre y S/E Nueva Cardones (reactores de línea hacia Cumbre): Satisfacen todos los requerimientos de TRV y RRRV encontrados, tanto para fallas terminales como para fallas de línea. Se utilizaron parámetros de TRV dados por el fabricante.



Interruptores GL 315 en S/E Los Changos 220kV: No se detectaron excesos de TRV ni problemas de RRRV. Se utilizaron parámetros de TRV dados por el fabricante.



Interruptores GIS 220 kV presentes en S/E TEN, S/E Kapatur, S/E Nueva Cardones 220kV, S/E Nueva Maitencillo 220kV y S/E Nueva Pan de Azúcar 220kV: Cumplen satisfactoriamente los requerimientos encontrados de TRV y RRRV. Se utilizaron parámetros de TRV dados por el fabricante.

Finalmente, solo se detectaron problemas para los interruptores GIS 500 kV. A continuación, se presentan el análisis particular de este tipo de interruptor. La re-evaluación de los casos más críticos contemplando las especificaciones reales de los interruptores GIS en 500kV, principalmente el valor nominal de corriente de ruptura de 63kA, da lugar a curvas límites más holgadas para tolerar los niveles de TRV máximos encontrados. Esto hace que los incumplimientos antes existentes desparezcan, verificando la aptitud de la mayoría de los interruptores. Los principales resultados del análisis de los casos más críticos desarrollado, se presenta contrastando al interruptor genérico utilizado en la fase inicial. Estos enumeran a continuación: 

El interruptor en Nueva Cardones con el que se despeja la falla crítica bifásica a tierra en el lado AT del transformador, disminuye un 35% la proporción de fallas obtenida en la fase inicial del estudio. Todos los incumplimientos del análisis estadístico desaparecen.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


137/221




El interruptor del reactor de línea en Nueva Maitencillo con el que se despeja la falla crítica bifásica aislada, disminuye un 60% la proporción de fallas obtenida en la fase inicial

del

estudio.

Todos

los

incumplimientos

del

análisis

estadístico

desaparecen. 

El interruptor en Polpaico con el que se despeja la falla crítica bifásica aislada en el reactor de barra, disminuye un 2% la proporción de fallas obtenido en la fase inicial del estudio. Todos los incumplimientos del análisis estadístico desaparecen.



El interruptor del reactor de línea en Nueva Pan de Azúcar con el que se despeja la falla crítica bifásica aislada, disminuye un 5% la proporción de fallas obtenido en la fase inicial del estudio. Un 95% de las simulaciones estadísticas presenta incumplimientos. Como medidas de mitigación se propone: o

La falla sea despejada por el interruptor de línea de la subestación, sacando de servicio el circuito afectado.

o

Instalar varistores MOV entre terminales del interruptor del reactor de línea.

El interruptor de línea en Nueva Pan de Azúcar con el que se despeja la falla bifásica aislada en uno de los circuitos hacia Maitencillo, localizada en el terminal más alejado del capacitor serie, disminuye un 99% la proporción de fallas obtenido en la fase inicial del estudio. Un 1% de las simulaciones estadísticas presenta incumplimientos. Como medidas de mitigación se propone implementar el esquema de puenteo del capacitor serie y el MOV asociado. Se puede observar que para un tiempo de cierre del interruptor by-pass entre 7 y 10 ms desde la emisión de la orden por la protección, se encuentran violaciones por máximo TRV para el polo correspondiente de la fase A del interruptor del circuito en falla en Nueva Pan de Azúcar hacia Nueva Maitencillo. De esta manera, se concluye que el tiempo de by-pass post detección de sobrecorriente del MOV deberá ser, como mínimo, mayor a 10ms y tendrá que operar antes que la apertura del interruptor de Nueva Pan de Azúcar que despeja la falla.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


138/221


6 ESTUDIO DE ENERGIZACIONES 6.1 Metodología En los apartados siguientes se describen las metodologías adoptadas para las diferentes energizaciones de las instalaciones de la interconexión SIC-SING. Las bases de estas metodologías están sentadas en el estándar IEC 60071-4 [2]. Se desarrollan escenarios, a partir de las bases de datos en formato PowerFactory de DIgSILENT, que representen los casos de operación más exigentes desde el punto de vista de la energización de las instalaciones. Para cada una de las fases definidas anteriormente, el análisis de energización considera una primera instancia de análisis en régimen permanente (RMS), basado específicamente en el cálculo de flujos de potencia y análisis de niveles de tensión. Posteriormente, se realizan simulaciones electromagnéticas con el objetivo de verificar que las máximas solicitaciones no sobrepasen los límites del equipamiento a energizar. Esto se realiza para diferentes secuencias de energización. 6.1.1 Energización por Flujo de Potencia Se analizan diferentes propuestas de secuencia de energización del sistema de transmisión de 500 y 220 kV, cuantificando su impacto en el resto del sistema. Como premisa para la energización se considera no sobrepasar los límites de operación en condición de emergencia, los cuales son: 

+5%; -7% @ Un = 500kV



±10% @ Un = 220kV

6.1.2 Energización EMT 6.1.2.1 Energización de líneas El análisis EMT de energización de línea tiene como objetivo principal verificar que el aislamiento, identificado como BSL por las siglas en inglés Basic Switching Overvoltage, del equipamiento presente en las subestaciones bajo estudio (elementos de maniobra, medición, compensación) no se vea sobrepasado por sobretensiones transitorias ocasionadas por la energización de los circuitos de línea del proyecto de interconexión, magnitudes identificadas como SOV (de las siglas en inglés Switching Overvoltage). Estas se originan a causa de frentes de onda, generados por el cierre de los propios mecanismos de maniobra, que se propagan a lo largo de la línea. Es por esto que, los interruptores suelen ser provistos de mecanismos adicionales que amortiguan dichos frentes de onda. Particularmente el proyecto de interconexión cuenta con:

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


139/221




Controladores de cierre sincronizado: Son módulos de control que aseguran el tiempo de cierre de cada polo de los interruptores, en un valor óptimo teórico con tal de reducir las SOV.



Resistencias de pre-inserción: Son resistencias que se insertan durante la energización de la línea y son desplazadas un tiempo especificado posterior.

En este estudio, las simulaciones se llevan a cabo SIN los mecanismos antes comentados, de manera de obtener las sobretensiones ante casos conservadores. Estas consideraciones son contempladas durante el análisis de las tres fases: → Fase I: Energización de líneas entre las subestaciones TEN y Nueva Cardones → Fase II: Se repiten las maniobras para realizadas para la Fase I y se adicional las líneas correspondientes al proyecto Nueva Cardones-Polpaico 2x500kV. → Fase III: Se repiten todas las maniobras.

Por otro lado, para evaluar la presencia de equipos de compensación en la línea a energizar, se propone analizar los siguientes casos: -

Energización sin los reactores de línea.

Figura 6-1: Energización sin reactores de línea.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


140/221


-

Energización con el reactor de línea de un solo extremo.

Figura 6-2: Energización que considera el reactor de línea de un extremo de la línea en servicio.

-

Energización con los reactores de líneas de ambos extremos.

Figura 6-3: Energización que considera ambos reactores de la línea a energizar en servicio.

La condición de la Figura 6-3 corresponde al escenario de operación normal, y el riesgo de falla de aislación debería ser bajo. Las otras condiciones se incluyen para verificar situaciones anormales o detectar secuencias de energización que deban restringirse con menos compensación paralela. Todos los escenarios consideran el circuito paralelo en servicio junto a los capacitores serie. El objetivo es ser conservador y maximizar la potencia de corto circuito. Para cada tramo de la línea (Ten - Los Changos – Cumbre - Nueva Cardones – Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar – Polpaico), se estudia únicamente un circuito. Dado que la línea presenta secuencias de transposición, cada uno de ellos tendrá el mismo comportamiento que el otro. Asimismo, no se contemplan los capacitores serie de los circuitos de línea bajo análisis considerando a sus interruptores by-pass cerrados.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


141/221


El peor caso durante la energización de la línea sucede cuando las cargas atrapadas imponen a la línea una tensión de opuesta polaridad a la del sistema, antes de que cierre el contacto del interruptor. Esta diferencia de tensión es aplicada a la línea y viaja al extremo abierto, promoviendo el mayor valor de sobretensión de maniobra. Debido a la presencia de descargadores en cada extremo de la línea, el mayor valor de SOV se espera que ocurra cerca del punto medio de la línea. Cuando los reactores de línea están en operación, las cargas atrapadas en la línea se mantienen como una tensión constante por un largo período de tiempo, debido a la presencia de transformadores de tensión capacitivos (CVT). Entonces existe la probabilidad de re-energizar la línea en esta situación, la cual conduciría a una mayor SOV. De manera de encontrar el mayor SOV, el estudio de energización de línea se lleva a cabo como un estudio estadístico de maniobras, usando 200 operaciones de maniobras por caso, con los siguientes parámetros de los interruptores:

SUBESTACIÓN

INTERRUPTOR

LOS CHANGOS 500kV CUMBRE

GIS 800kV GL318D GIS 800kV GL318D

TIEMPO DE CIERRE (ms)

DESVIACIÓN DISCREPANCIA ESTÁNDAR DE POLOS (ms) (ms)

100

±4

±2

100

±4

±2

NUEVA CARDONES

GIS 500kV

60,3

±5

±2

NUEVA MAITENCILLO

GIS 500kV

60,6

±5

±2

NUEVA PAN DE AZÚCAR

GIS 500kV

60,8

±5

±2

Tabla 6-1

A continuación, se presenta un diagrama esquemático de la metodología para encontrar las sobretensiones de maniobras más críticas de la energización de línea.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


142/221


Figura 6-4: : Esquema de la metodología para encontrar los casos críticos de energización de líneas.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


143/221


6.1.2.2 Energización de transformadores La metodología que se aplica para este análisis considera, para cada una de las fases en estudio, los siguientes criterios: → Fase I: Energización de los autotransformadores de las subestaciones Los Changos y Nueva Cardones  Fase II: Energización de los autotransformadores de las subestaciones Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar  Fase III: Se repiten todas las maniobras Para la determinación de las condiciones de energización más desfavorables se realizan básicamente los siguientes pasos: 

Determinación de flujo remanente máximo: En primera instancia se realiza un análisis estadístico de energización y desenergización (partiendo de una condición de flujo remanente nulo) del transformador correspondiente en estudio, con el objetivo de encontrar una condición de flujo remanente máximo.



Determinación de máxima corriente de inrush: Partiendo de la condición de flujo remanente máximo se analiza la re-energización con el objetivo de encontrar la máxima corriente de inrush y analizar su impacto en las tensiones de nodos relevantes del sistema. Este segundo análisis también es de carácter estadístico, en el cual se incluye la posible discrepancia en los cierres de los polos del interruptor.

Uno de los principales problemas que el sistema enfrenta durante la energización de un transformador de potencia es la incertidumbre respecto del estado magnético del hierro de la máquina a energizar y el valor de las tensiones de fase al momento de cerrar el interruptor. Es por eso que se realiza un análisis estadístico, para encontrar los tiempos en el cual se producen las condiciones más severas para la energización. De esta manera, en la primera parte se busca la condición en la que el flujo remanente es máximo mediante el cierre y apertura del interruptor con tiempos aleatorios, barriendo un ciclo completo y registrando en cada caso el tiempo de cierre (ton) y apertura (toff) del interruptor y el flujo remanente en cada columna. En esta etapa se considera una desviación estándar de 5 ms de manera de abarcar todos los posibles casos en un ciclo, sin discrepancia de polo, ya que el objetivo es solo comenzar de un flujo remanente máximo. Se realiza sobre un total de 1000 maniobras. A continuación, partiendo de los tiempos para los cuales se llega a la peor condición de flujo remanente determinados (resultado de la primera parte), se realiza el análisis de re-energización

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


144/221


con discrepancia de polos buscando determinar los instantes de cierre de cada fase en los que se obtiene la mayor corriente de inrush. Este proceso se realiza mediante un interruptor estadístico que permite cerrar uno de los polos dentro una banda de tiempo medio determinado con una distribución uniforme (t = 0,23 ó 0,24s, con dispersión de 5ms). Los demás polos se cierran con un retardo dado por una distribución Normal, con una desviación estándar correspondiente al interruptor asociado al transformado a energizar. Esta segunda parte permite obtener el momento de conexión donde se presenta la mayor corriente de inrush sobre un total de 1000 muestras realizadas Se ha modelado el interruptor tripolar mediante el agregado de tres interruptores tipo STAT, como se indica en la figura siguiente.

Figura 6-5: Interruptor tripolar utilizado para determinar la máxima corriente de inrush.

El master switch controla el instante de tiempo donde se produce el cierre de la fase A, mientras que los slave switch controlan el tiempo de discrepancia respecto del master. Por último, se realiza el análisis determinístico en las condiciones más críticas encontradas en los pasos anteriores. Así, mediante los tiempos ton, toff y tre-on (para las tres fases) se simula durante 1 segundo el ciclo completo de inserción del transformador. En este punto, se pretende verificar principalmente que en los transitorios no se sobrepasen los niveles de tensión mínimos y máximos admitidos. Se determinará también el contenido armónico de la corriente de inserción, principalmente el segundo armónico, ya que los criterios para inhibir la protección de los transformadores al momento de una energización se basan particularmente en este parámetro. Los casos de estudios propuestos serán los siguientes: -

Energización desde 220 kV

-

Energización desde 500 kV

-

Energización con compensación serie en servicio

-

Energización sin compensación serie en servicio

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


145/221


Se recomendará energizar utilizando la mejor alternativa. A continuación, se presenta un diagrama esquemático de la metodología para realizar las energizaciones de los transformadores bajo estudio.

Figura 6-6: Esquema de la metodología para encontrar los casos críticos de energización de transformadores.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


146/221


En la figura siguiente se muestra un esquema que representa la secuencia de simulación a utilizar.

Figura 6-7: Secuencia de simulación estadística.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


147/221


6.2 Escenarios específicos 6.2.1 Energización de línea Como criterio de selección de escenarios, se considera al inicio un caso de demanda baja con una limitada disponibilidad de recursos de control de potencia reactiva. Lo anterior se debe a que al energizar en secuencia las líneas de transmisión, se producen transitorios que elevarán las tensiones (e incluso pueden sostenerse hasta el régimen permanente) que dependen fuertemente de los recursos de control disponible. De esta forma, se procede a realizar las distintas secuencias de energización, despachando máquinas cuando se necesite de aporte reactivo hasta completar la totalidad de las maniobras. El análisis comienza con el escenario F1 H DB No ERNC. Los escenarios más críticos que se conformen para completar las secuencias de energización a proponer serán los que se utilicen posteriormente en ATP para el análisis EMT. 6.2.2 Energización de transformadores Como criterio de selección de escenarios, se realiza un análisis de las contribuciones de potencia

y

corriente

de

cortocircuito

trifásico

en

las

barras

donde

se

instalen

los

autotransformadores bajo estudio. Para ello, se consideran las contribuciones para las diferentes alternativas de conexión, esto es en barras de 500kV y 220kV. Cabe mencionar que las energizaciones se realizan en las distintas fases de estudio en las que se encuentre el sistema. Por lo tanto, el análisis se extiende para las tres fases de estudio. En las tablas siguientes se presentan las contribuciones al nivel de cortocircuito para todos los escenarios y para todas las fases de estudio. Además, se presenta en color “celeste” los escenarios en que se encuentra la mayor contribución y en “rosado” los escenarios de menor contribución, tanto para hidrología húmeda como seca. Fase I (ATR a energizar: Los Changos y Nva. Cardones)

Tensión kV 220 Los Changos 500 Cumbre 500 500 Nva Cardones 220 S/E

F1 H DA Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 1066.4 2.8 1188.4 1.4 1339.4 1.5 1580.4 1.8 2178.3 5.7

F1 H DA No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 935.7 2.5 1001.7 1.2 1107.0 1.3 1203.7 1.4 1452.0 3.8

F1 H DB Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 1145.6 3.0 1288.9 1.5 1470.0 1.7 1635.2 1.9 2287.7 6.0

F1 H DB No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 892.4 2.3 950.9 1.1 1045.0 1.2 1192.6 1.4 1438.1 3.8

Tabla 6-2: Niveles de potencia y corriente de cortocircuito para escenarios bases, escenarios con hidrología húmeda, sistema en Fase I.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


148/221


Tensión kV 220 Los Changos 500 Cumbre 500 500 Nva Cardones 220 S/E

F1 S DA Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 2218.6 5.8 2256.1 2.6 2347.8 2.7 2486.4 2.9 3007.1 7.9

F1 S DA No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 1964.6 5.2 1940.8 2.2 1955.8 2.3 2024.0 2.3 2155.3 5.7

F1 S DB Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 2201.8 5.8 2235.6 2.6 2321.3 2.7 2454.4 2.8 3007.4 7.9

F1 S DB No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 1985.1 5.2 1979.8 2.3 1989.8 2.3 2056.7 2.4 2153.7 5.7

Tabla 6-3. Niveles de potencia y corriente de cortocircuito para escenarios bases, escenarios con hidrología seca, sistema en Fase I.

Para el sistema en Fase I, se encuentra que el escenario F1 S DA Full ERNC representa la mayor contribución al nivel de cortocircuito, tanto en barras de S/E Los Changos como en S/E Nueva Cardones. Por otra parte, el escenario F1 H DB No ERNC es el que representa la menor contribución el nivel de cortocircuito, para las mismas subestaciones nombradas anteriormente. Fase II (ATR a energizar: Nva. Maitencillo y Nva. Pan de Azúcar)

Tensión kV 220 Nva Cardones 500 220 Nva Maitenc 500 220 Nva PdA 500 220 Polpaico 500 S/E

F2 H DA Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 3860.1 10.1 4893.9 5.7 5454.3 14.3 6177.4 7.1 4353.1 11.4 7027.2 8.1 8055.4 21.1 9960.6 11.5

F2 H DA No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 2972.4 7.8 3881.3 4.5 4444.2 11.7 4718.4 5.4 3386.8 8.9 5166.8 6.0 9410.6 24.7 10260.9 11.8

F2 H DB Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 3790.2 9.9 4738.7 5.5 5339.8 14.0 5900.5 6.8 4198.7 11.0 6575.1 7.6 7215.1 18.9 8728.8 10.1

F2 H DB No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 2872.4 7.5 3730.2 4.3 4285.8 11.2 4514.1 5.2 3229.1 8.5 4894.4 5.7 7647.4 20.1 8973.3 10.4

Tabla 6-4: Niveles de potencia y corriente de cortocircuito para escenarios bases, escenarios con hidrología húmeda, sistema en Fase II

Tensión kV 220 Nva Cardones 500 220 Nva Maitenc 500 220 Nva PdA 500 220 Polpaico 500 S/E

F2 S DA Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 4217.1 11.1 5851.1 6.8 5876.0 15.4 7091.2 8.2 4593.3 12.1 7882.2 9.1 10336.6 27.1 11189.7 12.9

F2 S DA No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 3347.8 8.8 4795.9 5.5 4927.9 12.9 5593.4 6.5 3652.9 9.6 5925.9 6.8 11483.2 30.1 11260.9 13.0

F2 S DB Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 4115.2 10.8 5625.8 6.5 5708.7 15.0 6704.0 7.7 4393.6 11.5 7267.2 8.4 8495.7 22.3 9505.4 11.0

F2 S DB No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 3307.0 8.7 4701.8 5.4 4854.5 12.7 5466.7 6.3 3585.0 9.4 5761.1 6.7 10789.9 28.3 10275.8 11.9

Tabla 6-5: Niveles de potencia y corriente de cortocircuito para escenarios bases, escenarios con hidrología seca, sistema en Fase II.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


149/221


Para el sistema en Fase II, se encuentra que el escenario F2 S DA Full ERNC representa la mayor contribución al nivel de cortocircuito, tanto en barras de S/E Nueva Maitencillo como en S/E Nueva Pan de Azúcar. Por otra parte, el escenario F2 H DB No ERNC es el que representa la menor contribución el nivel de cortocircuito, para las mismas subestaciones nombradas anteriormente. Fase III (ATR a energizar: Los Changos, Nva. Cardones, Nva. Maitencillo y Nva. Pan de Azúcar)


Tensión kV 220 500 500 220 500 220 500 220 500 500 220 220 220

F3 H DA Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 8369.1 22.0 10851.3 12.5 8354.7 9.6 4744.0 12.4 7954.4 9.2 6236.8 16.4 7091.4 8.2 4596.6 12.1 6200.5 7.2 5900.4 6.8 6681.3 17.5 5565.3 14.6 6789.0 17.8

F3 H DA No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 9773.0 25.6 10981.5 12.7 6671.2 7.7 3874.9 10.2 6682.2 7.7 5419.4 14.2 6290.5 7.3 3824.5 10.0 5879.2 6.8 6176.8 7.1 8088.7 21.2 6505.0 17.1 8333.9 21.9

F3 H DB Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 7702.2 20.2 9644.7 11.1 7852.3 9.1 4557.1 12.0 7604.7 8.8 6096.4 16.0 6847.6 7.9 4505.3 11.8 6017.0 6.9 5734.6 6.6 6455.4 16.9 5393.5 14.2 6555.3 17.2

F3 H DB No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 8037.7 21.1 9734.5 11.2 6429.7 7.4 3770.5 9.9 6521.8 7.5 5385.1 14.1 6182.5 7.1 3798.1 10.0 5810.6 6.7 6140.9 7.1 7997.1 21.0 6447.4 16.9 8235.0 21.6

Tabla 6-6: Niveles de potencia y corriente de cortocircuito para escenarios bases, escenarios con hidrología húmeda, sistema en Fase III.


Tensión kV 220 500 500 220 500 220 500 220 500 500 220 220 220

F3 S DA Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 10555.4 27.7 11743.0 13.6 8784.6 10.1 4829.5 12.7 8384.5 9.7 6385.9 16.8 7595.2 8.8 4723.4 12.4 6827.8 7.9 7035.5 8.1 9482.7 24.9 7817.0 20.5 9684.3 25.4

F3 S DA No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 11795.9 31.0 11766.9 13.6 6895.6 8.0 3952.0 10.4 6914.9 8.0 5542.0 14.5 6521.3 7.5 3904.5 10.2 6148.0 7.1 6651.4 7.7 9237.7 24.2 7677.5 20.1 9445.3 24.8

F3 S DB Full ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 8035.1 21.1 9584.4 11.1 7831.6 9.0 4544.3 11.9 7614.7 8.8 6116.5 16.1 6884.8 7.9 4552.6 11.9 6079.6 7.0 5878.5 6.8 6718.8 17.6 5933.1 15.6 6733.0 17.7

F3 S DB No ERNC Sk'' Ik'' MVA kA 10816.0 28.4 10336.0 11.9 6267.0 7.2 3794.8 10.0 6234.7 7.2 5348.0 14.0 6031.6 7.0 3758.3 9.9 5758.9 6.6 6262.3 7.2 8444.7 22.2 7153.1 18.8 8599.3 22.6

Tabla 6-7: Niveles de potencia y corriente de cortocircuito para escenarios bases, escenarios con hidrología seca, sistema en Fase III

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


150/221


Para el sistema en Fase III, se encuentra que el escenario F3 S DA Full ERNC representa la mayor contribución al nivel de cortocircuito, tanto en barras de S/E Nueva Pan de Azúcar, S/E Nueva Maitencillo y S/E Los Changos. Por otra parte, el escenario F3 S DB No ERNC es el que representa la menor contribución el nivel de cortocircuito, para las mismas subestaciones nombradas anteriormente a excepción de S/E Los Changos. Para esta última, el escenario de menor corriente y potencia de cortocircuito ocurre para el escenario F3 H DB Full ERNC.

Finalmente, del análisis anterior se encuentran los escenarios específicos para realizar las energizaciones de los autotransformadores del estudio, los cuales se resumen en la Tabla 6-8.

Autotransformador

Caso

Escenarios Específicos Fase I

Fase II

Fase III

Max Icc

F1 S DA Full ERNC

No Considerado

F3 S DA Full ERNC

Min Icc

F1 H DB No ERNC

No Considerado

F3 H DB Full ERNC

Max Icc

F1 S DA Full ERNC

No Considerado

F3 S DA Full ERNC

Min Icc

F1 H DB No ERNC

No F3 S DB No Considerado ERNC

Max Icc

N/A

F2 S DA Full ERNC

Min Icc

N/A

F2 H DB No F3 S DB No ERNC ERNC

Max Icc

N/A

F2 S DA Full ERNC

Min Icc

N/A

F2 H DB No F3 S DB No ERNC ERNC

Los Changos

Nueva Cardones

Nueva Maitencillo


F3 S DA Full ERNC

F3 S DA Full ERNC

Tabla 6-8: Escenarios específicos de energización de autotransformadores para las distintas fases de estudio.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


151/221


En las tablas siguientes se presentan las tablas de verificación de cortocircuitos trifásicos:

Subestación Nva PdA Nva Maitenc Nva Cardones Los Changos

Tensión KV 500 220 500 220 500 220 500 220

Completo 7.24 9.96 7.20 14.03 6.96 9.86 7.23 22.16

Icc 3f - Escenario F3 S DB No ERNC Equiv. Dig Error [%rel] Equiv. ATP 7.21 -0.40 7.24 9.96 -0.02 9.70 7.15 -0.72 7.39 14.04 0.04 13.90 6.89 -1.14 7.15 9.88 0.20 10.08 7.05 -2.47 7.41 21.66 -2.26 22.19

Error [%rel] -0.03 2.60 -2.65 0.96 -2.66 -2.20 -2.47 -0.13

Tabla 6-9: Verificación de cortocircuitos trifásicos para escenario de mínimo nivel de cortocircuito F3 S DB No ERNC.

Subestación Nva Maitenc Nva PdA

Tensión KV 220 500 220 500

Completo 11.25 5.21 8.47 5.65

Icc 3f - Escenario F2 H DB No ERNC Equiv. Dig Error [%rel] Equiv. ATP 11.24 -0.09 11.20 5.21 -0.14 5.33 8.47 -0.07 8.30 5.64 -0.16 5.81

Error [%rel] 0.42 -2.26 2.06 -2.80

Tabla 6-10: Verificación de cortocircuitos trifásicos para escenario de mínimo nivel de cortocircuito F2 H DB No ERNC.

Subestación Los Changos Cumbre Nva Cardones

Tensión KV 220 500 500 500 220

Completo 2.44 1.15 1.27 1.38 3.77

Icc 3f - Escenario F1 H DB No ERNC Equiv. Dig Error [%rel] Equiv. ATP 2.44 0.02 2.43 1.15 0.02 1.15 1.27 0.02 1.29 1.38 0.02 1.33 3.78 0.03 3.84

Error [%rel] 0.26 -0.33 -1.66 3.49 -1.75

Tabla 6-11: Verificación de cortocircuitos trifásicos para escenario de mínimo nivel de cortocircuito F1 H DB No ERNC.

Subestación Nva Maitenc Nva PdA

Tensión KV 220 500 220 500

Icc 3f - Escenario F2 S DA Full ERNC Completo Equiv. Dig Error [%rel] Equiv. ATP 15.42 15.40 -0.13 15.1 8.19 8.17 -0.17 8.3 12.05 12.03 -0.16 12 9.10 9.08 -0.20 9.39

Error [%rel] 2.07823906 -1.36544635 0.44991127 -3.16872593

Tabla 6-12: Verificación de cortocircuitos trifásicos para escenario de máximo nivel de corto circuito F2 S DA Full ERNC.

Subestación Los Changos Cumbre Nva Cardones

Tensión KV 220 500 500 500 220

Completo 5.82 2.61 2.71 2.87 7.89

Icc 3f - Escenario F1 S DA Full ERNC Equiv. Dig Error [%rel] Equiv. ATP 5.82 0.00 5.88 2.61 0.01 2.59 2.71 0.01 2.71 2.87 0.01 2.78 7.89 0.01 7.99

Error [%rel] -1.06 0.54 -0.04 3.24 -1.23

Tabla 6-13. Verificación de cortocircuitos trifásicos para escenario de máximo nivel de corto circuito F1 S DA Full ERNC.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


152/221


6.3 Resultados Energización de Líneas En el presente título se analizan los pasos necesarios para energizar los nuevos sistemas de 500 kV que unen la S/E Polpaico con la S/E Los Changos. Esto abarca las siguientes fases: 

Fase I: Enlace Los Changos – Nueva Cardones en 500kV+ CTM3.



Fase II: Enlace Nueva Cardones – Polpaico en 500kV, partiendo de Fase I.



Fase III: Interconexión SIC – SING mediante el enlace Kapatur – Los Changos 220kV.



Fase IV: Sensibilidad de fase III, que considera la conexión al SING si existe un retraso en el proyecto Nueva Cardones – Polpaico.

En el método indicado para una correcta energización se verifica el cumplimiento de las exigencias normativas dadas por la NTSyCS. Se contempla que no se sobrepasen los límites de operación en condición de emergencia, los cuales son: 

+5%; -7% @ Un = 500 kV



±10% @ Un =220 kV

Se considera para el análisis: 

Condiciones de demanda alta.



Ausencia de generación renovable (caso conservador).



5 unidades de Guacolda en servicio y con capacidad de controlar tensión dentro de toda su curva de capacidad PQ.



Dispositivos estáticos de control de tensión disponibles, en todo su rango de operación.



Compensación serie de las líneas a energizar puenteada.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


153/221


6.3.1 Secuencia original En este capítulo se analiza la energización de los enlaces y transformadores entre Kapatur y Polpaico, considerando la secuencia de entrada en servicio de estas obras acorde a lo previsto en su etapa de diseño: FASE I  FASE II  FASE III. Junto a las secuencias propuestas, se muestran imágenes extraídas de DIgSILENT de los elementos energizados cuyos cuadros de medición, según el tipo de elemento: nodo o rama; están dados en las siguientes unidades: NODO

RAMA

kV pu grados

MW MVAr % Capacidad nominal

6.3.1.1 Energización Fase I (Los Changos – Nueva Cardones + CTM3) En esta primera fase se parte del escenario topológico de junio de 2017. Los pasos de energización propuestos se exponen a continuación, partiendo de la S/E Nueva Cardones.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


154/221

CER Pan de Azucar -0,0 9,6


0,0 -9,4

-0,0 8,8

Ir al índice

Enlace Nueva Cardones - Cumbre

SVS

SVS

S/E LOS CHANGOS

CENTRAL GUACOLDA SVC PLUS

152,0 150,0 152,0 10,1 6,6 8,7 86,31 .. 85,07 .. 85,14 .. G ~

G ~

152,0

152,0

0,0 8,9 1.0,0Energización 9,0 0,0 -16,5 85,15 .. 0,0 84,04 ..-16,5 33,09 .. 33,09 ..

G ~

0,0 0,0

0,0 0,0 0,00 %

0,0 0,0 0,0 0,0 0,00 0,0%

0,0

485,4

0,000 0,00

0,0 desde 0,0 0,0

0,0 kV. 0,0 0,0

220

0,0 0,0 0,0

Ajuste

0,0 0,0

de tensión en barras de Nva Cardones en 0.97 SVC Unit 1 MSC

S/E TEN

-0,0 0,0 0,00 %

pu en 500 kV (para posterior conexión de 0,0

CER Cardones

0,0 -0,0 0,00 %

0,0

líneas). 0,000 0,00

-0,0 -89,6

S/E NUEVA

S/E LOS CHANGOS CARDONES

0,0

G ~

SVC Unit 2

0,00,0 0,00,0 0,00 % 0,0

del transformador 500/220 kV 0,0

de la S/E Nueva Cardones,

G ~

0,0 0,0 0,00 %

-0,0 142,9

0,0 485,4 0,000 0,971 0,00

0,0 0,0 0,0

DIgSILENT

-0,0 -10,2

0,000 0,00

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0

SVS

-18,72

-0,0 -0,0 0,00 %

223,3 1,015 -18,72

SVS SG ~

CER Maitencillo

SG ~

0,0 0,0 0,0

CT MEJILLONES

0,0 0,0 0,0

S/E CUMBRE 0,0 -9,3

-0,0 23,6

0,0

d Flow Balanced

S/E LOS CHANGOS

SVS Branches SVC PLUS -Line Voltage, Magnitude [kV] Activ e Power [MW] age, Magnitude [p.u.] e Power [Mv ar] CER PanReactiv de Azucar

es

age, Angle [deg]

0,0 Loading 0,0 0,0 [%] -25,8 0,0 -25,8 51,64 ..-0,0 -0,0 51,64 -0,0.. 2. 0,0 Energización -10,2 10,5 -9,4 9,7

0,0 0,0 0,00 %

0,0 0,0 0,00 %

MSC

0,0 -0,0 0,0 0,0% 0,00 0,0

0,0 -0,0 0,0 -0,0% 0,00 0,0

S/E LOS CHANGOS

0,0

de

0,0

0,0 0,000 0,0 desde 0,0 Nueva un0,00circuito 0,0 0,0 0,0 0,0

Cardones a la barra 2 de Cumbre. SVCSVS Unit 2

0,0 0,0

496,7 0,993 -18,78

SVC Unit 1 SVS

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0

-0,0 0,0 0,0

0,1 -54,1 3,5

0,0 0,000 0,00

S/E TEN 0,0

CER Cardones

0,0 0,000 0,00

CENTRAL GUACOLDA

S/E NUEVA CARDONES

-0,0 -0,0 -92,5 148,0 152,0 150,0 152,0 152,0 152,0 8,5 5,0 6,9 7,1 7,3 86,25 .. 85,03 .. 85,09SVS .. 85,10 .. 83,99 .. G ~

G ~

G ~

CER Maitencillo

0,0 -9,1

G ~

G ~

493,9

SG ~

SG ~

CT MEJILLONES

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

-0,1 54,1 7,67 %

0,1 -53,6 7,67 %

-0,0 29,9

SVS

493,9 0,988 -18,75 0,0 0,0 0,0 -0,0 0,0 7,67 %

-0,0 0,0 0,0

0,0 -0,0 224,9 0,0 1,022 -18,75

0,1 -57,2 3,6

0,1 -57,2 3,6

S/E CUMBRE 0,0 510,8 1,022 -18,89

CER Pan de Azucar 0,0 -10,1

-0,0 12,9

-0,0 3.0,0Energización del segundo circuito desde -9,3

12,1

Nueva Cardones a la barra 2 de Cumbre SVS Load Flow Balanced

SVS

Nodes

Branches

Line-Line Voltage, Magnitude [kV] Activ e Power [MW] Voltage, Magnitude [p.u.] CENTRAL GUACOLDA Reactiv e Power [Mv ar] Voltage, Angle [deg]

Loading [%]

152,0 150,0 152,0 152,0 152,0 4,3 0,8 2,4 2,6 2,8 86,15 .. 84,99 .. 85,01 .. 85,01 .. 83,91 .. G ~

G ~

G ~

G ~

G ~

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

S/E NUEVA CARDONES 507,7

0,0 0,0

507,7 1,015 -18,86

-0,2 114,5 15,78 %

-0,0 0,0 15,78 % No se autorizan copias del presente documento sin0,2 autorización previa por -112,1 escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 15,78 %

228,8

155/221

0,00 %

0,00 %

0,00 %

DIgSILENT

0,00 %

S/E LOS CHANGOS 0,0

0,0 0,0 0,0

0,0 0,000 0,00

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0


Enlace Cumbre – Los Changos + CTM3 4. Conexión del reactor de barra de la S/E Nueva Cardones. Ajuste de tensiones para partir de

desde Cumbre a la barra 2 de

0.95 pu en Cumbre (mediante CERs).

Los Changos.

SG ~

0,0 0,0 0,0

CT MEJILLONES

0,0 0,0 0,0 S/E LOS

0,0 0,0

0,00 % CHANGOSS/E CUMBRE

SVC PLUS

0,0 0,0

0,0 0,0 0,00 %

0,0 0,0 0,00 %

0,0 0,0 0,00 %

S/E LOS CHANGOS

0,0 0,0 0,0 -25,4 50,72 ..

0,0 0,0

SVC Unit 2

0,0 -25,4 -0,0 50,72 0,0 .. 0,0

MSC

SVC Unit 1

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0

SG ~

SG ~

-0,0 0,0 0,0

-0,0 0,0 0,0

-0,0 0,0 0,0

1,0 -145,6 9,1

522,4 1,045 -19,52

S/E TEN 0,0

CER Cardones

-0,0 -90,7

0,0

477,1 0,954 -18,84

0,0 0,0 0,000 -0,0 0,00 0,0

0,0 0,000 0,00

-0,0 139,4

SVS

0,1 -49,9 3,3

0,1 -49,9

CER Maitencillo3,3

0,0 -9,3

0,0 23,1

-0,2 -57,5 8,49 %

SVS-0,0 157,4

0,0 10,3

0,2 58,2 0,08,49 % 9,4

0,0 -9,4

SVS

0,0

474,2 0,948 -18,80

506,9 1,014 -19,34

CENTRAL GUACOLDA SVC PLUS 152,0 150,0 152,0 152,0 152,0 8,8 5,3 7,2 7,4 7,6 86,26 .. 85,04 .. 85,10 .. 85,10 .. 84,00 .. G ~

0,0 -25,0 G .. 50,05

6. G~Energización ~ ~ ~ de los

S/E LOS CHANGOS

MSC

SVC Unit 1

Los Changos, junto con el CER Cardones

enlace 2x220 kV Los -0,0

-3,1 0,5 0,48 %

-3,1 0,5 0,48 %

0,0 0,0

0,8 -126,3 3,2 8,01,5

0,8 -126,33,2 8,0 1,5 0,48 %

0,48 %

S/E NUEVA CARDONES S/E LOS CHANGOS 495,9

228,1

520,7

228,1 1,037 -21,34

3,1 -0,5 0,3

transformadores de la S/E SVC Unit 2

-0,5 72,8 4,5

-0,5 72,8 4,5

220,7 1,003 -18,80

SVS

0,0 0,0 -25,0 0,0 G50,05 .. G

S/E CUMBRE

474,2

0,0 0,0 8,49 %


S/ECT NUEVA MEJILLONES CARDONES

3,1 -0,5 0,3

S/E TEN

-0,0

-0,0 0,0 172,10,0

-1,6 80,4 11,35 %

1,6 -79,2 11,35 %

228,1 228,1 1,037 -21,35

-6,4 -3,0 0,4

495,9 520,7 0,992 1,041 -19,20

-21,30

-0,0 0,0 11,35 %

224,7 1,021 -19,18

-0,0

-91,5 136,9 Changos – TEN SVS SG ~

CER Maitencillo

SG ~

CT MEJILLONES

-0,0 0,0 0,0

7,4 -142,1 8,9

S/E CUMBRE Load Flow Balanced

0,0 -0,0 -9,4 Branches 22,6

Nodes

0,0

Line-Line Voltage, Magnitude [kV] Voltage, Magnitude [p.u.]

Activ e Power [MW] SVS e Power [Mv ar] Reactiv

Voltage, Angle [deg]

Loading [%]

-3,7 71,0 4,4

-3,7 71,0 4,4

506,0 1,012 -20,98


0,0 9,7

0,0 -9,4

SVS

0,0 8,8

SVS

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C CENTRAL GUACOLDA

No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 4,0 -124,4 7,9

4,0 -124,4 7,9

156/221 S/E NUEVA CARDONES

DIgSILENT

SG ~

5. Energización de un circuito


3,2 11,3 1,61 %

S/E LOS CHANGOS

223,8

511,9

223,8 1,017 -21,21

-23,9 47,77 ..

en bornes de la máquina. Se SVC U nit caso 2 SVC Use nit 1 lo aclara que en este MSC

3,1 9,4 0,8

3,1 9,4 0,8

-0,0 0,0 0,0

-6,4 -22,6 1,5

-0,0 0,0 0,0

7,3 -119,7 7,5

511,9 1,024 -21,18

S/E TEN 223,7

CER Cardonesde hace sin generación

223,7 1,017 -21,22

potencia activa, sólo -0,0 -0,0para 128,5

prestar soporte de tensión. SVS SG ~

CER Maitencillo

DIgSILENT

-94,1

3,2 11,3 1,61 %

DIgSILENT

0,0

0,0 0,0

-3,1 -9,4 1,61 %

DIgSILENT

SVC PLUS

7. Sincronización de0,0 CTM3 (TG) 0,0 0,0 -23,9 47,77 ..

-3,1 -9,4 1,61 %

S/E LOS CHANGOS

-0,0 -19,2 10,35 .. SG ~

CT MEJILLONES

S/E CUMBRE 0,0 -9,4

-0,0 21,7

0,0

8. Conexión del reactor de barra en la S/E

9. Energización del segundo circuito desde

CER Pan de Azucar

-0,0 -10,3

SVC PLUS

Los Changos. S/E LOS -0,0 9,3

0,0 -9,4

-0,0 8,5 CHANGOS

SVS

S/E LOS CHANGOS

0,0 -3,1-23,0 26,8 45,92 .. 3,99 %

-3,1 26,8 3,99 %

0,0 0,0

0,0 -0,0 -23,0 155,4 45,92 ..

SVC Unit 2

207,7 0,944 -20,83

3,1 -26,8 1,9

3,1 -26,8 1,9

SVC PLUS

MSC

-0,0 G -0,0 G ~ 0,0 ~

S/E LOS CHANGOS

CER Cardones

0,0 -20,6 41,26 ..

-0,0 -96,1

208,0 0,946 0,0 -20,85

C Unit 2

0,0 -20,6 41,26 ..

0,0

SVC Unit 1

SG ~

215,7 0,980 -21,24

0,0 21,0

SVS

0,0 9,0

215,4 Line-Line Voltage, Magnitude [kV] 0,979 -3,6 Voltage, Magnitude [p.u.] -21,25 Voltage, Angle 0,7[deg] 10,1

CER Maitencillo

0,0 -9,4

SG ~

CER Pan de Azucar

Activ e Power481,2 [MW] 0,962 -3,6 Reactiv e Power [Mv ar] -20,72

SG ~

CT MEJILLONES 3,7

0,0 8,4

SVS

MW]

0,0 -9,4

152,0 150,0 152,0 152,0 152,0 -0,0 10,2 6,7 8,7 8,9 9,1 159,4 86,31 .. 85,07 .. 85,14 .. 85,15 .. 84,04 ..

0,0 7,5

SVS

G ~

S/E LOS CHANGOS 488,2

223,9 1,018

-7,4 -20,65 -70,7 4,6 8,3

-0,0 0,0 0,0

488,2 0,976 -21,21

-103,1 6,5

-4,2 51,5 3,3

-4,2 51,5 3,3

10,1

SG ~

SVS

G ~

-0,0 0,0 8,07 %

519,2

4,0

-0,0 -0,0 0,0

498,3 0,997 -21,14

G ~

477,2 0,954 -20,62

-7,4 -38,1 5,69 %

7,4 38,4 5,69 %

-0,0 -0,0 5,69 %

8,2 -63,2 4,1

S/E CUMBRE

S/E NUEVA CARDONES

-4,1 31,6 2,1

-4,1 31,6 2,1 -0,0 167,8

221,2 1,005 -20,54

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

4,4 -104,2 6,7

4,4 -104,2 6,7

mediante control de tensión de CTM3.

G ~

-0,0 169,5

0,0

Branches

CENTRAL GUACOLDA

G ~

492,0 0,984 -20,73

3,2

-7,8 19,7 56,2 2,86 8,07 % %

S/E CUMBRE

entre ambas barras de la S/E Cumbre 477,2

0,0 19,2

S/E NUEVA CARDONES

0,0 -34,9 18,86 ..

4,0

SVS

1,0 -135,5 8,8

CT MEJILLONES

3,7 10. Reducción de de tensiones -60,6 -60,6la diferencia

0,0 -9,5

3,2 19,7 2,86 %

Loading [%] 0,7

0,0 8,1

SVS

0,0 -0,6 0,32 %

3,1 17,9 SG 1,4 ~

CER Pan de Azucar -0,0 -10,3

-0,0 166,8

S/E CUMBRE

Nodes

504,2 1,008 -21,39

492,0

7,8 -55,5 8,07 %

Load Flow Balanced 215,4

SVS

-7,5 -112,8 -37,27,2 2,4

471,2

7,2 -20,2 1,4

S/E TEN

CT MEJILLONES

-0,0 -0,0 -101,1 104,9

3,1 17,9 1,4

3,9

3,9 -112,8 7,2

1,004 -21,43

-0,0 0,0 0,0

CER Cardones

1,0 -144,5 9,0

3,1 -0,0 0,3

-3,1 -6,4 -105,4 G G-17,9G220,8 ~ 7,1 ~ 2,86 % 2,86 %~220,8

CER Maitencillo

0,0 -9,4

3,1 -0,0 S/E LOS CHANGOS 0,3

215,7

SVS

0,0 55,5 30,00 ..

SG ~

MSC

-0,0 121,7

0,51 %

504,2

471,2 -3,10,942 -20,79 -17,9

S/E TEN 208,0

0,51 %

S/E LOS CHANGOS

152,0 150,0 152,0 152,0 152,0 9,7 6,2 8,2 8,4 8,5 S/E TEN.. 86,29 .. 85,06 .. 85,13 .. 85,13 .. 84,03

SVC Unit 1

3,2 Los Changos a la barra3,2 1,8 1,81 de Cumbre.

-0,0 178,0

-3,1 0,0 0,51 %

SVS 220,9

220,9 3,2 3,2 1,004 -25,0 -25,0 CENTRAL GUACOLDA-21,42 3,99 % 3,99 %

207,7

-3,1 0,0 0,51 %

-3,6 59,8 3,8

-3,6 59,8 3,8

SVS

501,6 1,003 -20,90

-8,8 40,5 5,93 %

8,8 -40,2 5,93 %

503,2 S/E NUEVA 490,2 CARDONES 0,980 -21,04 489,6 489,6 0,979 -20,98

-0,0 -0,0 5,93 %

223,5 No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por 1,016 escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. -20,88

4,3

4,3

157/221

S

DIgSILENT


Opción A: Acople con CCSS Puenteados

-3,1 -13,3 2,23 %

11. (A) Acople de las barras con una

12. (A) Ajuste final de tensiones para

diferencia de tensiones próxima a los 13

llevarlas a valores próximos a 1pu (post-

-0,0 164,3

-3,1 -13,3 2,23 %

3,2 15,1 2,23 %

kV.

3,2 15,1 2,23 %

energización) S/E LOS CHANGOS 484,4

3,1 13,3 1,1

3,1 13,3 1,1

SVC PLUS

-3,2 -97,2 6,3

-97,2 6,3

-21,02

-3,1 3,2 0,62 %

-0,0 176,1

3,2 -1,3 0,62 %

3,2 -1,3 0,62 %

S/E LOS CHANGOS

219,9 0,0 -23,3 46,55 ..

N

SVC Unit 2

0,0 -26,2 14,17 .. SG ~

S/E LOS -3,2 CHANGOS

-3,1 484,4 3,2 0,969 0,62 %

0,0 0,0

0,0 -23,3 46,55 ..

MSC

219,9 0,999 -21,17

SVC Unit 1

-0,0 -95,4

CT MEJILLONES

3,1 -3,2 0,3

-3,2 -86,7 5,5

-3,2 -86,7 5,5

4,0 -55,1 3,4

4,0 -55,1 3,4

501,6 1,003 -21,14

S/E TEN 219,9 0,999 -21,18

-0,0 124,0

4,0 -35,7 2,3

4,0 -35,7 2,3

0,0 5,8

S/E CUMBRE 3,12 %

SVS

CER Maitencillo

0,0 -9,4

3,1 -3,2 0,3

219,9

CER Cardones

SG ~

501,6

-4,0 35,7 2,3

-4,0 35,7 2,3

491,9 SG SG ~491,9 ~ 0,984 CT MEJILLONES -21,01

S/E CUMBRE

0,0 21,2

505,4

SVS

-4,0 55,1 3,4

-4,0 55,1 3,4

4,3 -109,1 6,9

4,3 -109,1 6,9

505,4 1,011 -21,09

CER Pan de Azucar -0,0 -10,3

0,0 9,1

0,0 -9,4

0,0 8,2

SVS

4,2 -87,6 5,7

4,2 -87,6 5,7

SVS


CENTRAL GUACOLDA -0,0 164,6

152,0 150,0 152,0 152,0 152,0 10,0 6,6 8,6 8,8 8,9 86,31 .. 85,07 .. 85,14 .. 85,14 .. 84,04 .. G ~

G ~

G ~

G ~

G ~

484,9 0,970 -20,87

-8,4 10,7 1,96 %

8,4 -10,6 1,96 %

-0,0 -0,0 1,96 %

496,3

-0,0 172,4 222,6 1,012 -20,78

S/E NUEVA CARDONES 496,3 0,993 -20,92

-8,6 45,8 6,57 %

8,6 -45,4 6,57 %

-0,0 -0,0 6,57 %

223,6 1,016 -20,83

Load Flow Balanced Nodes

Branches


Activ e Power [MW] Reactiv e Power [Mv ar]


Loading [%]

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


158/221

S

DIgSILENT

DIgSILENT


Opción B: Acople post energización de CCSS Los Changos – Nueva Cardones 11.

(B) Se energizan los capacitores serie

12.

(B) Acoplamiento de barras en S/E

de las líneas. De esta manera se

Cumbre.

reduce la diferencia de tensiones entre ambas barras de Cumbre (a sólo 3 -3,1 -15,0 2,46 %

-0,0 165,2

-3,1 -15,0 2,46 %

SVC PLUS

kV).

3,2 16,8 2,46 %

3,2

S/E 16,8 LOS 2,46 % CHANGOS

3,1 15,0 1,2

3,1 15,0 1,2

SVC Unit 2

0,0 0,0

0,0 -19,4 38,71 ..

MSC

214,4 0,975 -7,3 -20,90

0,9 -120,5 7,8

-78,2 5,1

SVC Unit 1

-0,0 -103,8

SG ~

3,2 15,7 2,31 %


485,8 485,8 0,972 3,1-20,95 13,9 1,1

3,1 13,9 1,1

-3,2 -97,9 6,4

-3,2 -97,9 6,4

4,0 -22,1 1,4

4,0 -22,1 1,4

484,9 0,970 -20,86

S/E TEN

-0,0 95,9

-0,0 -27,3 14,76 ..

SVS -0,0 0,0 0,0

CER Maitencillo

0,0 -9,5

3,2 15,7 2,31 %

214,2 0,974 -20,91

SG ~

CT MEJILLONES

-0,0 164,6

214,2

CER Cardones

-0,0 -29,4 15,89 ..

-3,1 -13,9 2,31 %


0,0 -19,4 38,71 ..

-3,1 -13,9 2,31 %

8,1 -42,1 2,8

0,0 18,3

SG ~

SG ~

CT MEJILLONES S/E CUMBRE

S/E CUMBRE 488,8

491,2

SVS

-4,0 21,1 1,4

-4,0 21,1 1,4

4,2 -71,6 4,7

4,2 -71,6 4,7

488,4 0,977 -20,95

-4,0 22,1 1,4

-4,0 22,1 1,4

4,1 -72,7 4,8

4,1 -72,7 4,8

488,8 0,978 -20,94


0,0 8,1

0,0 -9,4

0,0 7,2

SVS

SVS

CENTRAL GUACOLDA

152,0 150,0 152,0 152,0 152,0 11,9 8,4 10,5 10,7 10,9 86,38 .. 85,12 .. 85,21 .. 85,21 .. 84,11 .. G ~

G ~

G ~

G ~

G ~-0,0 161,5

S/E NUEVA CARDONES

480,6

480,3 480,3 0,961 -20,85

-8,3 -18,2 2,92 %

8,3 18,3 2,92 %

-0,0 161,7 -0,0 -0,0 2,92 %

221,8 1,008 -20,76

S/E NUEVA CARDONES 480,6 0,961 -20,84

-8,3 -16,3 2,66 %

8,3 16,3 2,66 %

-0,0 -0,0 2,66 %

221,8 1,008 -20,75


Branches




Loading [%]

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


159/221


13.

(B) Ajuste final de escenario para obtener tensiones próximas a las nominales (postenergización).

S/E LOS CHANGOS

-3,1 5,1 0,83 %

-3,1 5,1 0,83 %

-0,0 175,0

3,2 -3,2 0,83 %

3,2 -3,2 0,83 %

S/E LOS CHANGOS

219,2

500,0

219,2 0,997 -21,01

500,0 1,000 -20,97

3,1 -5,1 0,4

3,1 -5,1 0,4

-3,2 -84,3 5,3

-3,2 -84,3 5,3

4,0 -43,1 2,7

4,0 -43,1 2,7

S/E TEN 219,3 219,3 0,997 -21,02 -0,0 9,6 5,17 % SG ~

SG ~

CT MEJILLONES

S/E CUMBRE 502,2

-4,0 43,1 2,7

-4,0 43,1 2,7

4,2 -96,2 6,2

4,2 -96,2 6,2

52,0 9,6 4,06 ..

v e Power [MW] ctiv e Power [Mv ar]

ding [%]


G ~

nches

502,2 1,004 -20,99

-0,0 169,9

492,7 0,985 -20,87

-8,4 22,4 3,40 %

8,4 -22,3 3,40 %

-0,0 -0,0 3,40 %

222,9 1,013 -20,77

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


160/221


A continuación, se resumen las transferencias, tensiones, y montos de reactivo en los elementos de interés. A su vez se muestra el desfasaje angular con el que cerrarían los interruptores al sincronizar en 500kV. Todas las tensiones se encuentran referidas a sus valores nominales Unom.

Ajuste de tensiones en barras de S/E Cumbre

Acoplamiento de barras en S/E Cumbre

Ajuste de tensiones a valores próximos a 1pu

Conectar todos los CCSS de las líneas

Acoplamiento de barras en S/E Cumbre

Ajuste de tensiones a valores próximos a 1pu

Opción B B-12 B-13

Circuito 2 Los Changos - Cumbre (a barra 1)

B-11

Reactor de barra S/E Los Changos

Opción A A-11 A-12

Sincronización de CTM3 (TG)

10

Transformadores S/E Los Changos y enlace 2x220kV Los Changos - TEN

9

Circuito 1 Cumbre - Los Changos (a la barra 2)

8

Reactor de barra S/E Nueva Cardones. Ajuste de tensiones

7

Circuito 2 Nueva Cardones - Cumbre (a barra 2)

6

Circuito 1 Nueva Cardones - Cumbre (a barra 2)

5

Transformador 500/220 S/E Nueva Cardones. Ajuste de tensiones.

Q [MVAr] Líneas

4

0

-54

-57

-50

-126

-124

-113

-61

-104

-83

-88

-109

-72

-73

-96

0

0

-57

-50

-126

-124

-113

-61

-104

-83

-88

-109

-72

-73

-96

Cumbre - Nueva Cardones 1

0

0

0

0

73

71

60

10

52

32

36

55

21

22

43


0

0

0

0

73

71

60

10

52

32

36

55

21

22

43

Cumbre - Los Changos 1

0

0

0

0

-146

-142

-120

-20

-103

-63

-36

-55

-42

-22

-43


0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-36

-55

0

-22

-43

Los Changos - Cumbre 1

0

0

0

0

0

-3

-23

-105

-37

-71

-97

-87

-78

-98

-84

0

0

0

0

0

0

0

0

-144

-135

-97

-87

-120

-98

-84


U [pu] Barras

3

Nva Cardones - Cumbre 2

Elemento ↓

Nva Cardones 500kV K1

0,971 0,988 1,015 0,948 0,992 0,990 0,984 0,954 0,979 0,967 0,970 0,993 0,961 0,961 0,985


0,971 0,988 1,015 0,948 0,992 0,990 0,984 0,954 0,979 0,967 0,970 0,993 0,961 0,961 0,985

Cumbre 500kV K1

0

Cumbre 500kV K2

0

Los Changos 500kV K1

0


0

Q [MVAr] Transf Nva Card 500/220kV Q [MVAr] Generación

2


Paso →

Q [MVAr] CER -

1

Guacolda

0

0

0

0

0

0

0

0

1,038 1,006 0,984 1,011 0,982 0,978 1,004

0,993 1,022 0,954 1,014 1,012 1,003 0,962 0,997 0,980 0,984 1,011 0,977 0,978 1,004 0

0

0

0

0

0

0

1,041 1,024 0,942 1,008 0,976 0,969 1,003 0,972 0,970 1,000

1,045 1,041 1,024 0,942 1,008 0,976 0,969 1,003 0,972 0,970 1,000

54,13 114,46 -57,54 80,40 77,11 56,15 -38,08 40,53

2,90

10,68 45,81 -18,22 -16,27 22,42

43,27 34,90 12,95 57,71 36,43 37,96 41,09 55,73 43,64 49,43 48,19 42,80 52,72 52,41 46,37

CTM3 - TG

0

0

0

0

0

0

ERNC

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Reactor Nva Cardones

0

0

0

157

172

172

169

159

168

164

165

172

162

162

170

Reactor Los Changos

0

0

0

0

0

0

0

155

178

167

164

176

165

165

175

CERs + SVC

63

111

155

10

133

127

108

24

94

61

68

99

41

43

78

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

0,34

-

-

0,16

-

Ángulo de cierre en el acoplamiento (º)

-19,15 55,50 -0,59 -34,89 -26,22 5,77 -29,40 -27,31 9,56

Tabla 6-14 Resumen. En verde se indican las tranferencias no nulas de potencia. Referencias U [pu] Barras 0,930 (referidas a 1,000 Unom) 1,050

Se puede observar que la diferencia angular en el momento del acoplamiento es pequeña, esto se debe a que la transferencia de potencia es baja.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


161/221

31,74 ..CER Maitencillo

S/E LOS CHANGOS

13,0 0,984 -36,67

116,0 -3,1 15,86 ..

224,4

231,7

224,4 1,020 4,01

231,7 1,053 -1,87

-116,0 3,1 7,4

-116,0 3,1 7,4

31,74 ..

-115,9 7,7 15,86 ..

0,0 21,6

-115,9 116,0 7,7 -3,1 S/E LOS 15,86 .. 15,86 ..

116,0 -3,1 15,86 ..

-227,8 0,0 15,5 183,9 31,74 ..

CHANGOS S/E LOS CHANGOS

-113,9 -85,4 8,9

-113,9 -85,4 8,9

0,0-36,40

0,0

231,7

224,4S/E NUEVA 512,6 CARDONES231,7 512,6 224,4 1,053 1,025 502,7 -1,60 1,020115,9 5,25 -99,6 -116,02,71 -116,0 502,7 9,4 3,1 3,1 1,0057,4 7,4 0,49 0,0 S/E TEN 176,9 224,4

115,9 -99,613,0 9,40,983

CER Pan de Azucar

227,9 -6,1 31,74 ..

-115,9 7,7 15,86 ..

-115,9 7,7 15,86 ..

-113,9 -85,4 8,9

-113,9 -85,4 S/E LOS CHANGOS 8,9

S/E 512,6 NUEVA www.estudios-electricos.com CARDONES 512,6 502,7 1,025

115,9 -99,6 9,4 0,0

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 II (Polpaico – Nueva Cardones) Energización Fase I0,0a Fase 0,0 0,0

-11,6

224,4

-5,2

-10,6

-6,2

115,9 3,95 Ir-99,6 al índice 502,7 9,4 1,005

0,76 0,0 176,9

224,4 Partiendo del escenario topológico de febrero de 2018, se plantean los siguientes pasos de SVS SVS

224,4 1,020 4,41

S

0,0 183,9 0,0 227,9-9,6 -6,1 31,74 ..

-227,8 15,5 31,74 ..

SVS

6.3.1.2 S/E TEN

0 8

116,0 -3,1 15,86 ..

1,020 5,65

energización para el sistema de 500kV entre Polpaico y Nva Cardones, comenzando desde la S/E

C PLUS

82,9 5,5

0,0 SVC PLUS 0,0 CENTRAL GUACOLDA

156,0

0,0 0,0

82,9

0,0 0,0

156,0

0,0 0,0

5,5 9,0 0,0 que 9,0 Cardones – 0,0 0,0 +S/ECTM3 74,84 .. En Polpaico. caso 0,0 se considera el proyecto Los Changos se S/E NUEVA NUEVA 74,84 .. Nva 84,47este .. 84,47 ..

0,0 -4,2 150,0 8,47 % -17,0 83,32 ..

0,0

0,0

MAITENCILLO

0,0

MAITENCILLO

SG SG servicio. SG SG manera de partir con bajas tensiones -4,2 0,0 -4,2 ajustar 150,0 150,0 150,0 150,0 encuentra en Se 150,0 busca el escenario de 0,0 0,0 ~ ~ -114,4 -114,4 ~ ~ -114,4 -114,4 8,46 1,2 1,2 % -22,9 8,46 -17,3% -17,0 -31,2 84,99 .. 84,99 .. 84,85 .. 84,44 .. 83,32 7,3 ..

0,0 0,00 %

S/E CUMBRE0,0 513,1

0,0 Polpaico –CER Enlace Pan de Azúcar Cardones 114,4

es

0,0 0,00 %

0,0 0,0 0,000 0,00

0,0

1. Energización de un circuito -106,9 121,6 desde Polpaico a0,0la -0,0

0,0

-0,0 0,0 31,74 .. 0,0 CER Maitencillo

lo

0,0 0,0 0,0

0,0

-227,8 0,0 15,7 31,74 .. 0,0 227,9-0,0 -9,6 -6,322,2 31,74 ..

0 2 231,7

S

231,7 1,053 -1,59

12,9 0,976 -36,39

0 ,5

0,0 0,0 0,00 %

0,0 -2,2

0,0

SVS

0,0 0,000 0,00

-0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,00 %

0,0 -11,4

0,0 0,0 0,0 0,0

-0,0 -1,3

0,0

G ~

0,0

-0,0 0,0

0,7 -94,7 6,4

0,0 0,0 0,0 96,6 96,6 G 0,0 0,0 ~ 53,0 53,0 15,66 .. 15,66 .. 0,00 %

0,0

-41,6 G 0,0 ~ -27,6 0,0 2,8

G ~

S/E NUEVA MAITENCILLO S/E POLPAICO

G-152,3 G ~ 16,3 ~ 8,7

492,6 0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 95,6 95,6 0,0 81,5 0,00 81,5% 17,67 .. 17,67 ..

0,0 0,0

0,0

Pan de Azúcar desde 220 kV a barra 1 de 500 0,0 Load Flow Balanced

0,0 0,000 0,00

Nodes

Branches

0,000 222,1 0,00

Voltage, Magnitude [p.u.]

Reactiv e Power [Mv ar]

-5,82

similares en ambas barras Voltage, Angle [deg] Loading [%]de 500kV. 0,0

g [%]

0,0 0,0 0,00 %

0,0 0,0

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0

-0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,7 0,0 -110,8 7,4

0,0 0,0 0,7 0,0 -110,8 7,4

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0

-41,0 5,9 3,1

0,0

-151,7 0,0 52,8 0,0 9,0

-0,0 -0,0 0,0

0,0 -0,0 0,00 % 229,0

-0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0


502,8 502,8 1,006 2,00 0,0 177,0

S/E NUEVA MAITENCILLO S/E POLPAICO 0,0 497,7 0,0 0,000 497,7 0,000,995 -4,61

0,0 0,0 0,0

S/E NUEVA PAN DE AZUCAR 509,4

509,0 1,018 -4,72

14,2 -4,2 2,04 % -14,2 4,3 2,04 %

-0,0 -0,0 0,00 %

228,9

-7,1 2,1 0,5

-7,1 2,1 0,5

7,9 -113,0 7,6

7,9 -113,0 7,6

509,4 1,019 -4,87

-0,0 -0,0 2,04 %

228,9 1,041 -5,03

229,0 1,041 -6,31

0,7 -110,8 7,4

95,6 95,6 81,4 81,4 17,66 .. 17,66 ..

0,0 0,0

0,7 -110,8 7,4

-41,0 6,0 3,1

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C Load Flow Balanced

222,2

S/E NUEVA CARDONES

Pan de Azúcar.

509,9

-0,0 0,0 0,00 %

-85,3 509,0 1,0188,9 -4,72

4. Acoplamiento de barras en S/E Nueva 0,00 %

222,1 kV. Ajuste del tap para obtener tensiones Line-Line Voltage, Magnitude [kV] Activ e Power [MW] 1,010

S/E POLPAICO

S/E POLPAICO

497,7

497,8

497,7 0,995 -4,60

-151,7 52,9 9,0

90,2 90,2 82,6 82,6 17,20 .. 17,20 ..

0,0 0,0

-42,7 6,9 3,2

222,2

497,8 0,996 -4,59

-153,4 53,9 9,1

No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. LTO JAHUEL

v e Power [Mv ar]

221,2 1,006 -6,07

a S/E ALTO JAHUEL

Power [MW]

221,2

LO AGUIRRE

hes

a S/E LO AGUIRRE

0,00 %

-113,9

0,0

0,0 492,60,000 0,9850,00 -4,82

0,0transformador de la S/E Nueva 3. Energización 0,00 % del 0,0 0,0

0,0 0,0 0,00 %


-113,9 -85,3 8,9

-0,0 -0,0 0,0

0,0 0,0 0,0

150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 0,8 0,8 -23,3 -17,7 -17,4 84,99 .. 84,99 .. 84,89 .. 84,46 .. 83,35 ..

G ~

0,0 0,0 0,00 %

0,0 0,0 0,0

0,0 0,000 0,00

SVS

0,0 -0,0 GUACOLDA CENTRAL

150,0 150,0 -17,7 -17,4 84,46 .. 83,35 ..

502,8 1,006 0,76

Azúcar.

227,9 -6,3 31,74 ..

0,0 0,0 0,00 %

1,053 502,8 -0,35

0,0 177,00,0

513,1 1,026 2,63

114,4 31,2 7,3

0,0 0,0

S/E231,7 NUEVA CARDONES 231,7

0,0 0,0

-0,0 -2,3

-10,5

SVS

LDA

-113,9 -85,3 8,9

513,1

Polpaico a la barra 2 de Nueva Pan de

-227,8 15,7 31,74 ..

12,9 0,976 -35,150,0

CER Pan de Azucar 0,0 0,0 0,00 %

0,0

S/E CUMBRE


S/E NUEVA PAN DE AZUCAR 502,8 1,006 -4,92

0,0 -31,2 0,000 7,3 0,00

114,4 31,2 7,3

0,0 0,0 0,00 %

-0,0 0,0 31,74 0,0 ..

-113,9 -85,3 8,9 -0,0 -0,0 0,0

SVS

0,0 0,0 0,00 %

0,000 0,00

barra 2 de NuevaSVS Pan de Azúcar.

S

ar

114,4 31,2 7,3

31,2 7,3

0,0 0,0 0,0

ALTO JAHUEL

0 ,7

0,0 0,0 0,00 %

513,1 1,026 1,39

-31,2 7,3

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,00 %

a S/E ALTO JAHUEL

G ~

LO AGUIRRE

G VC Unit ~ 1

-31,2 7,3 CT MEJILLONES

0,0 0,000 0,00

0,0 0,0 G G G G 0,0 ~Unit 2 ~ SVC ~Unit 1 0,0 ~ SVC0,0 MSC

a S/E LO AGUIRRE

CT MEJILLONES

(próximas pu) en0,0Polpaico. 0,0 a 0.98 0,0

162/221

CHANGOS

S/E LOS CHANGOS

SVS 0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,0

CER Maitencillo

-0,0 0,0 31,73 ..

224,5

S/E NUEVA 224,5 1,020 MAITENCILLO 5,27 0,0

0,0 8,2 40 ..

0,0 -9,5 0,0

G ~

-0,0 24,8

0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,00 %

0,0 0,000 S/E TEN 0,00

0,0 0,0 0,0

SVS

-116,0 3,7 7,4

-116,0 3,7 7,4

512,9 1,026

115,9 115,9 3,97 -100,3 -100,3 9,4 9,4 www.estudios-electricos.com

-227,8 16,4 31,73 ..

227,9 -7,1 31,73 ..

231,8

224,5

512,9

-113,9 -85,0 8,9 Ir alS/E índice NUEVA

-113,9 -85,0 8,9

CARDONES

231,8 1,054

224,5

-0,40 0,0 Enlace Nueva Pan de Azúcar – Nueva Maitencillo 1,020

0,0 0,000 0,00

SVC PLUS

82,9 5,0 74,81 ..

0,0 -0,0 para 0,0 bajar -0,0 5. Ajuste de escenario la tensión en la -10,7 15,5 -9,9 14,6

S/E Pan de Azúcar (taps SG -5,0 0,0 -5,0 del transformador). ~ 0,0

0,0

10,05 .. SVS

SG ~

Pan de Azúcar a barra 1 de Nueva -114,4 -30,7 7,3

CT MEJILLONES Maitencillo. Conexión del reactor de barra en S/E Polpaico. 0,0 0,0 0,0 0,0

0,0

SVC U nit 2 MSC SVC U nit 1 0,0

CENTRAL GUACOLDA

15,4 20,0 3,51 % -15,4 -19,9 3,51 %

114,4 30,7 7,3

502,9 1,006 -5,05

0,0

0,0 0,0 0,00 %

CER Maitencillo 0,0 0,0 -9,4

0,0 26,0

8,4 -99,0 6,7

SVS

0,0 0,000 0,00

0,0 0,0 0,00 % -227,8 16,8 31,72 ..

-0,0 0,0 0,0

513,4 1,027 2,65

514,7 1,029 -5,06

-0,0 -0,0 31,72 ..

227,9 -7,4 31,72 ..

231,9 8,4 -99,0 6,7

12,3 0,934 -35,09

CER Pan de Azucar 0,0 0,0 -10,5 0,022,6 73,2

0,0 -9,6 -43,6 -19,5 2,7

a S/E LO AGUIRRE

CENTRAL GUACOLDA 221,5 1,007 -5,95

150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 -1,6 -1,6 -25,9 -20,3 -20,0 84,99 .. 84,99 .. 85,12 .. 84,64 .. 83,52 ..

493,9

G ~

G ~

G ~

-15,6 -50,8 7,36 %

0,0 0,0 0,0

-0,0 -0,0 0,0

0,0 0,0 0,00 % 0,0 0,0 0,00 %

Nueva Pan de Azúcar a barra 1 de Nueva 0,0

0,0 0,000 0,00

Activ e Power [MW]




Loading [%]

S/E POLPAICO

0,0 0,0 0,00 %

90,1 90,1 71,1 71,1 16,20 .. 16,20 ..

496,0 0,0 73,8

-43,4 -5,6 2,8

221,9 221,9 1,009 -5,84

15,8 76,4 10,58 .. -15,8 -75,3 10,58 ..

234,2

2,02

8,6 -125,4 8,4

a S/E LO AGUIRRE

Branches

Line-Line Voltage, Magnitude [kV]

510,2 0,0 177,2 510,2 1,020 -5,01

520,2 1,040 -5,03

-0,0 0,0 0,0

8,6 -125,4 8,4

0,1 -73,9 4,8

Nodes

503,1

S/E NUEVA 503,1 PAN DE AZUCAR 1,006

0,0

0,0


S/E NUEVA CARDONES


232,6 1,057 -5,17

G ~

Load Flow Balanced

-7,8 15,4 1,1

0,0 0,0 0,0

-0,0 -0,0 7,36 %

232,6

0,0 0,0 0,0

-7,8 15,4 1,1

15,6 51,3 7,36 %

Maitencillo.

0,1 -82,2 5,4

0,0 0,0 0,0

493,9 0,988 -4,78

%]

G ~

-113,9 -84,9 8,9

-113,9 -84,9 8,9

-0,0 -0,0 0,0

S/E POLPAICO

0,0 21,8-154,3 25,1 8,9 SVS

SVS

221,5

231,9 1,054 -0,33

a S/E ALTO JAHUEL

90,6 90,6 59,7 59,7 15,37 .. 15,37 ..

Power [Mv ar]

513,4


SVS -0,0 -0,0 3,51 %

230,5 1,048 -5,21

ower [MW]

S/E CUMBRE

114,4 0,0 30,7 7,3

-0,0 0,0 0,0

0,0 0,0 0,00 %

496,0 0,992 -4,69

-154,1 40,3 9,0

0,1 -73,9 4,8

-8,0 35,8 2,4

-8,0 35,8 2,4

8,9 -146,0 9,8

8,9 -146,0 9,8

S/E NUEVA PAN DE AZUCAR 515,9 515,9 1,032 -4,99

-0,0 0,0 10,58 ..

234,2 1,065 -5,15

S/E POLPAICO 497,6 89,7 89,7 80,1 80,1 16,91 .. 16,91 ..

Load Flow Balanced

Voltage, Magnitude [p.u.] Voltage, Angle [deg]

-43,3 5,4 3,2

497,6 0,995 -4,63

-154,0 52,2 9,2

No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por 222,2 escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. 222,2 Activ e Power [MW] 1,010 Reactiv e Power [Mv ar] -5,77 Loading [%]

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C Nodes Branches Line-Line Voltage, Magnitude [kV]

0,0 74,3

a S/E LO AGUIRRE

230,5

0,0 0,0 0,0

502,9

150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 -0,9 -0,9 -25,1 -19,5 -19,2 84,99 .. 84,99 .. 85,05 .. 84,59 .. 83,47 .. -7,7 -7,7 -0,0 -0,0 -10,0 125,2 -10,0 -105,9 G G0,8 G G G0,8 ~ ~ ~ ~ ~

-114,4 -30,7 7,3

0,0 0,0 0,0


CER Cardones

503,0 1,006 1,96

0,0 0,0 0,0

0,0 6. Energización de un circuito desde177,1 Nueva

0,0

SVS 10,05 ..

0,0 0,0 0,0

156,0 8,4 84,45 ..

a S/E ALTO JAHUEL

0,0

503,0

5,66

12,5 0,946 -35,17

CER Pan de Azucar

0,0 0,0 0,00 %

a S/E ALTO JAHUEL

0,0 0,00 %

163/221

0,0 -21,3 42,51 ..

CT MEJILLONES

74,76 ..

7,3 84,42 ..

SG ~

SG ~

-114,4 -29,7 7,3

CT MEJILLONES S/E CUMBRE

S/E CUMBRE

507,1

114,4 CER Cardones 40,2 7,5

www.estudios-electricos.com 514,0

507,1 1,014 2,74

114,4 40,2 7,5

116,0 -18,9 15,91 ..

S/E LOS CHANGOS

0,0 189,5 114,4

116,0 -18,9 15,91 ..

116,0Ajuste del escenario para lograr tensiones -115,9 8.

116,0 -18,9 15,91 ..

S/E LOS CHANGOS

-18,9 15,91 ..

-3,6 32,19 ..

227,9 -116,0 18,9 227,9 7,5 1,036

23,6 15,91 ..

227,9 0,0 13,2 -9,2 32,19 ..

-116,0 18,9 7,5

-113,9 -92,8 115,9 9,3 -118,3 10,0

-92,8 115,9 9,3 -118,3 SVS10,0

-116,0 18,9 7,5

SVC PLUS

CARDONES 229,3 496,3

CER Pan de Azucar

226,9 226,9 1,031 5,37

0,0 -9,8

0,0 0,0 -0,0 0,0

0,0 -9,0

28,7

11,9 0,902 0,0 0,0 0,0 -24,90,0 -35,20 0,0 -24,9 49,84 0,0 .. 49,84 ..0,0 -0,00,0 172,4 27,9

520,3 520,3 1,041 3,71

115,9 -118,3 10,0

32,81 ..

-227,8 -52,3 32,81 ..

226,9 520,3 1,031 1,041 5,37 S/E NUEVA 3,71 229,3

-0,32

S/E TEN

115,9 -118,3 10,0

S/E LOS CHAN

Cardones a la barra 2 de Nueva

226,9

520,3

0,0 22,5 -113,9

Ir

7,3

514,0 -115,9 1,028 23,6 al2,59 índice 15,91 ..

-0,0 de un circuito desde Nueva 9. Energización -0,0 -116,0 18,9 7,5

próximas a 0.99 en Nva Cardones. -227,8 S/E TEN S/E LOS CHANGOS

227,1 227,1 1,032 4,98

SVS -115,9 23,6 15,91 .. CER Maitencillo

227,1 1,032 4,98

-115,9 23,6 114,4 15,91 .. 29,7

29,7 7,3

-0,0 0,0 Enlace Nueva Maitencillo – Nueva Cardones -106,6 113,5 227,1

-0,0 0,0-0,0 189,5 32,19 ..

-114,4 -29,7 7,3

1,042 -0,41

496,3 0,993 2,11

82,9 -9,5 75,16 ..

156,0 -7,6 84,42 ..

SG ~

SG ~

Maitencillo.

227,8 62,3 32,81 ..

-113,9 -84,1 8,9

-113,9 -84,1 8,9


-0,0 0,0 0,0

CT MEJILLONES

0,1 -71,8 4,8

503,8 1,008 1,96-114,3

-114,3 0,0 -16,8 177,7 7,0

-16,8 7,0

S/E CUMB

CER Cardones 0,0 0,0 CENTRAL GUACOLDA -114,3 0,0 -16,8 7,0

SG ~

CT MEJILLONES

0,0 0,0 0,00 % 0,0 0,0 0,00 %

0,0 0,000 0,00

0,0 0,0 0,0 -0,0 -99,0

-114,3 S/E 0,0 NUEVA -16,8 138,7 MAITENCILLO 7,0

150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 0,0 -7,6 -7,6 -30,7 -25,3 -25,0 85,10 .. 85,10 .. 85,62 .. 85,07 .. 83,93 .. SVS516,1 1,032 -0,0 -0,0 -5,18 G -0,0G G G G 0,0 Maitencillo ~ ~ ~ ~ CER ~ 114,3 114,3 0,0

0,0

16,8 7,0

Cardones a la barra 2 de Nueva Maitencillo. 11,9

231,0

0,901 -35,22

0,0 -8,9

-0,0 28,6 -113,9 S/E NUEVA -73,3 8,3 S/E NUEVA PAN DESVS AZUCAR

-16,3 -100,2 14,13 .. 231,3

-0,0 0,0 14,13 ..

231,3 1,051 -5,31

511,9 1,024

G ~ -0,0 0,0 10,3

0,0

0,0 0,0 0,00 %

G ~

G ~ -0,0 -0,0 10,3

9,1 -131,8 8,9 -0,0 -0,0 0,0

0,0 90,3 0,0 0,0 90,3 74,1 73,9 0,00 % 74,1 0,0 16,47 .. 16,47 .. 0,0 0,00 %

9,1 -131,8 8,9 -0,0 0,0 0,0

-44,1 -2,3 3,0

G ~

G ~


8,3

barra 2.

0,1 -79,9 5,2

0,1 -72,8 4,7

0,1 -72,8 4,7

-0,0 0,0 10,3

-8,3 22,3 1,6

16,4 101,2 14,01 ..

-8,3 22,3 1,6


0,0 184,0

512,0 1,024-0,0 -5,15-0,0 10,3

S/E NUEVA MAITENCILLO 518,0

-0,0 0,0 14,01 .. 517,3

231,4 1,052 -5,31

-0,0 -0,0 0,0

-0,0 0,0 0,00 %

0,0 -0,0 0,00 % 229,5

-0,0 -0,0 0,00 9,2 %

9,2 -132,3 8,9

-132,3 8,9

229,5 1,043 4,01

516,4 1,033 -5,21

-0,0 0,0 0,0

S/E POLPAICO 496,4

496,4 496,4 0,993 -4,80

-154,8 43,8 9,1

0,1 -79,9 5,2

512,0

231,4

516,4 1,033

S/E NUEVA CARDONES

-0,54

-5,21 S/E POLPAICO

90,3 90,3 74,2 74,2 16,48 .. 16,48 ..

0,0 73,9

-44,1 -2,0 3,0

221,9 1,009 -5,96

Voltage, Magnitude-72,9 [p.u.]

Reactiv-72,9 e Power [Mv ar]

0,1 4,7


0,1

Loading 4,7 [%]


-8,4 22,8 1,6

-8,4 22,8 1,6

16,7 100,0 13,86 ..

221,9

Branches

Activ e Power [MW]

231,5 1,052 -5,33

-113,9

8,3

tener tensiones similares entre bornes y

-16,4 -99,3 14,01 ..

518,0


231,5

-113,9

la 231,0 barra de 500 kV. Ajuste de taps para 1,050

512,7 1,025 1,77


221,9

-16,7 -98,3 13,87 ..

227,6 122,3

0,0

0,0 .. Maitencillo desde 22035,28kV, sin-73,3conectarlo-73,3a 231,0 0,00 %

496,4 0,993 0,1 -4,81 -72,9

0,1-154,8 -72,9 44,1 4,7

4,7

9,1


0,0 0,000 0,00

16,7 100,1 13,87 ..

516,3 1,033 -5,19

-0,0 0,0 0,0

512,7

-8,3GUACOLDA CENTRAL -5,15 21,8 0,1 1,5 -79,9 0,0 5,2 150,0 150,0 150,0 150,0184,0 150,0 -9,3 -9,3 -32,4 -27,1 -26,8 85,15 .. 85,15 .. 85,82 .. 85,24 .. 84,10 ..

a S/E ALTO JAHUEL

16,4 102,0 14,13 ..

-0,0 0,0 35,28 ..

-0,0 -0,0 0,0

0,0 0,0 0,00 %

CARDONES

511,9

-8,3 21,8 0,1 1,5 -79,9 5,2

0,0

-227,6

0,000 0,00

0,0 -0,0 -9,7 29,40,1 -113,9 -72,8 4,7 -73,3 8,3 SVS


0,0 0,00 %

-0,0 0,0 35,28 ..

0,1 227,6 -72,8 122,3 4,7 .. 35,28

522,3 1,045 2,39

114,3 16,8 7,0

-110,7 transformador de Nueva 0,0 11. Energización del 35,28 ..

10. Energización del segundo circuito SVS desde Nueva 0,0

231,0 1,050 -0,54

0,0

522,3 1,045 2,39

0,0

-227,6 -110,7 35,28 ..

114,3 16,8 7,0

522,3

0,0 25,1

CER Pan de Azucar

-0,0 -0,0 9,8

S/E CUMBRE

16,8 7,0

0,0 -9,1

0,0 0,0 0,00 %

-0,0 0,0 0,3

512,2 1,024 -5,17

221,9 1,009 -5,96

-16,7 -98,3 13,86 .. 231,5

-8,4 22,9 1,6

-8,4 22,9 1,6

512,2 1,024 -5,17

-0,0 0,0 13,86 ..

231,5 1,052 -5,33

9,3 -132,9 8,9

9,3 -132,9 8,9

S/E POLPAICO

-0,0 0,0 13,87 ..

496,5

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

9,3

9,3

90,3 90,3 0,0 -44,2por No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa 74,5 74,5 73,9 -1,6 escrito de ESTUDIOS 16,50 ELECTRICOS .. 16,50 .. S.A. 3,0

496,5 0,993 -4,82

-154,9 44,5 9,1

164/221

EL

0,0

0,0

522,3

SVS

a S/E ALTO JAHUEL

SG ~

SVC Unit 2 MSC SVC Unit 1

SVS

156,0 -7,6 84,42 ..

a S/E LO AGUIRRE

82,9 -9,4 75,16 ..

RE

r [Mv ar]

-114,4 -40,2 7,5

7,5

SVC Unit 2 MSC SVC Unit 1

,9 01 ,22

MW]

0,0 0,0 0,0 -114,4 -21,3 -40,2 42,51 ..

DIgSILENT

SG ~

a S/E LO AGUIRRE

9 3 0

SG ~

512,7 512,7 1,025 1,77

CER Maitencillo -277,7 -101,7 41,20 ..

0,0 4,9

-0,0277,8-0,0 -9,1117,525,0 41,20 ..

231,1

VS

231,1 1,051 0,72

0,0 8,9

-0,0 28,4

245,8 -115,8 121,6 36,9 37,4416,79 .. ..

-0,0 179,7

CARDONES

11,9 0,899 -25,0 -35,84 -77,0

CER Pan de Azucar -25,0 -77,0 5,3

512,5 1,050

220,5 1,002 -0,08

512,5 -116,01,025-116,0 32,0 3,54 32,0

5,3

506,7

-6,02

7,9

0,0 183,8

S/E NUEVA

www.estudios-electricos.com CARDONES

231,1

220,5

-115,8

-113,9 -113,9 36,9 -73,2 -73,2 16,79 .. 8,3 8,3 S/E LOS CHANGOS

115,8 -126,7 -9,010,7

7,9

506,7 1,013 -1,42 Ir

115,8 -126,7 10,7 -9,0

512,8

al índice512,8

-0,0 0,0 0,0 -0,0a barra 2 de 13. Acople de barras -0,0Nva 5,2 de 12. Conexión del transformador 500 5,2 kV S/E184,1 S/E TEN -9,7 32,4 -8,9 32,3 220,2

Nueva Maitencillo 500 kV

SVS

SVS

0,0 -25,5 51,10 ..

150,0 150,0 -26,9 -26,6 85,22 .. 84,08 .. 517,7

G ~

50,2 -5,0 6,82 % 229,4

0,0 0,0

25,1 -2,7 10,3

0,0 -25,5 51,10 ..

-0,0 -96,9

-0,0 0,0 6,82 %

229,4 1,043 4,22

231,5

-0,0 -0,0 13,90 ..

SG ~

SG ~

9,1 -0,3 10,3

CT MEJILLONES

CER Maitencillo

229,4 1,043 -1,88

-0,0 -7,8 28,2 22,6 1,6

0,0 -9,0

-0,0 27,4

-7,8 22,6 1,6

G ~

G ~

-113,8 -55,1 -66,8 8,0

-113,8

-66,8-55,1 8,0 -67,0 6,1

-6,9 -73,5 4,9

S/E NUEVA -67,0 CARDONES 6,1 S/E NUEVA

-6,9 -73,5 4,9

2,8 27,4 1,8

127,9 79,2 20,49 ..

233,2 1,060 -5,62

8,6 -132,7 8,9

-0,0 -0,0 20,49 ..

501,4 513,9 1,003 -3,51 -0,0 176,0

2,8 27,4 1,8

7,0 -2,9 9,9

7,0 -2,9 9,9


506,4

66,0 -41,6 5,1

-145,9 88,9 23,62 ..

145,9 -83,7 23,62 ..

66,0 -41,6 5,1

-2,0 -137,7 9,2

-0,0 0,0 23,62 ..

506,4 1,013 -3,51

-2,0 -137,7 9,2

S/E POLPAICO

229,3 496,5 1,042 -1,99 496,5

0,993 -4,72

-154,2 44,2 9,0

14. Ajuste final del escenario para lograr tensiones

497,1 95,7 95,7 76,9 76,9 17,29 .. 17,29 ..

Loading [%]

Load Flow Balanced

221,9 1,009 -5,86

Nodes

Branches

Activ e Power [MW]



222,1 1,010 -5,45


Loading [%]

230,8


2,9 1,6 0,2

125,9 53,6 18,91 ..

222,1


4,7

497,1 0,994 -4,24

-149,1 46,9 8,8

-125,9 -50,3 18,91 ..

2,9 1,6 0,2

506,5 1,013 -4,39

-0,0 0,0 18,91 ..

230,8 1,049 -5,69

-2,1 -111,2 7,5

-2,1 -111,2 7,5

S/E POLPAICO 495,0 96,2 96,2 65,5 65,5 16,45 .. 16,45 ..

Load Flow Balanced

221,7

Nodes

Branches


Activ e Power [MW]




Loading [%]

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

221,7 1,008 -5,58

0,0 73,5

-38,7 -13,6 2,4

495,0 0,990 -4,34

-149,4 31,6 8,6

a S/E ALTO JAHUEL


221,9

-38,4 0,4 -65,8 2,8 -28,4

-28,4 4,7

a S/E LO AGUIRRE

Activ e Power [MW]

a S/E ALTO JAHUEL

Branches

a S/E LO AGUIRRE

cercanas a las nominales (post-energización)

-0,0 74,1 -65,8

a S/E ALTO JAHUEL

-43,5 -1,9 2,9

a S/E LO AGUIRRE

0,0 74,0

513,9 1,028 -4,34

506,4

S/E POLPAICO 229,3

90,2 90,2 74,5 74,5 16,50 .. 16,50 ..

-3,51 510,0 1,020 -2,84

501,4 PAN DE AZUCAR

512,1 1,024 -5,05

G ~

8,6 -132,7 8,9

1,2 7,1

-6,06

512,1

-127,8 -75,3 20,49 ..

G ~

241,4 81,3 35,56 ..

227,4

CENTRAL GUACOLDA

G ~

66,9 -5,5 4,3 114,2

1,2 7,1

-241,4 -69,5 35,56 ..

SVS

150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 -12,8 -12,8 -35,9 -30,5 -25,0 85,30 .. 85,30 .. 86,25 .. 85,61 .. 83,94 ..

518,1 510,0 1,036

-0,0 -0,0 20,61 ..

233,2

231,5 1,052 -5,20

66,9 -5,5 4,3114,2

-152,1 11,5 20,61 ..

S/E NUEVA 227,4 PAN DE AZUCAR1,034

11,9 0,903 -35,94


-0,0 0,0 35,56 ..

-0,0 29,9

SVS

-114,2 -1,2 7,1

518,1

518,1

152,1 -7,2 20,61 ..

0,1 -72,9 4,7

9,1 -0,3 10,3

S/E CUMBRE

229,4

0,0 -8,8

-79,6

-114,2 -1,2 7,1

0,0 132,5

SVS

-15,3 -98,7 13,90 ..

156,0 -19,6 84,99 ..

516,4 1,033 -5,09

-0,0 0,0 0,0


82,9 -20,9 77,01 ..

SVS

0,1 -72,9 4,7

15,4 100,5 13,90 ..


150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 -9,2 -9,2 -32,3 -27,0 -26,7 85,15 .. 85,15 .. SVC 85,81 .. 285,23 .. 84,09 .. Unit MSC SVC Unit 1 -0,0 -50,2 -0,0 5,4 0,0 G GCER Cardones G G 6,82 %G ~ ~ ~ ~ ~

-79,6

Maitencillo

220,2 1,001 0,34

SVS

25,1 SVC PLUS -2,7 10,3 CENTRAL GUACOLDA

OLDA

G ~

-113,9 116,0 -73,6 116,0 -32,0 -32,0 S/E LOS 8,4 S/E..NUEVA 16,79 16,79 .. 231,1 CHANGOS

-113,9 -73,6 8,4

SVS

11,9 0,901 -35,08

ucar

-245,8 -108,6 37,44 ..


165/221

1,026 -3,53


A continuación, se muestra una tabla que resume para cada paso las tensiones en las barras del enlace, los reactivos transferidos y los reactivos inyectados o absorbidos por los elementos del sistema. Todas las tensiones se encuentran referidas a sus valores nominales Unom.

Transformador Nva Mait desde 220. Ajuste entre bornes y barra 2

Conexión del transformador a barra 2 de Nva Mait 500kV

Acoplamiento de barras en S/E Nueva Maitencillo

Ajuste final del escenario

14

Circuito 2 Nva Cardones - Nva Maitencillo (a barra 2)

13


12

Ajuste del escenario

11

Circuito 2 Nva PdA - Nva Maitencillo (a barra 1)

10


9

Reactor de barra en S/E Polpaico. Ajuste de tensión en Nva PdA

8

Acoplamiento de barras en S/E Nva Pan de Azúcar

7

Transformador Nva PdA a barra 1. Ajuste de tensiones en ambas barras.

6

Circuito 2 Polpaico - Nva PdA (a barra 2)

5


Q [MVAr] Líneas U [pu] Barras

4

-111

-111

-113

-99

-125

-146

-132

-132

-133

-133

-133

-138

-111

Polpaico - Nva PdA 1

-95

-111

-111

-113

-99

-125

-146

-132

-132

-133

-133

-133

-138

-111

Nva PdA - Polpaico 2

0

0

0

2

-10

15

36

22

22

23

23

23

27

2


0

0

0

2

-10

15

36

22

22

23

23

23

27

2

Nva PdA - Nva Mait 2

0

0

0

0

0

0

-74

-73

-73

-73

-73

-73

-67

-28


0

0

0

0

0

-82

-74

-73

-73

-73

-73

-73

-67

-28

Nva Mait - Nva PdA 2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-5

-42


0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-5

-42

Nva Mait - Nva Cardones 2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-3

0

-3


0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-3

0

-3

Nva Cardones - Nva Mait 2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-80

-80

-77

-80

-73

0

0

0

0

0

0

0

0

-72

-80

-80

-77

-80

-73


Q [MVAr] Transform.

3

0

Elemento ↓

Q [MVAr] Generación

2


Paso →

Q [MVAr] CER - Reactores

1

Polpaico 500kV K2

0,985 0,995 0,995 0,996 0,988 0,992 0,995 0,993 0,993 0,993 0,993 0,993 0,994 0,990

Polpaico 500kV K1

0,985 0,995 0,995 0,996 0,988 0,992 0,995 0,993 0,993 0,993 0,993 0,993 0,994 0,990

Nva Pan de Azúcar 500kV K2

1,006 1,018 1,018 1,019 1,006 1,020 1,032 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024 1,028 1,013


0

0

Nva Maitencillo 500kV K1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0


1,020 1,019 1,006 1,020 1,032 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024 1,028 1,013 1,029 1,040 1,032 1,033 1,033 1,033 1,033 1,036 1,013 0

0

0

1,018 1,036 1,036 1,035 1,036 1,013


1,005 1,005 1,006 1,006 1,006 1,006 1,006 0,993 1,008 1,025 1,025 1,025 1,026 1,003


1,005 1,005 1,006 1,006 1,006 1,006 1,006 0,993 1,008 1,025 1,025 1,025 1,026 1,003

Nueva Cardones 500/220kV

-6,11

-6,14

-6,31

-6,30

-6,62

-7,06

Nueva Maitencillo 500/220kV

0

0

0

0

0

0

-7,40 13,24 62,32 122,30 122,29 117,48 121,62 81,26 0

0

0

0

0

5,45

11,54 88,90

Nva Pan de Azúcar 500/220kV

0

0

0

Guacolda

-54,5

-54,8

-56,8

-56,7

-60,4

-65,4

-69,4

-89,1

-96,2 -104,7 -104,9 -104,1 -104,4 -117,1

CTM3 - TG

9,14

9,12

9,03

9,04

8,86

8,62

8,44

19,83

7,28

-7,60

-7,61

-7,14

-7,67 -19,62

CTM3 - TV

5,63

5,62

5,53

5,54

5,38

5,16

5,00

15,25

3,96

-9,45

-9,46

-9,04

-9,51 -20,89

ERNC

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0


177

177

177

177

177

177

177

172

178

184

184

184

184

176

Reactor Los Changos

184

184

184

184

184

184

184

180

185

189

189

189

190

180

Reactor Polpaico

0

0

0

0

73

74

74

74

74

74

74

74

74

73

CERs + SVC

2

3

12

12

30

54

73

69

112

163

164

168

173

165

-

-

-

1,59

-

-

-

-

-

-

-

2,29

8,77

-


-4,25 19,98 51,35 76,35 102,04 101,16 100,07 100,05 100,50 79,19 53,61

Tabla 6-15 Resumen. En verde se indican las tranferencias no nulas de potencia. Referencias U [pu] Barras 0,930 (referidas a 1,000 Unom) 1,050

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


166/221


6.3.1.3 Energización Fase II a Fase III (Enlace Kapatur – Los Changos) Se muestran en este caso la energización del enlace Kapatur – Los Changos 220kV, enlace que interconecta SIC – SING se parte del escenario topológico de abril de 2018.

DIgSILENT

considerando al sistema de 500kV entre Los Changos y Polpaico en servicio. Para energizar el

En primera instancia se ajusta el escenario de forma tal de tener tensiones similares en la S/E Kapatur y la S/E Los Changos como se muestra en la siguiente figura.

18,4 17,8 -24,20 -23,66 9,8 10,0

-17,7 5,83 10,0

S/E LABERINTO

101,0 133,9 -52,70 -69,80 14,6 19,3

-133,9 -101,0 69,82 52,66 19,3 14,6

S/E ENCUENTRO

225,8 1,027 16,96

225,8

223,0 223,0 1,014 18,28

225,8 1,026 17,00 198,8 -7,79 28,5

224,4 224,4 1,020 26,81

0,0 0,00 0,0

S/E CRUCERO CT MEJILLONES

198,8 -7,79 28,5

S/E KAPATUR

356,1 62,0 72,30 ..

-18,3 5,58 9,8

CT IEM

~ SG

~ SG

~ SG

156,0 10,2 84,50 ..

82,9 6,0 74,87 ..

375,0 -11,7 82,28 ..

0,0 0,00 0,0

S/E TEN G ~

224,2

U16

224,2 1,019 26,30

S/E LOS CHANGOS

0,0 0,00 0,0

0,0 0,00 0,0

-302,9 36,53 19,6

-302,9 36,53 19,6

302,9 -36,5 41,72 ..

302,9 -36,5 41,72 ..

-302,6 56,7 41,72 ..

-302,6 56,7 41,72 ..

224,4 224,4 1,020 25,26

-0,0 186,8

S/E LOS CHANGOS 516,5 302,6 -150,09 20,6

-297,2 32,18 18,2

302,6 -150,09 20,6

516,5 1,033 21,89

-297,2 32,18 18,2

S/E CUMBRE 518,0

297,2 -32,18 18,2

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

297,2 -32,18 18,2

518,0 1,036 18,51


167/221

-18,3 5,57 9,8

-17,7 5,82 10,0

S/E LABERINTO

S/E LABERINTO S/E ENCUENTRO

223,0 1,014 18,28

225,8 1,026 17,00

S/E CRUCERO

Luego se sincroniza el primer circuito del enlace: 198,8 -7,74 28,5

~ SGS/E KAPATUR

S/E KAPATUR 224,4 356,1 62,0 72,30 ..

0,0 -0,71 0,0

G ~

U16

U16

-0,0 0,00 0,0

-302,9 36,53 19,6

18,5 17,8 -24,19 -23,65 9,8 10,0

-17,7 5,82 10,0

S/E LABERINTO 225,8

223,0 1,014 16,72

225,8 1,026 15,44

198,8 -7,72 28,5

186,8

S/E KAPATUR 224,4 224,4 1,020 25,26

356,1 62,0 72,29 ..

-0,0 -0,40 0,0

375,0 -11,7 82,28 .. -0,0 -0,00 0,0

82,9 6,0 74,87 ..

-0,0 -0,67 0,0

-302,9

S/E LOS 36,53 CHANGOS 19,6

0,0 -0,68 0,0

356,1 62,0 72,29 ..

0,0 -0,04 0,0

-0,0 0,00 0,0

224,4 18,5 -133,9 17,8 -101,0 -18,3 101,0 133,9 224,4 -24,1969,84 -23,6552,67 5,57 -52,71 -69,82 1,020 10,0 14,6 9,8302,914,6 19,3 25,26302,9 9,8 19,3 S/E LABERINTO S/E ENCUENTRO -36,5 -36,5 41,72 .. 223,041,72 ..

225,8 1,027 15,40 225,8

223,0 1,014 16,72

S/E CRUCERO

-0,0 Y finalmente se energiza el segundo circuito:-302,6 198,8 -7,72 28,5

~ SG

-0,0 -302,6 186,8 56,7 56,7 198,8 198,8 CT MEJILLONES CT IEM 41,72 .. 41,72-7,72 .. -7,72 28,5 28,5 LOS CHANGOS ~ ~ ~ S/E SG S/E KAPATUR SG SG 516,5 224,4 375,0 156,0 82,9 -11,8 10,1 6,0 516,5 224,4 82,28 .. 84,50 .. 74,87 .. 1,033 302,6 1,020 302,6 21,89 -0,0 -0,0 -150,09 -150,09 25,26 -0,53 -0,53 20,6 20,6 0,0 0,0

0,0 -0,28 0,0

~ SG

156,0 10,1 84,50 ..

82,9 6,0 74,87 ..

-302,9 36,54 19,6

-302,9 36,54 19,6

-0,0 0,00 0,0

224,4 1,020 25,26

-302,6 56,7 CT MEJILLONES 41,72 .. ~ SG

156,0 10,1 84,50 .. 302,6 -150,09 20,6

~S/E SG 51 82,9 6,0 51 1, 302,6 74,87 ..21

-150,09 20,6

224,2 224,2 1,019 26,30

-302,9 36,63 19,6

-302,9 36,63 S/E LOS 19,6 CHANGOS -297,2 224,4 32,18 18,2 224,4

1,020 25,26 302,9 -36,5 41,72 ..

302,9 -36,5 41,72 .. 297,2 -32,18 18,2

-0,0 186,8

S/E CRUCERO

S/E TEN

-297,2 32,18 18,2

224,4

-18,3 101,0 133,9 5,57 -52,71 -69,82 9,8 14,6 19,3 302,9 S/E302,9 ENCUENTRO -36,5 -36,5 41,72 .. 41,72 ..

-302,6 56,7 41,72 ..

U16

U16

-17,7 5,82 10,0

225,8 1,026 15,44

G ~

G ~

S/E LOS CHANGOS

~ SG

224,2

-0,0 0,00 0,0

223,0

CT MEJILLONES

CT IEM

224,2 1,019 26,30

224,4 224,4 1,020 25,26

S/E CRUCERO

S/E TEN

G ~

S/E LOS CHANGOS

198,8 -7,74 -7,74 28,5 ~ 28,5 SG

224,4 1,020 25,26

-0,0 356,1 -0,00 62,0 0,0 72,29 ..

Ir al índice

225,8 1,026 15,44

224,4

156,0 10,2 84,50 ..

224,4 1,020 26,81

223,0 1,014 16,72

198,8 CT MEJILLONES

198,8 -7,74 28,5

-133,9 -17,7 -18,3 101,0 133,9 5,57 -52,70 -69,81 69,83 225,8 5,83 9,8 14,6 19,3 19,3 1,027 10,0 www.estudios-electricos.com S/E ENCUENTRO 16,96 225,8

223,0

225,8

223,0

18,5 -133,9 17,8 -101,0 -24,19 -23,65 69,84 52,67 9,8 10,0 19,3 14,6

101,0 133,9 -52,71 -69,82 14,6 19,3

DIgSILENT

18,4 17,8 -24,19 -23,65 9,8 10,0

297,2 -32,18 18,2

-302,6 56,7 41,72 ..

0,0 -0,15 0,0

0,0 -0,15 0,0

-302,9 36,63 19,6 -297,2 32,17 18,2

-302,9 36,63 19,6 -297,2 32,17 18,2

S

S/E CUMBRE 302,9 -36,5 41,72 ..

518,0 518,0 1,036 18,51

297,2 -32,17 18,2

-0,0 186,8

302,9 -36,5 5 41,72 .. 5 1 297,2 1

-32,17 18,2

-302,6 56,7 41,72 ..

-302,6 56,7 41,72 ..

20,6

302,6 -150,05 20,6

302,6 -150,05 20,6

-297,2 32,13 18,2

-297,2 32,13 18,2

-297,2 32,13 18,2

297,2 -32,13 18,2

297,2 -32,13 18,2

-302,6 56,7 41,72 ..

En este caso se muestra la energización de ambos circuitos desde el SING, pero se aclara que S/E LOS CHANGOS

516,6 los mismos pueden ser energizados desde cualquiera de sus extremos.

Load Flow Balanced


Branches

Nodes



Line-Line Voltage, Magnitude [kV]302,6 Activ e Power [MW] 302,6 -150,05 -150,05 Voltage, Magnitude [p.u.] Reactiv e Power [Mv ar]

Branches


Loading [%]


20,6

516,6 1,033 21,88

Loading [%]

-297,2 32,13 18,2

S/E CUMBRE 518,0

297,2 -32,13 18,2

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

297,2 -32,13 18,2

No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por escrito de ESTUDIOS ELECTRICOS S.A. Load Flow Balanced

Load Flow Balanced

518,0 1,036 18,51

Nodes

Branches

Nodes

Branches


Activ e Power [MW]


Activ e Power [MW]

168/221


6.3.2 Secuencia de energización considerando atraso de Nueva Cardones - Polpaico En este capítulo se analiza la energización de los enlaces y transformadores entre Kapatur y Polpaico, considerando la secuencia de entrada en servicio de estas obras con el retraso del enlace Nva Cardones - Polpaico: FASE I  FASE IV  FASE III. Junto a las secuencias propuestas, se muestran imágenes extraídas de DIgSILENT de los elementos energizados cuyos cuadros de medición, según el tipo de elemento: nodo o rama; están dados en las siguientes unidades: NODO

RAMA

kV pu grados


6.3.2.1 Energización Fase I (Los Changos – Nueva Cardones + CTM3) La secuencia de energización es la misma que la presentada en el apartado 6.3.1.1.

DIgSILENT

6.3.2.2 Energización Fase I a Fase IV (Sensibilidad

En este caso, se analiza la posibilidad de interconectar el nuevo sistema de 500kV al SING mediante el enlace Kapatur – Los Changos sin contar con el proyecto de ISA, es decir, se energiza dicho enlace partiendo de Fase I. El escenario topológico -43,52 -42,44 -13,84 -12,75 14,9 15,0

42,83 -3,46 15,0

S/E LABERINTO

43,89 62,72 83,12 -3,11 -66,51 -88,11 14,9 11,7 15,5

-83,11 -62,71 88,10 66,45 15,5 11,7

S/E ENCUENTRO

considerado en este caso es el

225,0 1,023 17,76

correspondiente

224,9

221,7 221,7 1,008 15,17

224,9 1,022 17,79

CT MEJILLONES

149,03 149,03 -4,16 -4,16 21,4 21,4

S/E KAPATUR 224,0 224,0 1,018 21,59

0,00 0,00 0,0

2018.

S/E CRUCERO

realiza

CT IEM

~ SG

~ SG

156,0 2,8 84,34 ..

83,5 -6,8 75,48 ..

La

abril

de

interconexión

se

con

a la

misma

metodología utilizada para la

~ SG

energización de la Fase III (partiendo de Fase II).

0,00 0,00 0,0

S/E TEN 223,9 223,9 1,018 13,26

Se ajustan las tensiones para que sean similares entre la S/E Kapatur y la S/E Los

S/E LOS CHANGOS

0,00 0,00 0,0

0,00 0,00 0,0

-116,3.. 12,61 7,5

-116,3.. 12,61 7,5

116,3 -12,6 16,03 ..

116,3 -12,6 16,03 ..

-116,2 17,2 16,03 ..

-116,2 17,2 16,03 ..

Changos:

224,0 224,0 1,018 12,86

0,0 184,0

S/E LOS CHANGOS 512,8 116,18 -109,26 9,8

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

116,18 -109,26 9,8

512,8 1,026 11,55


169/221

-43,52 -42,44 -13,83 -12,74 14,9 15,0

42,83 -3,47 15,0

S/E LABERINTO

43,89 62,72 83,12 -3,13 -66,52 -88,12 14,9 11,7 15,5

S/E ENCUENTRO S/E LABERINTO

224,9

221,7 221,7 1,008 15,17

S/E CRUCERO

Luego se sincroniza el primer circuito del enlace: ~ SG

S/E KAPATUR 224,0

S/E KAPATUR

156,0 2,8 84,34 .. 0,00 -0,71 0,0

221,7 1,008 15,17

224,9 1,022 17,79

CT MEJILLONES149,03 149,03

149,03 149,03 -4,11 -4,11 21,4 21,4

224,0 224,0 1,018 21,59

-0,00 -0,00 0,0

-83,11 42,83 43,89 62,72 83,12 88,11 225,0 -3,48 -3,13 -66,52 -88,12 14,9 11,7 15,6 1,023 15,6 15,0 www.estudios-electricos.com 17,76 S/E ENCUENTRO 224,9

221,7

224,9 1,022 17,79

224,0 1,018 21,59

-43,52-83,11 -42,44-62,71 -13,82 88,10 -12,74 66,45 14,9 15,5 15,0 11,7

Ir al índice S/E CRUCERO

CT IEM

-4,10 -4,10 ~ 21,4 SG 21,4

CT MEJILLONES

~ SG

83,5 -6,8 75,48 .. 0,01 -0,82 0,1

~ SG

~ SG

156,0 2,8 84,34 ..

83,5 -6,7 75,48 ..

-0,00 -0,00 0,0 DIgSILENT

S/E TEN 223,9 223,9 1,018 13,26

S/E LOS CHANGOS

-0,00 -0,00 0,0

-0,00 0,00 0,0

-116,3.. 12,61 7,5

224,0 224,0 -43,52 -42,44 1,018 -13,81 -12,73 15,0 12,86 14,9

42,83 -3,49 15,0

S/E LABERINTO

224,9

221,7 221,7 1,008 15,17

224,9 1,022 17,79

-116,3.. 12,61

S/E LOS7,5 CHANGOS

S/E CRUCERO

-116,3.. 12,57 7,5

221,7 1,008 15,17

224,9 1,022 17,79

S/E KAPATUR 224,0 0,00 -0,68 0,0

-116,3.. 12,57 7,5

43,89 62,72 83,12 -83,11 -3,14 -66,52 -88,13 88,11 14,9 11,7 15,6 15,6 116,3 116,3 S/E ENCUENTRO -12,6 -12,6 16,04 .. 16,04 ..

S/E CRUCERO

-116,2 0,0 17,2 CT184,0 IEM 149,03 16,03 .. CT MEJILLONES 16,03 ..149,03 -4,07 -4,07 S/E LOS CHANGOS~ ~ 21,4 ~ 21,4 SG SG SG S/E KAPATUR 512,8 156,0 83,5 224,0 512,8 2,7 -6,8 1,026 224,0 84,34 .. 75,48 .. 116,18 116,18 11,55 1,018 -109,26 -109,26 0,00 0,00 21,59 9,8 9,8 -0,64 -0,64 0,0 0,0

149,03 149,03 -4,07 -4,07 21,4 21,4

0,01 -0,61 0,0

-0,00 0,00 0,0

224,0 43,89 62,72 83,12 -43,52 -83,11 -42,44 -62,71 42,83 224,0-13,81 88,11 -3,14 -66,52 -88,13 -12,73 66,46 225,0 -3,49 1,018 14,9 15,6 14,9 11,7 11,7 15,0 15,6 1,023 15,0 116,3 116,3 21,59 S/E ENCUENTRO 17,76 -12,6 S/E LABERINTO -12,6 16,03 .. 16,03 .. 224,9 221,7

0,0 -116,2 Y finalmente se energiza el segundo circuito: 184,0 17,2

224,0 1,018 21,59

-0,01 0,12 0,1

-116,2 -116,2 17,3 CT MEJILLONES 17,3 16,04 .. 16,04 ..

~ SG

~ SG

156,0 2,7 84,34 .. 116,19

83,5 -6,8 75,48 .. 116,19

S/E L

51

-109,28 9,8

-109,28 9,8

-116,3.. 12,63 7,5

-116,3.. 12,63 7,5

-114,67 -21,73 7,2

-114,67 -21,73 7,2

116,3 -12,6 16,03 ..

116,3 -12,6 16,03 ..

114,67 21,73 7,2

114,67 21,73 7,2

17,2 16,03 ..

17,2 16,03 ..

51 1,0 20

S/E TEN 224,0 224,0 1,018 21,99

S/E LOS CHANGOS

-0,01 -0,07 0,0

-0,00 -0,00 0,0

-116,3.. 12,63 7,5

-116,3..

S/E LOS 12,63 7,5 CHANGOS

-114,66 -21,76 7,2

224,0 224,0 1,018 21,59

-0,00 -0,03 0,0

-0,00 -0,03 0,0

-114,66 -21,76 224,0 7,2

116,3 -12,6 16,03 .. 114,66 21,76 7,2

224,0 1,018 21,59116,3 -12,6 16,03 .. 114,66 21,76 7,2

S/E CUMBRE

S/

514,1 514,1 1,028 10,21

51

51 1, 18

0,0 Como se indicó para el caso anterior, se muestra la energización de ambos circuitos -116,2 -116,2 0,0 -116,2 desde el -116,2 184,0

17,2 16,03 ..

17,2 16,03 ..

184,0

SING, pero se aclara que los mismos pueden ser energizados desde cualquiera de sus extremos. S/E LOS CHANGOS Load Flow Balanced Nodes

Load Flow Balanced

Branches

Nodes

Branches

Activ e PowerFase [MW] 6.3.2.3 Energización IV a Fase III Magnitude (Polpaico Nueva Cardones) Line-Line Voltage, [kV] Activ – e Power [MW] 116,19 116,19





Loading [%]


S/E L

512,8

-109,24 -109,24 Reactiv e Power [Mv ar] 9,8 9,8

512,8 1,026 20,29

51 116,19 -109,24 9,8

116,19 -109,24 9,8

51 1,0 20

Partiendo del escenario topológico de febrero de 2018, se plantean los siguientes pasos de Loading [%]

energización para el sistema de 500kV entre Polpaico y Nva Cardones. En este caso se considera que el proyecto Nva Cardones – Los Changos se encuentra en servicio, así como también el enlace Los Changos – Kapatur 220kV (y la correspondiente interconexión con el SING).

-114,67 -21,77 7,2

114,67 21,77 7,2

114,67 21,77 7,2

-114,67 -21,77 7,2

Load Flow Balanced

Nodes

Branches

Nodes

Branches


Activ e Power [MW]


Activ e Power [MW]

-114,67 -21,77 7,2

S/E CUMBRE

S/

514,1

51

514,1 1,028 18,94


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C Load Flow Balanced

-114,67 -21,77 7,2

114,67 21,77 7,2

114,67 21,77 7,2

170/221

51 1, 18


Los pasos necesarios para la posterior energización del tramo desde Polpaico hasta Nueva Cardones son los mismos que los indicados en 6.3.1.2. Los resultados se muestran en la siguiente tabla (tensiones referidas a sus valores nominales Unom):

Conexión del transformador a barra 2 de Nva Mait 500kV

Ajuste para tener tensiones similares en ambas barras

Acoplamiento de barras en S/E Nueva Maitencillo

Ajuste final del escenario

14

Transformador Nva Mait desde 220. Ajuste entre bornes y barra 2

13


12


11


10


9

Reactor de barra en S/E Polpaico. Ajuste de tensión en Nva PdA

8

Acoplamiento de barras en S/E Nva Pan de Azúcar

7

Transformador Nva PdA a barra 1. Ajuste de tensiones en ambas barras.

6


5


Q [MVAr] Líneas U [pu] Barras

4

-111

-111

-110

-88

-114

-135

-135

-136

-136

-136

-135

-135

-108


-95

-111

-111

-110

-88

-114

-135

-135

-136

-136

-136

-135

-135

-108


0

0

0

-1

-21

5

25

25

25

25

25

25

25

-2


0

0

0

-1

-21

5

25

25

25

25

25

25

25

-2


0

0

0

0

0

0

-73

-73

-73

-73

-73

-73

-64

-28


0

0

0

0

0

-81

-73

-73

-73

-73

-73

-73

-64

-28


0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-9

-42


0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-9

-42


0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-6

6

10

9


0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

-6

6

10

9


0

0

0

0

0

0

0

0

-79

-79

-72

-85

-90

-85

0

0

0

0

0

0

0

-72

-79

-79

-72

-85

-90

-85


Q [MVAr] Transform

3

0

Elemento ↓

Q [MVAr] Generación

2


Paso →

Q [MVAr] CER Reactores

1

Polpaico 500kV K2

0,986 0,996 0,996 0,996 0,987 0,991 0,994 0,994 0,995 0,995 0,995 0,994 0,995 0,990

Polpaico 500kV K1

0,986 0,996 0,996 0,996 0,987 0,991 0,994 0,994 0,995 0,995 0,995 0,994 0,995 0,990


1,006 1,019 1,019 1,018 1,000 1,015 1,026 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,012


0

0


0

0

0

0

0

0

0

0

0

0


1,017 1,018 1,000 1,015 1,026 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 1,012 1,024 1,035 1,035 1,036 1,036 1,036 1,035 1,035 1,012 0

0

1,017 1,030 1,030 1,028 1,033 1,035 1,012


0,994 0,994 0,994 0,994 0,995 0,995 0,995 1,006 1,020 1,020 1,018 1,022 1,023 1,000


0,994 0,994 0,994 0,994 0,995 0,995 0,995 1,006 1,020 1,020 1,018 1,022 1,023 1,000

Nueva Cardones 500/220kV

-48,70 -48,74 -48,74 -48,85 -49,69 -50,37 -50,90 -15,36 27,43 27,43 19,20 33,70 38,76 64,48

Nueva Maitencillo 500/220kV

0

0

0

0

Nva Pan de Azúcar 500/220kV

0

0

0

1,37

41,08 72,35 97,29 96,62 95,80 95,80 95,84 97,00 78,30 59,81

0

0

0

0

0

0

12,58 -12,42 -2,90 65,28

Guacolda

-32,2

-32,5

-32,5

-33,3

-39,6

-44,7

-48,7

-54,3

-60,8

-60,8

-63,1

-53,0

-52,9

-85,7

CTM3 - TG

4,21

4,20

4,20

4,19

4,10

4,03

3,98

0,28

-4,07

-4,07

-3,59

-4,73

-5,05

-1,52

CTM3 - TV

0,65

0,64

0,64

0,63

0,55

0,49

0,44

-2,89

-6,81

-6,81

-6,37

-7,40

-7,69

-4,51

ERNC

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0


173

173

173

173

173

173

173

177

182

182

181

183

183

175

Reactor Los Changos

178

178

178

178

178

178

178

180

182

182

182

183

183

177

Reactor Polpaico

0

0

0

0

73

74

74

74

74

74

74

74

74

74

CERs + SVC

-44

-42

-42

-39

-9

16

34

67

105

105

109

109

119

144

-

-

-

1,25

-

-

-

-

-

-

2,1

-

7,91

-


Tabla 6-16 Resumen. En verde se indican las tranferencias no nulas de potencia.

Referencias U [pu] Barras 0,930 (referidas a 1,000 Unom) 1,050

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


171/221


6.3.3 Re-energización de líneas de 500kV A continuación, se analiza la re-energización de una línea luego de su apertura por falla. Para ello se parte de un escenario topológico de fase III, en condiciones de demanda alta, sin ERNC. Luego de la pérdida de uno de los circuitos de una línea, se considera que la transferencia de potencia activa será próxima a cero en el circuito contiguo antes de energizar. Esto resulta coherente con mantener una operación segura en N-1 mientras dure la contingencia (ante riesgo de N-2). En las siguientes indicaciones se verifica que las tensiones estén dentro del rango permitido en condiciones de emergencia: 

+5%; -7% @ Un = 500 kV ±10% @ Un =220 kV A modo de ejemplo, se muestran en imágenes los pasos necesarios para reconectar un

circuito del enlace Los Changos – Cumbre, cuyos cuadros de medición, según el tipo de elemento: nodo o rama; están dados en las siguientes unidades:

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C

NODO

RAMA

kV pu grados



172/221

224,8

226,3

0,05 -9,93 0,6

226,3 1,029 1,90

0,05 -9,93 0,6

0,30 -49,32 3,1

0,30 -49,32 3,1

S/E TEN

S/E TEN

www.estudios-electricos.com 226,5

224,8 224,8 1,022 2,01

-0,05 9,25 0,6

S/E LOS CHANGOS

-0,05 9,25 0,6

1. Pérdida 3,12 de la línea Los 3,12 Changos -0,44 0,3

-0,44 0,3

224,8 224,8 1,022 2,02

SVC PLUS

0,0 -20,1 40,29 ..

0,0 167,9

SVC Unit 2

-3,1 -8,8 1,58 % 0,0 0,0 0,0 -20,1 40,29 ..

-3,1 -8,8 1,58 %

3,2 10,6

3,2 10,6 1,58 %

2. -0,30 Energización 3,12 de dicha línea desde S/E Los 3,12 48,66 3,1

-0,48

extremo abierto de la línea y la S/E

226,5 1,029 1,90

Cumbre. Se-2,8 muestra desenergizando la -2,8 -48,2 7,12 % -17,67 -18,33 100,99 133,84 3,95 -54,06 -71,61 4,25 9,4 14,6 19,4 9,5

-48,2

7,12 % -133,8.. -100,9.. barra 1 de Cumbre. 71,63 54,02

18,43 17,77 -22,74 -22,24 9,4 9,5

226,3 0,0 173,1 226,3 1,029 -7,73

223,9 223,9 1,018 S/E LOS CHANGOS -6,48

CER Cardones

-0,48

0,3 0,3 Changos. Ajuste de tensiones entre el

226,5

S/E LABERINTO

SVC Unit 1 MSC1,58 %

19,4

2,9 50,5 7,12 %

2,9 50,5 7,12 %

S/E CRUCERO


CT MEJILLONES

489,7 198,53 198,53 0,979 -1,47 -1,47 28,2 2,05 28,2

-6,30 -189,08 S/E KAPATUR 12,2

0,0

226,3 1,029 -7,77

14,6

S/E ENCUENTRO

489,7

-0,00 -0,0 -0,00 128,6

-0,0 -98,1

-0,30 48,66 3,1

S/E LOS CHANGOS

Cumbre

Ir al

226,5 1,029 1,89 índice

~ 0,96 SG -126,36

~-6,79 SG -147,70

8,0

497,3 0,995 1,93

CT IEM ~ SG

9,4

226,4 SVS

226,4 1,029 1,92

CER Maitencillo

0,31 -50,96 3,2

0,31 -50,96 3,2

S/E TEN -0,0 -9,1

226,5

-0,0 25,2

226,5 1,030 1,90

SVS -0,00 -0,00

-0,0 -10,0

-0,0 22,7

SVS

-0,0 -9,2

-0,00

7,73 67,81 4,3

CER Pan de Azucar 0,0

S/E LOS S/E CUMBRE CHANGOS

-0,0 21,9

-0,31 50,30 3,2

-3,87 SVC PLUS -33,90 SVS 2,2

-3,87 -33,90 2,2

226,4 226,4 1,029 -0,56

G CERG ~Cardones ~

219,9 39,6 31,57 .. -0,0 -98,3

G ~

-3,96 -10,73 -2,8 0,7

-0,0 0,0 -0,0 173,3 32,02 .. -220,2 -50,2 32,02 ..

G ~

3,95 -19,85 -0,0 1,3

3,95 -19,85 1,3

127,9

-3,96 -10,73 -2,8 0,7

-49,8 7,35 %

-49,8 7,35 %

2,9 52,2 7,35 %

2,9 52,2 7,35 %

227,1

S/E NUEVA 227,1 CARDONES 1,032

-113,9.. -85,90 9,6

-85,90 CER Maitencillo 9,6

505,4 1,011 1,76

S/E LOS CHANGOS 220,2 59,8 32,02 ..

497,6 4,05 -43,87 -2,912,8 -138,81 8,8

4,05 -43,87 -2,912,8 -138,81 8,8

497,6 0,995

S/E 1,94NUEVA CARDONES 498,9

495,5 -0,53

SVS 356,1 58,9 -113,9.. 72,19 ..

S/E CUMBRE 503,8

500,7226,6 1,001 1,79226,6 1,030 1,91

-0,0 -0,0 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 31,57 .. -2,0 -2,0 -25,2 -25,1 -24,8 SVC Unit 2 SVC Unit 1 84,99 .. 84,99MSC .. 85,06 .. 85,05 .. 83,91 .. G ~

3,1221,47 -0,481,4 0,3

500,7

0,0 0,0 0,0 CENTRAL -20,0 0,0 GUACOLDA -20,0 40,05 .. 40,05 ..

-219,9 -30,4 31,57 ..

7,92

3,120,00 -0,480,0 0,3

-0,31 50,30 3,2

495,5 0,991 1,80 0,0

G 171,9 ~ de barras en S/E 3. Acople Cumbre

-114,1.. -73,12 9,1

-114,1.. -73,12 9,1

114,41 -0,94 12,5

114,41 -0,94 12,5

498,9 0,998 1,81 0,0 174,2

U16

-0,0 -9,1

-0,0 25,0

114,16 12,90 13,2

SVS

114,16 12,90 13,2

CER Pan de Azucar M1

502,1

-144,1 46,6 21,12 ..

144,1 -42,4 21,12 .. 229,1 229,1 1,041 4,14

M2

13,8 1,000 14,09

-0,0 -10,0

-0,0 380,0 22,5 71,0

13,8 1,000 12,52

-42,11 -36,20 3,7

96,16 ..

SVS G ~

-0,0 300,0 -9,2 62,2

-0,0 21,7

76,21 ..

-42,11 -36,20 3,7


0,8

504,5

S/E CUMBRE

502,1 1,004 2,63

504,5 1,009 2,64

505,1

504,5

144,5 -55,3 21,69 ..

CENTRAL RALC O

-0,0 0,0 21,12 ..

S/E NUEVA 3,96 12,35 MAITENCILLO

502,1 -42,17 -28,93 3,4

-144,5 59,7 21,69 ..

SVS

G ~

3,96 12,35 0,8

CENTRAL GUACOLDA

229,7

-3,96 -12,35 0,8

-42,17 -28,93 3,4

-3,96 -12,35 0,8

505,1 1,010 1,76

-0,0 0,0 21,69 ..

De manera análoga se realiza229,7 la re-energización en el resto de los enlaces como se muestra 1,044 4,14

-0,0

0,0 150,0 150,0 150,0 150,0 en la 150,0 siguiente tabla, junto con los resultados obtenidos tensiones y transferencias de reactivo 31,98de .. -1,8 -1,8 -25,1 -24,9 -24,6 84,99 .. 84,99 .. 85,05 .. 85,03 .. 83,90 ..

en las Glíneas. G ~

G ~42,22 ~ -33,20 3,6

G ~

-220,2 -48,8 31,98 ..

G ~42,22

-33,20 3,6


502,6 1,005 P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C -99,68 -99,68 114,9 3,20 356,1 9,06 9,06 48,3 58,8 6,6 6,6 17,36 .. 72,18 .. -114,9

G

227,1

42,28 -41,03

220,23,9 58,4 31,98 ..

4,05 -42,20 2,7

42,28 -41,03 3,9

S/E NUEVA 4,05 PAN DE AZUCAR -42,20 2,7 S/E NUEVA 504,2 CARDONES

227,1 504,2 1,032 498,6 1,008 -0,53No se autorizan copias del presente documento sin autorización previa por -99,78 -99,78 115,0 3,22 escrito de ESTUDIOS S.A. 14,45 ELECTRICOS14,45 498,6 53,2 6,7 6,7 0,997 17,59 .. -114,1.. -114,1.. 1,81 -74,00 -74,00 0,0 -115,0 9,1 9,1

174,0

173/221

DIgSILENT

224,8 1,022 2,02


A su vez, a modo resumen, se presenta para cada línea abierta cuál es el extremo de donde se recomienda energizar la misma (dependiendo de cuál es la S/E que tiende a tener menores tensiones durante la operación normal del sistema): 

Línea Los Changos – Cumbre: Extremo Los Changos.



Línea Cumbre – Nva Cardones: Extremo Nva Cardones.



Línea Nva Cardones – Nva Maitencillo: Extremo Nva Cardones



Línea Nva Maitencillo – Nva Pan de Azúcar: Indiferente.



Línea Nva Pan de Azúcar – Polpaico: Extremo Polpaico. En este caso la línea debe energizarse con los CCSS puenteados para evitar tensiones elevadas en el extremo opuesto.

En todos los casos se recomienda guardar correlación entre el estado de los CCSS de las líneas a re-energizar, en referencia al enlace paralelo (energizado). Es decir, la re-energización de un circuito con compensación serie en servicio debe darse solamente si la compensación serie, en el circuito paralelo (energizado) también se encuentra en servicio. En la siguiente tabla todas las tensiones se encuentran referidas a sus valores nominales Unom.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


174/221


Energización desde Los Changos a barra 1 de Cumbre

Acople de barras en Cumbre

Pérdida de circuito 1. Ajuste de escenario

Energización desde Nva Cardones a barra 2 de Cumbre

Acople de barras en Cumbre


Energización desde Nva Cardones a barra 2 de Nva Maitencillo

Acople de barras en Nva Maitencillo


Energización desde Nva Mait a barra 1 de Pan de azúcar

Acople de barras en Pan de azúcar


Energización desde Polpaico a barra 2 de Pan de Azúcar

Acople de barras en Pan de Azúcar


-113

-118

-118

-114

-118

-118

-99

-105

-104

-106

-136

-136

0

-110

-105


-113

-118

-118

-114

-118

-118

-99

-105

-104

-106

-136

-136

-106

-104

-105


9

14

14

10

14

14

-10

-5

-6

-1

29

28

0

0

-4

Paso → Elemento ↓

Q [MVAr] Líneas

Nva PdA - Polpaico


Los Changos - Cumbre Cumbre - Nva Card. Nva Card. - Nva Mait. Nva Mait - Nva PdA


9

14

14

10

14

14

-10

-5

-6

-1

29

28

12

-6

-4


-33

-41

-40

-34

-41

-40

-16

-24

-23

0

0

2

-31

-25

-24


-33

-41

-40

-34

-41

-40

-16

-24

-23

-40

3

2

-31

-25

-24


-36

-29

-29

-35

-29

-29

-52

-45

-47

0

-71

-73

-38

-44

-45


-36

-29

-29

-35

-29

-29

-52

-45

-47

-39

-74

-73

-38

-44

-45


13

-1

0

11

-1

0

0

0

18

6

24

24

12

16

16


13

-1

0

11

-1

0

56

30

18

6

24

24

12

16

16


-86

-73

-74

-84

-73

-74

0

-75

-93

-80

-99

-99

-87

-91

-92


-86

-73

-74

-84

-73

-74

-125

-105

-93

-80

-99

-99

-87

-91

-92


-20

-44

-42

0

-55

-42

-34

-21

-20

-27

-20

-19

-24

-22

-22


-20

-44

-42

-47

-32

-42

-34

-21

-20

-27

-20

-19

-24

-22

-22


-34

-11

-12

0

0

-12

-18

-32

-33

-26

-34

-34

-29

-31

-31


-34

-11

-12

-7

-23

-12

-18

-32

-33

-26

-34

-34

-29

-31

-31


0

0

12

4

11

12

18

32

33

26

34

34

29

31

31


68

21

12

4

11

12

18

32

33

26

34

34

29

31

31


0

-126

-139

-129

-138

-139

-140

-154

-156

-150

-158

-158

-152

-155

-155

-189

-148

-139

-129

-138

-139

-140

-154

-156

-150

-158

-158

-152

-155

-155

Los Changos - Cumbre 2 Polpaico 500kV K2

0,984 0,984 0,984 0,984 0,984 0,984 0,989 0,990 0,990 0,985 0,990 0,990 0,981 0,990 0,990

Polpaico 500kV K1

0,984 0,984 0,984 0,984 0,984 0,984 0,989 0,990 0,990 0,985 0,990 0,990 0,981 0,990 0,990

Nva Pan de Azúcar 500kV K2 1,005 1,008 1,008 1,006 1,008 1,008 1,008 1,011 1,011 1,005 1,021 1,021 1,007 1,012 1,010

U [pu] Barras

Nva Pan de Azúcar 500kV K1 1,005 1,008 1,008 1,006 1,008 1,008 1,008 1,011 1,011 1,005 1,020 1,021 1,007 1,010 1,010 Nva Maitencillo 500kV K1

1,004 1,009 1,009 1,005 1,009 1,009 1,005 1,010 1,009 1,005 1,012 1,012 1,007 1,009 1,009


1,004 1,009 1,009 1,005 1,009 1,009 1,005 1,005 1,009 1,005 1,012 1,012 1,007 1,009 1,009


0,991 0,998 0,997 0,992 0,998 0,997 0,986 0,995 0,996 0,993 0,998 0,998 0,995 0,996 0,996


0,991 0,998 0,997 0,992 0,998 0,997 0,986 0,995 0,996 0,993 0,998 0,998 0,995 0,996 0,996

Cumbre 500kV K1

1,001 1,008 1,010 1,005 1,010 1,010 1,002 1,009 1,010 1,007 1,011 1,011 1,009 1,010 1,010

Cumbre 500kV K2

1,001 1,011 1,010 1,005 1,012 1,010 1,002 1,009 1,010 1,007 1,011 1,011 1,009 1,010 1,010


0,979 0,995 0,995 0,992 0,995 0,995 0,992 0,997 0,997 0,996 0,998 0,998 0,996 0,997 0,997


0,979 0,995 0,995 0,992 0,995 0,995 0,992 0,997 0,997 0,996 0,998 0,998 0,996 0,997 0,997

Tabla 6-17 Resumen. En verde se indican las tranferencias no nulas de potencia.

Referencias U [pu] Barras 0,930 (referidas a 1,000 Unom) 1,050

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


175/221


Como análisis adicional, se analiza la re-energización de líneas teniendo en cuenta que ante una contingencia se intentará volver a energizar en el menor tiempo posible el circuito fallado. De esta forma no se tiene una instancia donde se busque reducir a cero la transferencia de potencia, por lo que se evalúa la factibilidad de reconectar en esta situación. Se muestran a continuación los resultados por tramo, considerando para este caso un flujo de potencia de norte a sur, y buscando energizar desde el extremo con menor tensión. Energizando

Transferencia enlace

Diferencia de

Diferencia

desde

paralelo [MW]

tensión [kV]

angular [º]

Los Changos - Cumbre

Los Changos

900

3.7

7.3

Cumbre – Nueva Cardones

Nva. Cardones

900

1.9

4.6

Nueva Cardones – Nueva Mait.

Nva. Cardones

1200

0.4

10.4

Nueva Mait. - Nueva P. de Az.

Nueva Mait.

1500

7.1

7.41

Polpaico

1500

21.9

19.88

Nva P. de Az.

1500

1.2

19.73

Tramo

Nueva P. de Az. - Polpaico

Tabla 6-18

Para el caso Nueva Pan de Azúcar – Polpaico, se muestra también la conexión desde el extremo con mayor tensión (Nueva Pan de Azúcar) debido a que para este nivel de transferencia se encontró más conveniente en cuanto a la diferencia de tensión entre barras al acoplar.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


176/221


6.3.4 Energizaciones EMT En ese capítulo se presentan los resultados de las simulaciones electromagnéticas (EMT) en ATP para las energizaciones de las líneas bajo estudio. El objetivo es verificar las máximas solicitaciones de tensión producidas ante maniobras de energización y re-energización, de manera que no representen un riesgo en el nivel de aislación de los equipos ante sobretensiones de maniobra. El nivel de aislación se provee de acuerdo a las especificaciones del BSL, cuyos valores fueron suministrados en las hojas de datos garantizados del equipamiento en las subestaciones de los proyectos de interconexión. De esta manera, se elige como valor de referencia un BSL equivalente a 1175kVpk. Los resultados se presentan en tablas resumen, las cuales identifican los diferentes casos analizados y las sobretensiones de maniobras (SOV) máximas para diferentes puntos a lo largo de la línea. Se encontraron las mayores SOV en los extremos de la línea, a un 30% de distancia de cada extremo y en el punto medio. Dada la presencia de descargadores de línea, es de esperar generalmente que las mayores SOV se produzcan en la mitad de cada línea y mitigadas en los pórticos de las subestaciones. Además de la tabla resumen para cada línea, se adiciona un gráfico estadístico que muestra una nube de puntos, que corresponden a las máximas SOV encontradas en función del tiempo de cierre del interruptor que realiza la maniobra.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


177/221


6.3.4.1 Línea Los Changos – Cumbre En la siguiente tabla se presentan los resultados de los valores SOV más críticos encontrados para la energización sin resistencia de pre-inserción desde la subestación Los Changos:

Sobretensiones en Línea Los Changos – Cumbre [kV p–p] Caso Sin reactores 1 reactor de línea (Cu) 1 reactor de línea (LCH) Ambos reactores

0% 712 693 681 689

30% 920 867 836 866

50% 1065 945 948 914

70% 1001 880 868 849

100% 868 764 764 757

Tabla 6-19. Niveles de SOV en diferentes puntos de la línea Los Changos – Cumbre.

El valor de 0% corresponde a los valores de SOV registrados en S/E Los Changos y el 100% a las SOV registradas en S/E Cumbre. Se observa que el valor de SOV 1065kVp-p está próximo al límite de BSL de los equipos, aunque este ocurre en la mitad de la línea sin presentar violaciones. Las magnitudes restantes a están mitigadas por los descargadores de línea.

Figura 6-8: SOV en medio de la línea Los Changos – Cumbre, sin reactores de línea ni resistencia de pre-inserción.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


178/221


6.3.4.2 Línea Cumbre – Nueva Cardones En la siguiente tabla se presentan los resultados de SOV más críticos obtenidos a partir del análisis de energización desde la subestación Cumbre:

Sobretensiones en Línea Cumbre – Nueva Cardones [kV p–p] Caso Sin reactores 1 reactor de línea (Cu) 1 reactor de línea (NC) Ambos reactores

0% 696 608 641 601

30% 823 745 747 745

50% 972 810 789 743

70% 968 812 806 738

100% 843 748 784 735

Tabla 6-20. Niveles de SOV en diferentes puntos de la línea Cumbre – Nueva Cardones.

El valor de 0% corresponde a los valores de SOV registrados en S/E Cumbre y el 100% a las SOV registradas en S/E Nueva Cardones. Los valores más críticos se producen en medio de la línea, cuyo valor máximo es de 972kV p-p.

Figura 6-9: SOV en medio de la línea Cumbre – Nueva Cardones, caso sin reactores de línea.

Estos resultados son tolerados por las características de aislación de los equipos, ya que son todos menores a 1175 kV p-p.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


179/221


6.3.4.3 Línea Nueva Cardones – Nueva Maitencillo Se presentan los resultados de SOV más críticas en la siguiente tabla:

Sobretensiones en Línea Nueva Cardones – Nueva Maitencillo [kV p-p] Caso Sin reactores Con reactor (NC)

0% 775 710

30% 1028 772

50% 1032 797

70% 997 834

100% 886 845

Tabla 6-21. Niveles de SOV en diferentes puntos de la línea Nueva Cardones - Maitencillo.

El valor de 0% corresponde a los valores de SOV registrados en S/E Nueva Cardones y el 100% a las SOV registradas en S/E Nueva Maitencillo. Se presentan solo dos casos ya que Nueva Maitencillo no tiene reactores de líneas hacia Nueva Cardones. Se encuentra que el mayor valor de SOV corresponde a 1032 kV p-p y nuevamente ocurre en la mitad de la línea de transmisión. Estos resultados son tolerados por la capacidad de aislación de los equipos.

Figura 6-10: SOV en medio de la línea Nueva Cardones – Nueva Maitencillo, caso sin reactores de línea.

La alternativa que considera los reactores en servicio reduce el máximo a 845 kV p-p en el pórtico de Nueva Maitencillo y 710 kV p-p en el pórtico de Nueva Cardones, lo cual deja más holgura a las características dieléctricas (1175 kV).

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


180/221


6.3.4.4 Línea Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar Se presentan los resultados de SOV más críticas en la siguiente tabla:

Sobretensiones en Línea Nueva Maitencillo - Nueva Pan de Azúcar [kV p–p] Caso Sin reactores 1 reactor de línea (Cu) 1 reactor de línea (LCH) Ambos reactores

0% 582 570 571 558

30% 600 584 588 573

50% 626 606 614 594

70% 649 622 638 611

100% 658 630 647 619

Tabla 6-22. Niveles de SOV en diferentes puntos de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar.

El valor de 0% corresponde a los valores de SOV registrados en S/E Nueva Maitencillo y el 100% a las SOV registradas en S/E Nueva Pan de Azúcar. El mayor valor de SOV encontrado es de 658 kV p-p, el cual no representa un inconvenite a la aislación siendo el nivel BSL de 1175kV.

Figura 6-11: SOV en medio de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar, caso sin reactores de línea.

En esta línea no se observa una gran variabilidad en los máximos de SOV simulados. Cabe destacar que estos puntos corresponden al máximo incluyendo el fenómeno de re-energización con cargas atrapadas. Se observa que, para las SOV en el punto medio, se alcanzan los mismos valores en el rango analizado.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


181/221


6.3.4.5 Línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico La tabla siguiente presenta los resultados de SOV para los diferentes casos evaluados:

Sobretensiones en Línea Nueva Pan de Azúcar - Polpaico [kV p-p] Caso Sin reactores 1 reactor de línea (NPA) 1 reactor de línea (PO) Ambos reactores

0% 714 695 704 682

30% 742 723 727 706

50% 859 834 782 766

70% 930 906 790 780

100% 936 912 791 781

Tabla 6-23: Niveles de SOV en diferentes puntos de la línea Nueva Pan de Azúcar - Polpaico.

El valor de 0% corresponde a los valores de SOV registrados en S/E Nueva Pan de Azúcar y el 100% a las SOV registradas en S/E Polpaico. El máximo valor de SOV encontrado es de 936 kV p-p, el cual es soportado por los equipos.

Figura 6-12: SOV en medio de la línea Nueva Pan de Azúcar – Polpaico, caso sin reactores de línea.

En esta línea no se observa una gran variabilidad en los máximos de SOV simulados. Cabe destacar que estos puntos corresponden al máximo incluyendo el fenómeno de re-energización con cargas atrapadas. Se observa que, para las SOV en el punto medio, se alcanzan los mismos valores en el rango analizado. La alternativa que considera los reactores en servicio reduce el máximo a 781 kV p-p en el pórtico de Polpaico y 682 kV p-p en el pórtico de Nueva Pan de Azúcar, lo cual deja más holgura a las características dieléctricas (1175 kV).

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


182/221


6.3.4.6 Conclusiones El mayor valor de SOV se encontró para la energización de la línea Los Changos –Cumbre, correspondiente al valor de 1065 kV p-p, para el caso sin reactores de línea. Este valor es menor al BSL de los equipos en las subestaciones Los Changos y Cumbre, de 1175 kV p-p. Ninguna de las líneas energizadas presentaron inconvenientes por violación de BSL a causa de SOV propagantes a través de las líneas. Es importante destacar que estos resultados valen para casos conservadores que no contemplan la presencia de resistencias de pre-inserción.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


183/221


6.4 Resultados Energización de Transformadores En el presente capítulo se desarrolla el estudio de energización según la metodología propuesta en el apartado 6.1.2.2. Se evalúa el impacto de conexión de los transformadores desde sus enrollados de 220kV y 500kV. Además, se consideran las alternativas de energización contemplando la presencia o no, según sea el caso, de la compensación serie. El análisis aquí presentado cuantifica el impacto de los efectos de la energización en los casos planteados en la metodología, en el sentido que no ocasionen subtensiones que disparen protecciones en las subestaciones aledañas al sistema al cual se vinculan estos elementos, ni produzcan sobretensiones transitorias elevadas. Se considera oportuno indicar que el estudio pretende encontrar condiciones críticas y no de operación normal, por lo que los resultados son conservadores. Los resultados se presentan en tablas resúmenes, indicando en rojo los casos críticos por subtensión, para cada fase del sistema en estudio, las cuales indican: 

La mayor corriente inrush encontrada de las simulaciones estadísticas para el caso de mayor

flujo

remanente

en

el

autotransformador

correspondiente

(condición

electromagnética más crítica), para las diferentes alternativas de energización. 

Menor subtensión encontrada en la barra de conexión del autotransformador, calculada en valor RMS mediante una simulación determinística, para las diferentes alternativas de energización.



Mayor sobretensión encontrada en la barra de conexión del autotransformador, calculada en valor RMS mediante una simulación determinística, para las diferentes alternativas de energización.

Finalmente, se presentan las simulaciones estadísticas y determinísticas de alternativas particulares de energización para demostrar la evolución temporal de las magnitudes anteriormente citadas: 

Gráfica resumen de la simulación estadística que determina el mayor flujo remanente en el autotransformador.



Gráfica resumen que encuentra la mayor corriente inrush con el autotransformador en condiciones electromagnéticas más críticas (maximización del flujo)



Gráficas de la simulación determinística con el perfil de tensión en barras de conexión del autotransformador, en valor p.u.



Componente fundamental y contenido armónico característico del transformador.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


184/221


Para cada alternativa de energización se asigna una ID, con el objetivo de simplificar las referencias a las mismas. 6.4.1 Fase I En esta Fase se energizan los autotransformadores de Los Changos (LC) y de Nueva Cardones (NC). Se revisaron los escenarios para máxima y mínima generación. Además, se consideraron como alternativas de conexión, energizaciones desde los enrollados de 220kV y 500kV. La tabla siguiente presenta un resumen de los resultados obtenidos.

Autotransformador Nueva Cardones ID

Caso

4

220 kV 500 kV

Subtensión

Sobretensión

I residual

Comp Serie

peak [A]

RMS [A]

Mín [p.u]

Máx [p.u]

peak [A]

Máximo Mínimo Máximo

E/S E/S F/S

1668.91 1531.73 1037.23

1003.25 897.69 733.43

0.93 0.95 0.65

0.98 1.01 1.17

25.9 14.05 228.7

Mínimo

E/S

N/A

N/A

N/A

N/A

N/A

Subtensión

Sobretensión

I residual

NC Energización desde Nivel de Icc 1 2 3

I inrush

Autotransformador Los Changos ID

Caso

LCH Energización desde Nivel de Icc 1 2 3 4

220 kV 500 kV

Máximo Mínimo Máximo Mínimo

I inrush Comp Serie

peak [A]

RMS [A]

Mín [p.u]

Máx [p.u]

peak [A]

E/S E/S F/S F/S

3886.75 N/A 1740.89 2162.90

2259.88 N/A 785.40 1142.65

0.55 N/A 0.61 0.59

1.22 N/A 1.40 1.53

131.3 N/A 785.07 869.11

Tabla 6-24: Resumen de resultados de energización de transformadores Fase I.

Para el caso de energización del autotransformador Los Changos desde 500kV, la línea de transmisión en 500 kV Los Changos – Cumbre – Nueva Cardones se encuentra en vacío en el extremo ubicado en Los Changos. Dada esta condición, se considera la compensación serie en “bypass”. Por otro lado, para el caso de los escenarios de energización desde 220kV, el estado de operación de los capacitores series es irrelevante debido a que no forman modifican el fenómeno de inrush (fuera del circuito). De los resultados que pueden observarse en la tabla, pueden extraerse casos críticos que presentan subtensiones por debajo de un umbral de 0.7pu, lo cual podría disparar las protecciones de la subestación a la que se conecta el transformador. Este comportamiento se da para ambos transformadores: Nueva Cardones y Los Changos; aunque representando el primero dos alternativas no críticas de energización (NC1 y NC2).

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


185/221


6.4.1.1 Alternativa NC1 Flujo remanente – Simulación estadística

Máxima corriente Inrush – Simulación estadística

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


186/221


Flujo – simulación determinística

Corriente inrush – Simulación determinística

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


187/221


Perfil de tensión – Simulación determinística

Componente armónico – Simulación determinística

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


188/221


6.4.1.2 Alternativa LCH1 Flujo remanente – Simulación estadística


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


189/221


Flujo – Simulación determinística


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


190/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


191/221


6.4.1.3 Energización con equipo de cierre controlado El caso de energización para el autotransformador de Los Changos resulta ser el más crítico de todas las energizaciones de autotransformadores de este estudio. La posibilidad de energizarlo sin el módulo RPH3 debería verificarse con el ajuste de protecciones propuesto, aunque es recomendable contar con este módulo. En este subcapítulo se presenta nuevamente la energización, pero incorporando el equipo de cierre controlado. El equipo utilizado cierra en el interruptor para energizar el autotransformador en un instante conveniente, en el sentido de minimizar las corrientes inrush y reducir consecuentemente los problemas en la tensión que se generen. El primer polo cierra en el voltaje peak de una fase, mientras los otros dos polos lo hacen un cuarto de período después, con un rango de ±3𝜎, siendo 𝜎 la discrepancia de polos del interruptor. De esta manera, se tienen los posibles instantes de cierre como se muestra en la siguiente figura:

Polos B y C

Primer polo A

Figura 6-1: Nube de puntos con instantes de energización vs corriente de Inrush.

De esta manera, se selecciona uno de los instantes marcados en la figura anterior, tales que producen una corriente inrush mínima. En las figuras siguientes se presentan las corrientes de energización y perfil de tensión eficaz, durante el proceso de energización completo.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


192/221




Se puede observar un perfil de tensión muy favorable a la energización y una respuesta transitoria mitigada satisfactoriamente.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


193/221


6.4.2 Fase II En esta Fase se energizan los autotransformadores de Nueva Maitencillo (NM) y de Nueva Pan de Azúcar (NPA). Se revisaron los escenarios para máximo y mínimo nivel de cortocircuito. Además, se consideraron como alternativas de conexión, la energización desde los enrollados de 220 kV y 500 kV. La tabla siguiente presenta un resumen de los resultados obtenidos.

Autotransformador Nueva Maitencillo ID

Caso

I inrush

Comp NM Energización desde Nivel de Icc Serie

1 2 3 4

220 kV 500 kV


E/S E/S E/S E/S

Subtensión

Sobretensión

I residual

peak [A]

RMS [A]

Mín [p.u]

Máx [p.u]

peak [A]

3346.00 3085.56 1408.84 1297.98

1983.25 1812.54 768.87 779.17

0.94 0.91 1.01 0.87

1.05 1.04 1.13 1

69.32 59 101.87 145.74

Subtensión

Sobretensión

I residual

Autotransformador Nueva Pan de Azúcar ID

Caso

NPA Energización desde Nivel de Icc 1 2 3 4 5 6

220 kV

500 kV

Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo

I inrush Comp Serie

peak [A]

RMS [A]

Mín [p.u]

Máx [p.u]

peak [A]

E/S E/S E/S E/S F/S F/S

2714.69 2618.87 1363.39 1260.84 1449.93 1194.48

1557.71 1496.13 777.83 732.71 911.91 596.85

0.88 0.84 1.02 0.92 0.98 0.91

1.05 1.09 1.13 1 1.11 0.99

30.23 33.97 101.38 128.97 138.43 67.015

Tabla 6-25: Resumen de resultados de energización de transformadores Fase II.

Para las alternativas de energización en 220 kV son irrelevantes el estado de operación de los capacitores serie, al igual que los casos de Fase I, ya que la corriente de inrush no circula en por tales elementos. Para la energización desde 500 kV, en el caso del autotransformador Nueva Pan de Azúcar, se consideraron los casos con/sin los capacitores serie en servicio, de la línea de transmisión Nueva Cardones – Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar - Polpaico. Los resultados no evidencian alternativas de energización críticas, siendo las magnitudes mínimas de subtensión encontradas de 0.87pu y 0.84pu, para los autotransformadores de Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar, respectivamente (NM4 y NPA2)

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


194/221


6.4.2.1 Alternativa NM1 Flujo remanente – Simulación estadística


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


195/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


196/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


197/221


6.4.2.2 Alternativa NPA2 Flujo remanente – Simulación estadística


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


198/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


199/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


200/221


6.4.3 Fase III En esta Fase se re-energizan todos los autotransformadores bajo estudio ya estudiados en las Fases I y II. Técnicamente, los casos más críticos se dan para la primera energización, pero en el sentido de evaluar el impacto sistémico se repiten para Fase III. Al igual que los casos anteriores, se contemplan escenarios de máximo y mínimo nivel de cortocircuito, considerando como alternativas la energización desde los enrollados de 220kV y 500kV. La tabla siguiente resume los resultados obtenidos.

Autotransformador Los Changos ID LCH 1 2 3 4 5

Caso Energización desde

220 kV

500 kV

I inrush

Subtensión

Sobretensión

I residual

Nivel de Icc

Comp Serie

peak [A]

RMS [A]

Mín [p.u]

Máx [p.u]

peak [A]

Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo

E/S E/S E/S F/S F/S

7252.09 6923.45 1999.13 1996.55 1813.64

3896.33 4178.08 601.4 1031.66 602.02

0.93 0.88 0.78 0.74 0.79

1.05 1.05 1.17 1.05 1.07

460.33 396.64 398.7 621.05 98.51

Subtensión

Sobretensión

I residual

Autotransformador Nueva Cardones ID NC 1 2 3 4


220 kV 500 kV

I inrush

Nivel de Icc

Comp Serie

peak [A]

RMS [A]

Mín [p.u]

Máx [p.u]

peak [A]


E/S E/S E/S E/S

2749.9 2769.37 1379.40 1322.05

1602.76 1629.98 805.8 783.28

0.85 0.82 0.97 0.93

0.99 1.04 1.05 1.02

30.3 34.42 126.48 125

Subtensión

Sobretensión

I residual

Autotransformador Nueva Maitencillo ID NM 1 2 3 4


220 kV 500 kV

I inrush

Nivel de Icc

Comp Serie

peak [A]

RMS [A]

Mín [p.u]

Máx [p.u]

peak [A]


E/S E/S E/S E/S

3557.87 3182 1419.3 1320.26

2113.12 1907.37 851.63 773.98

0.94 0.9 0.99 0.93

1.06 1.03 1.08 1.02

30.95 63.8 85 128.03

Subtensión

Sobretensión

I residual

Autotransformador Nueva Pan de Azúcar ID NPA 1 2 3 4 5


220 kV

500 kV

I inrush

Nivel de Icc

Comp Serie

peak [A]

RMS [A]

Mín [p.u]

Máx [p.u]

peak [A]

Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo

E/S E/S E/S F/S F/S

2215.67 2435.09 919.95 1337.63 1287.31

1249.03 1392.42 560.81 793.21 833.93

0.9 0.82 1.07 0.93 1

1.04 1.03 1.16 1.01 1.11

17 32 291 127.5 100.1

Tabla 6-26: Resumen de resultados de energización de transformadores Fase III.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


201/221


De forma similar al análisis de la Fase II, las alternativas de energización estudiadas para los autotransformadores durante la Fase III no son críticas a nivel operativo. Sin embargo, se observan casos, particularmente en la subestación Los Changos, que presentan subtensiones mínimas próximas al umbral 0.7pu fijado como referencia.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


202/221


6.4.3.1 Alternativa NC3 Flujo remanente – Simulación estadística


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


203/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


204/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


205/221


6.4.3.2 Alternativa LCH1 Flujo remanente – Simulación estadística


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


206/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


207/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


208/221


6.4.3.3 Alternativa NM1 Flujo remanente – Simulación estadística


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


209/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


210/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


211/221


6.4.3.4 Alternativa NPA4 Flujo remanente – Simulación estadística


P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


212/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


213/221




P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


214/221


6.4.4 Conclusiones Luego de analizar los diferentes casos de energización de los autotransformadores bajo estudio, para las tres fases topologías del sistema, se tienen las siguientes conclusiones: Fase I El autotransformador de Los Changos presenta corrientes de inrush elevadas y excursiones transitorias de tensión RMS inadmisibles para las alternativas de energización evaluadas, no así para el caso que considera un equipo de cierre controlado, el cual permite una energización exitosa. Esta última es la única opción recomendada para energizar este equipo en Fase I. Para el caso del autotransformador de Nueva Cardones, las mejores alternativas de energización se presentan desde el enrollado de 220 kV, con bajas corrientes de inrush y ningún problema asociado a las tensiones del transitorio electromagnético. Fase II y Fase III Para estas topologías de análisis se presenta a continuación una tabla resumen de los casos más desfavorables y recomendados, para llevar a cabo la energización de los autotransformadores bajo estudio. Asimismo, se recuerda que los casos presentados no son críticos, ya que ninguno viola el umbral mínimo fijado tensión fijado como referencia de 0.7pu. Asimismo, se muestran los niveles de máximas niveles instantáneos y RMS corrientes de inrush con el objeto de que sirvan como referencia para un posterior ajuste de protecciones.

Autotransformador

I inrush peak [A]

I inrush rms [A]

Mín. subtensión [p.u]

Máx. sobretensión [p.u]

FIII - LCH4

Los Changos

1996.55

1031.66

0.74

1.05

FIII - NC2

Nueva Cardones

2769.37

1629.98

0.82

1.04

FII -NM4

Nueva Maitencillo

1297.98

779.17

0.87

1

FIII - NPA2


2435.09

1392.42

0.82

1.03

FIII- LCH1

Los Changos

7252.09

3896.33

0.93

1.05

FIII - NC3

Nueva Cardones

1379.40

805.8

0.97

1.05

FII - NM1 FIII - NM1

Nueva Maitencillo

3557.87

2113.12

0.94

1.06

FIII- NPA4


1337.63

793.21

0.93

1.01

Alternativas

DESFAVORABLES

RECOMENDADOS

La máxima corriente residual encontrada fue de 1 p.u en FASE I, sin el equipo de cierre sincronizado RPH3. Para las FASES II y III se obtuvo en promedio una corriente residual de 0.28 p.u. Estos resultados corresponden a valores reducidos, debido a que los transformadores poseen el arrollamiento terciario conectado en delta.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


215/221


7 PRINCIPALES RESULTADOS Y CONCLUSIONES En este apartado se presentan los principales resultados y conclusiones de los estudios desarrollados en este informe: TRV, energización de líneas y transformadores. Asimismo, tiene como objetivo exponer las principales particularidades de las distintas maniobras llevadas a cabo: TRV En primer lugar, es necesario aclarar que el estudio TRV se realiza inicialmente considerando a los interruptores GIS en 500kV, correspondientes al proyecto Nueva Cardones – Polpaico, de 40kA corriente nominal de ruptura. Sin embargo, se realiza una re-evaluación de los resultados más críticos a causa de una actualización del valor nominal de corriente de ruptura de 63kA.  Interruptores GL318D 800kV en SSEE LOS CHANGOS 500kV, CUMBRE y NUEVA CARDONES 500kV (reactores de línea hacia SE Cumbre) El análisis arroja resultados satisfactorios, sin presentar violaciones de la curva TRV (parámetros brindados por fabricante) para ninguna de las fallas estudiadas.  Interruptores GL315 362kV en SE LOS CHANGOS 220kV El análisis arroja resultados satisfactorios, sin presentar violaciones de la curva TRV (parámetros brindados por fabricante) para ninguna de las fallas estudiadas.  Interruptores GIS 220kV en SSEE TEN, KAPATUR, NUEVA CARDONES, NUEVA MAITENCILLO y NUEVA PAN DE AZÚCAR El análisis arroja resultados satisfactorios, sin presentar violaciones de la curva TRV (parámetros brindados por fabricante) para ninguna de las fallas estudiadas.  Interruptores GIS 500kV en SSEE NUEVA CARDONES (hacia SE Polpaico), NUEVA MAITENCILLO y POLPAICO El análisis arroja resultados satisfactorios, sin presentar violaciones de la curva TRV (parámetros brindados por fabricante) para ninguna de las fallas estudiadas.  Interruptores GIS 500kV en SE NUEVA PAN DE AZÚCAR  El caso de falla bifásica aislada en reactor de línea presenta violaciones en la curva TRV (parámetros brindados por fabricante), para lo cual se propone, como medida de mitigación, lo siguiente: 1. El despeje de la falla lo realice el interruptor de línea del circuito en cuestión, sacando a éste de servicio. 2. Instalación de varistores MOV entre terminales del interruptor del reactor.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


216/221


 El caso de falla bifásica aislada en terminales del capacitor serie (lado Nueva Maitencillo) presenta violaciones en la curva TRV (parámetros brindados por fabricante), para lo cual se propone: Como medida operativa de mitigación, el puenteo del capacitor serie/MOV siendo que, además, se observa que la sobrecorriente por el MOV supera el umbral de protección fijado. El tiempo de by-pass post detección de sobrecorriente del MOV deberá ser instantáneo o bien, como mínimo, mayor a 10ms y tendrá que operar antes que la apertura del interruptor de Nueva Pan de Azúcar que despeja la falla. ENERGIZACIÓN DE LÍNEA La energización de las líneas partícipes del proyecto de interconexión SIC-SING se realiza inicialmente mediante la herramienta flujo de potencia y posteriormente se verifica el aislamiento del equipamiento en las subestaciones ante las maniobras propuestas. El análisis contempla además un posible retraso del sistema.  Las maniobras de energización propuestas satisfacen los requerimientos establecidos por la normativa chilena vigente NTSyCS en condiciones de emergencia, para todos los casos estudiados en cuanto a niveles de tensión. ANÁLISIS ESTÁTICO: FLUJO DE POTENCIA 

Caso original: FASE I  FASE II  FASE III. Energización FASE I (Los Changos – Nva Cardones + CTM3) 1. Energización del transformador 500/220 kV de la S/E Nueva Cardones, desde 220 kV. Ajuste de tensión en barras de Nva Cardones en 0.97 pu en 500 kV (para posterior conexión de líneas). 2. Energización de un circuito desde Nva Cardones a la barra 2 de Cumbre. 3. Energización del segundo circuito desde Nva Cardones a la barra 2 de Cumbre. 4. Conexión del reactor de barra de la S/E Nueva Cardones. Ajuste de tensiones para partir de 0.95 pu en Cumbre (mediante CERs). 5. Energización de un circuito desde Cumbre a la barra 2 de Los Changos. 6. Energización de los transformadores de la S/E Los Changos, junto con el enlace 2x220 kV Los Changos – TEN.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


217/221


7. Sincronización de CTM3 (TG) en bornes de la máquina. Se aclara que en este caso se lo hace sin generación de potencia activa, sólo para prestar soporte de tensión. 8. Conexión del reactor de barra en la S/E Los Changos. 9. Energización del segundo circuito desde Los Changos a la barra 1 de Cumbre. 10. Reducción de la diferencia de tensiones entre ambas barras de la S/E Cumbre mediante control de tensión de CTM3. Se plantean dos posibilidades a continuación para el acople de barras en la S/E Cumbre. Opción A: Acople con CCSS Puenteados 11-A. Acople de las barras con una diferencia de tensiones próxima a los 13 kV. 12-A. Ajuste final de tensiones para llevarlas a valores próximos a 1pu (post-energización) Opción B: Acople post energización de CCSS Los Changos – Nva Cardones 11-B. Se energizan los capacitores serie de las líneas. De esta manera se reduce la diferencia de tensiones entre ambas barras de Cumbre (a sólo 3 kV). 12-B. Acoplamiento de barras en S/E Cumbre. 13-B. Ajuste final de escenario para obtener tensiones próximas a las nominales (postenergización). Energización FASE I a FASE II (Polpaico – Nueva Cardones) 1. Energización de un circuito desde Polpaico a la barra 2 de Nueva Pan de Azúcar. 2. Energización del segundo circuito desde Polpaico a la barra 2 de Nueva Pan de Azúcar. 3. Energización del transformador de la S/E Nueva Pan de Azúcar desde 220 kV a barra 1 de 500 kV. Ajuste del tap para obtener tensiones similares en ambas barras de 500kV. 4. Acoplamiento de barras en S/E Nueva Pan de Azúcar. 5. Ajuste de escenario para bajar la tensión en la S/E Pan de Azúcar (taps del transformador). Conexión del reactor de barra en S/E Polpaico. 6. Energización de un circuito desde Nueva Pan de Azúcar a barra 1 de Nueva Maitencillo.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


218/221


7. Energización del segundo circuito desde Nueva Pan de Azúcar a barra 1 de Nueva Maitencillo. 8. Ajuste del escenario para lograr tensiones próximas a 0.99 en Nva Cardones. 9. Energización de un circuito desde Nueva Cardones a la barra 2 de Nueva Maitencillo. 10. Energización del segundo circuito desde Nueva Cardones a la barra 2 de Nueva Maitencillo. 11. Energización del transformador de Nueva Maitencillo desde 220 kV, sin conectarlo a la barra de 500 kV. Ajuste de taps para tener tensiones similares entre bornes y barra 2. 12. Conexión del transformador a barra 2 de Nueva Maitencillo 500 kV 13. Acople de barras de 500 kV S/E Nva Maitencillo 14. Ajuste final del escenario para lograr tensiones cercanas a las nominales (postenergización)

Energización Fase II a Fase III (Enlace Kapatur – Los Changos) Se ajusta el escenario de forma tal de tener tensiones similares en la S/E Kapatur y la S/E Los Changos. Luego se sincroniza el primer circuito del enlace y finalmente se energiza el segundo circuito. Es posible energizar tanto desde el SIC como desde el SING. 

CASO CON RETRASOS NUEVA CARDONES – POLPAICO 500kV: FASE I  FASE IV  FASE III Con la secuencia de energización propuesta se verificó una energización satisfactoria para cada uno de los enlaces de 500kV. Los pasos para energizar FASE I son los mismos que se presentaron en el caso anterior. Luego se ajusta el escenario de forma tal de tener tensiones similares en la S/E Kapatur y la S/E Los Changos. Se sincroniza el primer circuito del enlace y luego se energiza el segundo circuito. Es posible energizar tanto desde el SIC como desde el SING. Finalmente se energiza el enlace Polpaico – Nueva Cardones son los recién indicados.

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


219/221




RE-ENERGIZACIÓN Se verifico la correcta re-energización de los circuitos de 500kV entre Los Changos y Polpaico ante la apertura de los mismos por falla (simple), indicando en cada caso la secuencia necesaria o recomendada para hacerlo. ANÁLISIS ELECTROMAGNÉTICO Para todas las líneas energizadas y re-energizadas, durante un análisis conservador sin

considerar resistores de pre-inserción o elementos de cierre sincronizados, no se detectaron solicitudes de sobretensiones de maniobra (SOV) mayores a las capacidades dieléctricas nominales de los equipos que componen las instalaciones. Estas son correctamente amortiguadas por los descargadores de línea. ENERGIZACIÓN DE TRANSFORMADORES La energización de los transformadores se realiza para las Fases I, II y III, desde 220kV y 500kV, considerando además el estado en servicio de los capacitores serie según corresponda. Como criterio, se considera un caso crítico de energización cuando la tensión transitoria de la barra desde donde se energiza disminuye por debajo de 0.7pu. Asimismo, se presentan los niveles de corrientes de inrush con el objetivo de que sirvan como referencia para un posterior ajuste de protecciones.  Durante FASE I resulta recomendable energizar al autotransformador NUEVA CARDONES 500/220kV desde 220kV para evitar subtensiones que puedan disparar esquemas de protecciones en forma indeseada. Por otro lado, el autotransformador LOS CHANGOS 500/220kV no presenta resultados optimistas para ninguno de los casos analizados, siendo necesario la disponibilidad del módulo de cierre sincronizado RPH3.  Durante las FASES II y III no se observan casos críticos, aunque evaluando los resultados obtenidos, se recomienda seguir las siguientes topologías:

FIII - LCH4

Los Changos

I inrush peak [A] 1996.55

FIII - NC2

Nueva Cardones

2769.37

1629.98

0.82

FII -NM4

Nueva Maitencillo

1297.98

779.17

0.87

1

FIII - NPA2


2435.09

1392.42

0.82

1.03

FIII- LCH1

Los Changos

7252.09

3896.33

0.93

1.05

FIII - NC3

Nueva Cardones

1379.40

805.8

0.97ñ

1.05

FIII - NM1

Nueva Maitencillo

3557.87

2113.12

0.94

1.06

FIII- NPA4


1337.63

793.21

0.93

1.01

Alternativas

DESFAVORABLES

RECOMENDADOS

Autotransformador

I inrush rms [A] 1031.66

Mín. subtensión [p.u] 0.74

Máx. sobretensión [p.u] 1.05 1.04

Las nomenclaturas citadas en las alternativas pueden observase en los apartados 6.4.2 y 6.4.3

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


220/221


8 REFERENCIAS [1] R. Hileman – Insulation Coordination for Power Systems – 1999 [2] IEC 60071-4 (“Insulation Co-ordination Part 4 - Computational Guide to Insulation Coordination & Modelling of Electrical Networks”) [3] IEC 62271-100: High-voltage alternating-current circuit-breakers [4] H.K. Hoidalen, B.A. Mork, F. Gonzalez, D. Ishchenko, N. Chiesa, “Implementation of the Hybrid Transformer Model in ATPDraw”, in Proc. Eur. EMTP-ATP Conf., Warsaw, Poland, 2005. [5] IEEE C37.011: Guide for the Application of Transient Recovery Voltage for AC HighVoltage Circuit Breakers. [6] IEEE C37.06 – 2009: IEEE standard for ac high-voltage circuit breakers rated on a symemetrical current basis – preferred ratings and related requiered capabilities for voltages above 1000 V. [7] Electrical-Transients-in-Power-Systems-2E-Allan-Greenwood (pag 444) [8] ISA Nueva Pan de Azúcar Lines Chile – Protection & Control System: Description of Operation – Polpaico. Documento P1-SE-06D0023. [9] IEEE Std. C62.22-1997 – IEEE Guide for the Application of Metal-Oxide Surge Arresters for Alternating Current Systems

P:EE-2016-061/I:EE-ES-2016-1497/R:C


221/221

EE ES 2016 1497 RC_Estudio 6 TRV y Energizaciones Informe FINAL

Recommend Documents