ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS · estudio de cortocircuitos parque eÓlico...

V A L O R Y G E S T I Ó N

ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS

PARQUE EÓLICO PUNTA PALMERAS



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ALONSO DE CÓRDOV A #5900 P ISO 4 OF 402 / (+562) 2224 9704 WWW. VALGESTA.COM TW ITTER: @V ALGESTA

RESUMEN EJECUTIVO

De acuerdo a lo solicitado por el Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema

Interconectado Central, CDEC-SIC, en el marco de los estudios de conexión del Parque

Eólico Punta Palmeras, se realizó el estudio de cortocircuitos, cuyo objetivo consiste en

analizar el impacto que provoca en los niveles de cortocircuito, la incorporación de la

potencia que dicha central espera inyectar en el Sistema Interconectado Central. Esta

central se conecta al sistema por intermedio de un paño de línea que se construirá en la

subestación Las Palmas de la empresa Transelec.

Para tal efecto, se analizó el escenario operacional más desfavorable para la ocurrencia

de falla, esto es, con todo el parque de generación disponible y con el máximo

enmallamiento posible del sistema. En éste se simularon fallas monofásicas a tierra,

bifásicas, bifásicas a tierra y trifásicas, en puntos del sistema aledaños a la central, a fin

de verificar el correcto dimensionamiento de los equipos involucrados, considerando los

nuevos niveles de cortocircuito que se tendrán en las instalaciones, producto de la

incorporación de la central despachada con su máxima potencia.

Se analizaron las componentes de la corriente de cortocircuito exigidas en el

Procedimiento de la Dirección de Operación (DO) del Centro de Despacho Económico de

Carga (CDEC): “TÉRMINOS Y CONDICIONES DEL CÁLCULO DE CORRIENTES DE

CORTOCIRCUITO PARA LA VERIFICACIÓN DEL DIMENSIONAMIENTO DE INTERRUPTORES

EN EL SIC”.

Para todos los cálculos antes mencionados, se utilizó la base de datos enviada por el

CDEC correspondiente a diciembre de 2013, actualizada al momento de puesta en

servicio de la central, a decir Agosto de 2014.

Se revisó la capacidad de los interruptores y desconectadores de las subestaciones

cercanas. Los transformadores de corriente (saturación) serán revisados en otro estudio

que se desarrolla paralelamente al presente informe. Respecto de las trampas de onda,

será incorporado su análisis una vez que Transelec haya enviado la información de éstas.

El resultado del estudio indica que el comportamiento de las instalaciones del Parque

Eólico Punta Palmeras, cumplen con las disposiciones establecidas en el procedimiento de

la Dirección de Operación.

En el caso de la S/E Talinay, no se pudo obtener la capacidad de ruptura del interruptor,

sin embargo, de acuerdo a la experiencia del consultor y tomando como antecedente la

licitación para el interruptor 52J9 de Las Palmas que corresponde al interruptor de Punta



3


Palmeras, el equipo de menor capacidad disponible en el mercado considerando un nivel

de tensión de 220 kV, está especificado para:

Ib = 31,5 kA - (Talinay = 5,90 kA)

Iasy = 31,5 kA - (Talinay = 5,93 kA)

Ip = 80,0 kA - (Talinay = 12,91 kA)

De acuerdo a este antecedente se observa una holgura de más de 5 veces.

Finalmente, lo analizado en el presente informe, considerando la incorporación del Parque

Eólico Punta Palmeras al Sistema Interconectado Central, verifica que los equipos

involucrados están correctamente dimensionados, ya que no se ven sobrepasadas sus

capacidades de ruptura existentes, debido a que no se produce un aumento significativo

en los niveles de cortocircuito con la central despachada, manteniéndose el sistema

operando en forma normal. De esta manera, no es necesario realizar modificaciones o

cambios en los equipos asociados a las instalaciones aledañas a la central.



4


CÁLCULO DE AUMENTO EN LOS NIVELES DE

CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO POR INYECCIÓN DEL PARQUE EÓLICO PUNTA

PALMERAS Y SU IMPACTO EN INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN

REV. FECHA PREPARÓ REVISÓ APROBÓ DESCRIPCIÓN

0 25-11-2013 F.R.S L.C.B. J.A.C. Emitido para revisión Cliente

1 28-01-2014 F.R.S L.C.B. J.A.C. Emitido para revisión Cliente

VALGESTA ENERGÍA S.A.

Alonso de Córdova Nº 5900 Piso 4, Of. 402

Las Condes – Santiago – Chile

Tel: (+562) 2224 9704

Fax: (+562) 2229 3981

ENERO 2014

PREPAR ADO P AR A:

CDEC-SIC

POR ORDEN DE ACCION A ENERGÍ A CHIL E S. A.

EL PRESENTE INFORME HA SIDO ELABORADO POR VALGESTA ENERGÍA, PARA EL

CDEC-SIC POR ORDEN DE ACCIONA ENERGIA QUIEN LO RECIBE Y ACEPTA PARA

SU USO CONFIDENCIAL, NO PUDIENDO DIVULGARLO A TERCEROS



5


TABLA DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 8

2 OBJETIVOS .................................................................................................................. 9

3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES ............................................................................. 10

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO .................................................................... 10

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN .................................................................... 10

3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS .......................................................................... 14

3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES .......................................................................... 19

4 CONSIDERACIONES ..................................................................................................... 22

4.1 Supuestos Y Simplificaciones .......................................................................................... 22

4.2 Condiciones ................................................................................................................... 23

4.3 Capacidades De Ruptura ................................................................................................. 23

5 NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO .......................................... 25

6 NIVELES DE CORTOCIRCUITO ...................................................................................... 26

6.1 Corrientes de Cortocircuito Simétrica Inicial Ikss [kA] ..................................................... 28

6.2 Corrientes de Cortocircuito Simétrica de Interrupción r.m.s Ib [kA] .................................. 29

6.3 Corrientes de Cortocircuito Asimétrica de Interrupción r.m.s IbAsy [kA] .......................... 30

6.4 Corrientes de Cortocircuito Máxima Instantánea (peak) ip [kA] ...................................... 31

6.5 Corrientes de Cortocircuito en Régimen Permanente Ik [kA] ........................................... 32

6.6 Mayores Niveles de las Corrientes de Cortocircuito ......................................................... 33

6.7 Capacidad de Ruptura .................................................................................................... 34

7 CONCLUSIONES .......................................................................................................... 38

8 ANEXO: Resultados de SImulaciones en Digsilent PF ................................................... 40

8.1 Anexo 1. Sin central, Cortocircuito trifásico ..................................................................... 40

8.2 Anexo 2. Sin central, Cortocircuito bifásico a tierra.......................................................... 40

8.3 Anexo 3. Sin central, Cortocircuito bifásico ..................................................................... 40

8.4 Anexo 4. Sin central, Cortocircuito monofásico a tierra.................................................... 40

8.5 Anexo 5. Con central, Cortocircuito trifásico .................................................................... 40



6


8.6 Anexo 6. Con central, Cortocircuito bifásico a tierra ........................................................ 40

8.7 Anexo 7. Con central, Cortocircuito bifásico .................................................................... 40

8.8 Anexo 8. Con central, Cortocircuito monofásico a tierra .................................................. 40



7


ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Centrales en construcción ITD Octubre 2013 ............................................................................................ 14

Tabla 2: Centrales recomendadas ITD Octubre 2013 ............................................................................................. 15

Tabla 3: Obras de Transmisión en construcción ITD Octubre 2013 ........................................................................ 16

Tabla 4: Obras de Transmisión recomendadas ITD Octubre 2013 ......................................................................... 16

Tabla 5: Proyectos de generación carta D.O. Nº10988/2013 ................................................................................. 17

Tabla 6: Datos Generador ...................................................................................................................................... 19

Tabla 7: Datos Cables Media Tensión ..................................................................................................................... 19

Tabla 8: Datos Transformador de poder ................................................................................................................ 21

Tabla 9: Datos Línea de Transmisión ...................................................................................................................... 21

Tabla 10: Factor de Tensión “C”. (Norma IEC 60909-0) .......................................................................................... 23

Tabla 11: Capacidad de Ruptura de los Equipos Analizados .................................................................................. 24

Tabla 12: Corrientes de Cortocircuito Simétrica Inicial Ikss [kA] ............................................................................ 28

Tabla 13: Corrientes de Cortocircuito Simétrica de Interrupción r.m.s. Ib [kA] ...................................................... 29

Tabla 14: Corrientes de Cortocircuito Asimétrica de Interrupción r.m.s. IbAsy [kA] ............................................... 30

Tabla 15: Corrientes de Cortocircuito Máxima Instantánea (peak) ip [kA] ............................................................ 31

Tabla 16: Corrientes de Cortocircuito en Régimen Permanente Ik [kA] ................................................................. 32

Tabla 17: Mayores Niveles de las Corrientes de Cortocircuito [kA] Con Central conectada .................................. 33

Tabla 18: Comparación entre el valor de Ib máximo obtenido con el existente para cada interruptor ................. 35

Tabla 19: Comparación entre el valor de IbAsy máximo obtenido con el existente para cada interruptor............ 35

Tabla 20: Comparación entre el valor de Ip máximo obtenido con el existente para cada interruptor ................. 36

Tabla 21: Comparación entre el valor de Ik máximo obtenido con el existente para cada interruptor ................. 36

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras ................... 11

Figura 2. Unilineal Parque Eólico y S/E Punta Palmeras ......................................................................................... 12

Figura 3. Diagrama Unilineal Digsilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC ........................................................... 13

Figura 4. Diagrama Unilineal simplificado de la zona ............................................................................................ 18



8


1 INTRODUCCIÓN

La empresa ACCIONA Energía Chile S.A. se encuentra construyendo un Parque Eólico,

denominado Punta Palmeras, en adelante “la central”, en la zona cercana a la localidad de

Canela en la cuarta región, y espera conectarla al SIC, específicamente a la subestación

Las Palmas 220 [kV]. Dicha subestación es propiedad de la empresa Transelec.

En el marco de la normativa vigente, toda central de generación que desee conectarse al

SIC, debe cumplir con requerimientos técnicos asociados a la estabilidad y a los impactos

de dicha conexión. Los estudios necesarios para verificar que la incorporación de la

central no causará un impacto negativo en el sistema, son los que se indican a

continuación:

A. Estudios Estáticos

B. Cálculo de Cortocircuito

C. Estudio de Coordinación de Protecciones

D. Análisis de Estabilidad Dinámica

El presente documento corresponde al Cálculo de Cortocircuitos, el cual se enfoca en

determinar, mediante un estudio estático, los niveles de cortocircuito en las barras

aledañas a la central, producto de la inyección de ésta, para así verificar que sus

capacidades de ruptura no sean sobrepasadas con los nuevos niveles de cortocircuito,

producto de dicha inyección.

Se proyecta que la central inyectará en el SIC, en condición de generación normal, una

potencia de 45 [MW]. Se estima que la central se incorporará al SIC en el mes de Agosto

de 2014.



9


2 OBJETIVOS

Con el fin de verificar el correcto dimensionamiento de los equipos existentes en el

sistema en que se conectará la central, de acuerdo con los nuevos niveles de cortocircuito

considerando la inyección de esta, es que se realiza un estudio de cortocircuitos, el cual

es efectuado en base a las disposiciones expuestas en las normativas vigentes. Los

parámetros analizados corresponden a niveles de corrientes de cortocircuitos en barras,

de acuerdo con lo exigido en el procedimiento de la Dirección de Operación: “TÉRMINOS Y

CONDICIONES DEL CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO PARA LA

VERIFICACIÓN DEL DIMENSIONAMIENTO DE INTERRUPTORES EN EL SIC”.

El análisis del presente estudio se realizó con la base de datos enviada por el CDEC-SIC

actualizada al mes de puesta en servicio de la central en Agosto de 2014. Cabe destacar

que se analizó el escenario más desfavorable para la ocurrencia de falla, efectuando los

cálculos considerando tener conectadas todas las unidades de generación, todas las líneas

y transformadores en servicio, cerrados todos los interruptores, talque se configure el

mayor enmallamiento del sistema. Esto con el objetivo de identificar qué instalaciones

pueden verse afectadas debido a la incorporación de los 45 [MW] de potencia que

generará la central, además de comprobar que el dimensionamiento de los equipos, tanto

de las instalaciones de la central como las aledañas, sea el correcto, es decir, que

dispongan de la capacidad de ruptura suficiente para que estas no se vean superadas por

los nuevos niveles de corriente de cortocircuito considerando dicha potencia. Para realizar

tal verificación se procede a evaluarlas técnicamente, mediante simulaciones estáticas o

de régimen permanente, para determinar el comportamiento del sistema considerando el

aporte de dicha central.

Los cálculos para efectuar este estudio fueron realizados en el software Power Factory de

Digsilent, el cual permite el cálculo de las componentes de cortocircuito requeridas en el

procedimiento DO, y en donde se consideraron los criterios y supuestos establecidos en

dicho procedimiento.



10


3 RECOPILACION DE ANTECEDENTES

3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL PROYECTO

A objeto de poder realizar las modelaciones, el cliente ha enviado la información

necesaria de las instalaciones de la central y de la subestación de conexión, y los equipos

de ambas. Además se cuenta con la base de datos del programa Power Factory de

DigSilent, enviada por el CDEC-SIC de fecha Diciembre de 2013 en archivos de dicho

software de simulación, actualizada a Agosto de 2014, mes en que se espera que la

central comience su inyección al SIC.

Está proyectado que la central genere en 12 [kV] mediante 15 turbinas modelo AW109

3000 IECIIa [50Hz] Acciona Windpower de 3 [MW] de potencia cada una, con un

total de 45 [MW] para el parque eólico. Dichas unidades generadoras se conectarán

mediante tres alimentadores a la barra de 12 [kV] que conecta con el transformador de

12/220 [kV] y 50 [MVA] de potencia, ver Figura 1. Finalmente, y por medio de un línea

en 220 [kV] y de 6,4 [km] de longitud, se inyecta la potencia generada por la central al

SIC conectándose a un paño de la subestación Las Palmas de Transelec.

3.2 DIAGRAMA UNILINEAL DE LA INSTALACIÓN

El diagrama unilineal que se expone a continuación, en la Figura 1, muestra la

configuración de la central en estudio modelo Digsilent, en la Figura 2 el unilineal

detallado de la S/E Punta Palmeras y en la Figura 3 la subestación de conexión y parte del

sistema SIC en la zona de conexión extraída de Digsilent.



11


Figura 1. Modelo DigSilent Power Factory de Diagrama de Unilineal Parque Eólico Punta Palmeras

Las Palmas J2

Punta Palmeras J

Punta Palmeras C

A6.1(14)A6.2(15)

A1.1(13)A1.2(12)

A2.1(11)A2.2(10)A2.3(9)

A3.1(8)A3.2(7)A3.3(6)

A4.1(5)A4.2(4)

A.5.3(1) A5.2(2) A5.1(3)

WT 12kV

WF 12kV

WF 110kV

Grid 110kV

Configure Flicker Calculation

Lin

e(3

2)

Lin

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2)

P P

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P P

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kV 5

0 M

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Lin

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Line(21)Line(21)Line(20)Line(20)

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Line(18)Line(18)Line(17)Line(17)

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12


Figura 2. Unilineal Parque Eólico y S/E Punta Palmeras

unilineal.pdf



13


Figura 3. Diagrama Unilineal Digsilent de la S/E Punta Palmeras en el SIC

NOGALES

LOS VILOS

LAS PALMAS

PAN DE AZUCAR

EL PEÑON

PUNTA PALMERAS

CANELA II

CANELA I

TALINAY

MONTE REDONDO

LOS CURUROS

TOTORAL

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Totora/B2

Totora/B1

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L...

S/E Las Piedras..

Peñon/E

Espino/E

Espino/J

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Las Palm as/J2

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Choapa/H

PAzu/Reg 2

Peñon/H

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Illape/H

Quill/R

CVieja/H

Ov alle/C2

Ov alle/C

Qui..

Quill/H

Qui..

Ov alle/B

L.Moll/C

L.Moll/B

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PAzu/J1

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PAzu/H2

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mm

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El Arrayan__(..2-Winding Tra..El Arrayan__(..2-Winding Tra..

Pan

de A

z..

Pan

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Pan

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z..

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Los Cururos..2-Winding T..Los Cururos..2-Winding T..

Monte Redondo__(..2-Winding Transf..Monte Redondo__(..2-Winding Transf..

Talinay

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Win

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Tap

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2

2

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1

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Carg

a I

00

00

00

4

0

I. MCDACarga I

R. Cabildo 110..Carga R

4

0

3

I. Los Piuquenes 220 kVCarga I

0

4

G~G~

G~

1

G~

00

R. El Espino 66 kVCarga R

I. SS/AA Los EspinosCarga I

I. SS/AA El PeñónCarga I

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G~

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R. San Joaquin 110 kVCarga R

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R. Quereo 110 kVCarga R

12

12

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Los Molles U2Gen Los MollesR. Vicuña 110 kV

Carga R

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R. PunitaquiCarga R

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I. Ovalle 66 kVCarga I

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110

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R. Ovalle 66 kVCarga R

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R. Casas Viejas 110 kVCarga R

R. Andacollo 66 kVCarga R

8

3

83

DIg

SIL

EN

T



14


3.3 ACTUALIZACIÓN DE LA BASE DE DATOS

La base de datos entregada por el CDEC-SIC de diciembre de 2013 fue actualizada a

Agosto de 2014 ingresando en esta las obras en construcción de generación, transmisión

y proyección de demanda publicadas en el informe de fijación de precio de nudos vigente:

FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2013 SISTEMA INTERCONECTADO

CENTRAL (SIC), OCTUBRE DE 2013, INFORME TECNICO DEFINITIVO. Así también

los proyectos de generación indicados en la carta D.O. Nº10988/2013 generada por el

CDEC-SIC a petición del cliente. Dichas actualizaciones se muestran en las tablas

siguientes. Para llevar el SIC al escenario futuro, se seleccionaron las obras que debieran

estar en servicio en agosto de 2014 y que se muestran a continuación.

Tabla 1: Centrales en construcción ITD Octubre 2013



15


Tabla 2: Centrales recomendadas ITD Octubre 2013



16


Tabla 3: Obras de Transmisión en construcción ITD Octubre 2013

Tabla 4: Obras de Transmisión recomendadas ITD Octubre 2013



17


Tabla 5: Proyectos de generación carta D.O. Nº10988/2013

Nota: De acuerdo a lo observado en la base de datos Digsilent del SIC los parques eólicos

no aportarían corriente de cortocircuito. Por otra parte, es sabido que los aportes de las

centrales fotovoltaicas también son despreciables al corto circuito. Por lo tanto, se

consideraron principalmente las centrales indicadas en el Informe de Precio de Nudo de

Octubre. En la Tabla 6 se observan los datos de cortocircuito de los generadores de Punta

Palmeras.

En la siguiente figura se muestra un unilineal simplificado de la zona con las

actualizaciones en Gx.

Proyecto Generación Punto de ConexiónCapacidad

Instalada MWFecha de Puesta en Servicio

Proyecto Fotovoltaico JavieraBarra seccionadora en LT 220 kV Diego de

Almagro - Paposo70 4º trimestre 2014

Proyecestos Fotovoltaicos Canto del

Agua, Denersol II y Denersol IIIS/E Maitencillo 110 kV 59 Julio 2014

Central Fotovoltaica Llano de LlamposBarra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Cerro Negro Norte100 Diciembre 2013

Parque Eólico El ArrayánBarra seccionadora en LT 220 kV Las Palmas -

Pan de Azúcar C2115 2014

Proyecto Fotovoltaico San AndrésBarra seccionadora en LT 220 kV Cardones -

Carrera Pinto50 Diciembre 2013

Parque Eólico Pacífico y La Cebada (Los

Cururos)

S/E Seccionadora circuito 1 Las Palmas - Pan de

Azúcar 220 kV (a 30 km de Las Palmas)72 Fines de 2013

Proyectos Fotovoltaicos Inca de Varas I y

IIS/E Carrera Pinto 50 1º semestre 2014

Proyecto Fotovoltaico "PV Salvador"Tap off en LT 110 kV Diego de Almagro -

Salvador68 1º semestre 2014

Proyectos Fotovoltaicos Valleland I y

Valleland IITap-Off en LT 220 kV Maitencillo - Cardones c1 67 1º semestre 2014

Proyectos Fotovoltaica Solar Atacama S/E Carrera Pinto 135 Julio 2014

Proyecto Solar SolaireDirect Generation x

05S/E Los Loros 50 3º trimestre 2014

Suma 836



18


Figura 4. Diagrama Unilineal simplificado de la zona



19


3.4 DETALLE DE LOS EQUIPOS PRINCIPALES

Tabla 6: Datos Generador

Tabla 7: Datos Cables Media Tensión

Cables de Media Tensión (1)

Tipo (cable aislado) XLPE Al

Sección 500 kCM

Voltaje nominal 15 kV

Corriente nominal (subt.) 0.436 kA

Corriente nominal (aéreo) 1 kA

Frecuencia nominal 50 Hz

Resistencia R1 (20 ºC) 0.168 Ω/km

Reactancia X1 0.119 Ω/km



Cantidad de unidades del Parque 15

Modelo AW109/3000 IECIIa [50Hz]

Fabricante Acciona Windpower S.A.

Tipo de generador Máquina asíncrona

Tipo de máquina Doblemente alimentada (DFIG)


Potencia Aparente Nominal 3599 kVA

Potencia activa nominal 3000 kW


Zecuencia cero R0 0.01 p.u.

Zecuencia cero X0 0.1 p.u.

Resistencia estator Rs 0.01118 p.u.

Mreactancia mag. Xm 3.18658 p.u.

Reactancia estator Xs 0.20744 p.u.

Resistencia rotor RrA 0.011422 p.u.

Reactancia estator XrA 0.110718 p.u.

Corriente de rotor bloqueado (IIr/In) 2.25 p.u.

R/X de roto bloqueado 0.053904 p.u.

Datos Generador



20




Sección 1000 kCM











Sección 1250 kCM










Tipo (cable desnudo) LA-180

Sección (total) 182 mm2


Corriente nominal (subt.) ---

Corriente nominal (aéreo) 0.4313 kA








21


Tabla 8: Datos Transformador de poder

Tabla 9: Datos Línea de Transmisión

Tipo de transformador 2 enrollados

Potencia nominal 50 MVA

Tensión 220/12 kV

Tipo de conexión YNd11

R1 0,00392 p.u.

X1 0,1197358 p.u.

R0 0,0 p.u.

X0 0,06 p.u.

Corriente en vacío 0,08 %

Pérdidas en vacío 23,5 kW (a 100% de voltaje primario; 220/12 kV)

Cambiador de Tap lado AT

Taps ± 10 x 1,25 % (bajo carga

Datos Transformador de poder

Tipo de transformador 2 enrollados

Potencia nominal 50 MVA

Tensión 220/12 kV

Tipo de conexión YNd11

R1 0.00392 p.u.

X1 0.1197358 p.u.

R0 0 p.u.

X0 0.06 p.u.

Corriente en vacío 0.08 %

Pérdidas en vacío 33.76 kW

Cambiador de Tap lado AT

Taps ± 11 x 1.25% (bajo carga)

Datos Transform ador de Poder

Tipo AAAC Flint

Sección 375 mm2

Largo 6.4 km


Corriente nominal 0.587 kA


Resistencia R1 (20º C) 0.0996 Ohm/km

Reactancia X1 0.39 Ohm/km

Resistencia R0 0.2324 Ohm/km

Reactancia X0 1.3038 Ohm/km

Línea de transmisión



22


4 CONSIDERACIONES

4.1 Supuestos Y Simplificaciones

El cálculo de las corrientes de cortocircuito efectuado para realizar este informe, está

basado en el procedimiento DO nombrado anteriormente, en el cual se exige realizar

dicho cálculos considerando los siguientes supuestos y simplificaciones:

• Durante el tiempo de duración del cortocircuito no existe cambio en el tipo de

cortocircuito, esto es, un cortocircuito trifásico permanece trifásico y un cortocircuito

monofásico permanece monofásico durante todo el tiempo del cortocircuito.

• Durante el tiempo de duración del cortocircuito, no existen cambios topológicos en

la red.

• La impedancia de los transformadores es referida a la posición nominal del

cambiador de tomas. No obstante, el cálculo de corrientes de cortocircuito debe

considerar un factor de corrección que represente a la posición del cambiador de tomas

que de origen a la menor impedancia de cortocircuito.

• Las magnitudes de la resistencia del arco de cortocircuito y de la impedancia de

falla se consideran despreciables.

• No se consideran: las capacitancias de las líneas, las admitancias shunt y las

cargas estáticas (no-rotatorias), excepto las correspondientes a la red de secuencia cero

del sistema.

• El tiempo mínimo de separación de los contactos de un interruptor a considerar

será de 40 milisegundos. Dicho valor, está constituido por la suma del tiempo de

operación del relé más rápido que actúa sobre el trip del interruptor y del tiempo de inicio

de la separación de sus contactos.



23


4.2 Condiciones

Para realizar el cálculo de las corrientes de cortocircuito, es necesario contemplar las

siguientes condiciones, en base a lo estipulado en el procedimiento DO.

La tensión pre - falla es igual a C veces la tensión nominal, donde C es un factor

de tensión, el cual depende de la tensión, de acuerdo a la Norma IEC 60909-0.

Tabla 10: Factor de Tensión “C”. (Norma IEC 60909-0)

La resistencia de las líneas aéreas y cables es considerada para una temperatura

de 20 ºC o en su defecto, las correspondientes resistencias disponibles en la base

de datos de las instalaciones del CDEC - SIC que emplean en el cálculo de flujos de

potencia.

4.3 Capacidades De Ruptura

Las capacidades de ruptura simétrica (ISC), asimétrica (ISCAsy) y de cierre contra falla

(ipnom) de los equipos aledaños a la central, fueron obtenidas de la página del CDEC-SIC.

La capacidad de ruptura asimétrica, de los equipos que no se encontró en la página del

CDEC-SIC, se calculó de acuerdo a lo expuesto en las consideraciones.

Tensión Nominal Factor de Tensión C

230 [V] - 400 [V] 1

400 [kV] < Vn ≤1 [kV] 1,05

1 [kV] ≤ Vn 1,1



24


Tabla 11: Capacidad de Ruptura de los Equipos Analizados

(*) En central Los Espinos no existe interruptor en el lado de 220 [kV] del transformador de poder de dicha

subestación.

S/I: Sin información.

Solamente la capacidad de un interruptor no pudo ser encontrada tras la búsqueda

realizada, el tap-off Talinay. Sin embargo, como se mostrará más adelante, la corriente

de cortocircuito a la que es sometido este interruptor es bastante menor que la capacidad

mínima de ruptura para un equipo de 220 kV. El equipo de menor capacidad disponible en

el mercado está especificado para

Ib = 31,5 kA

Iasy = 31,5 kA

Ip = 80,0 kA

Más aún el efecto de la incorporación de la central es escaso, tal como se verá en la

sección 6.

Nivel de

Tensión Simétrica Asimet. Peak

[kV] Ib [kA] Iasy [kA] Ip [kA]

Canela II JT 220 50 59 100

Los Espinos (*) --- 220 --- --- ---

Las Palmas J2 J3 J4 J6 J7 J8 JS 220 40 40 100

Las Palmas J9 (P. Palmeras) 220 31,5 31,5 100

Las Palmas JT1 (Canela I) 220 40 40 100

Los Vilos J1 J2 J3 J4 JS 220 40 44 100

Nogales J1 J2 J3 J4 JJ5 J6 J7 J8 J9 J10 J11 J12 220 40 46 100

Pan de Azúcar J1 J2 J3 J4 JT3 JT4 JT5 JT6 JS 220 40 44 100

Pan de Azúcar JR 220 40 48 125

Pan de Azúcar J7 220 40 100 100

Pan de Azúcar JCES 220 40 51 100

Pan de Azúcar J7 220 40 100 100

Punta Palmeras J1 220 40 40 100

Tap MR J1 220 32 40 79

Tap Talinay JL J1 220 S/I S/I S/I

Totoral JT2 220 31,5 31,5 82

Punta Palmeras Trafo. Lado BT 12 31,5 31,5 80

Capacidad de Ruptura

Paño del EquipoUbicación



25


5 NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO

El procedimiento en el cual se basó este estudio de cortocircuito, cumple con lo dispuesto

en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en adelante NT de SyCS. En esta

norma, de acuerdo a los artículos 1-4, 1-5 y 2-7, todas sus disposiciones son aplicables a

las nuevas instalaciones de la Central en estudio, tanto en los aspectos de diseño de las

instalaciones que la interconectan al SIC, como en cuanto a las condiciones de operación

y su correspondiente coordinación operativa con el CDEC - SIC.

Los estudios desarrollados permiten la verificación del cumplimiento de aquellos aspectos

que tienen relación con las condiciones de operación de la nueva instalación con el resto

del SIC.

Enmarcado en las exigencias generales del capítulo 3 de la NT de SyCS, el Art. 3-3

dispone que las instalaciones de unidades generadoras que operen en sincronismo y las

instalaciones del Sistema de Transmisión deben cumplir con ciertas exigencias mínimas y

condiciones básicas. Entre éstas se encuentra que las instalaciones nombradas con

anterioridad deberán soportar al menos el máximo nivel de corriente de cortocircuito

existente en cada punto del SI. Las condiciones y la forma en que se calcule el máximo

nivel de corriente de cortocircuito se establecen en el Procedimiento DO “TÉRMINOS Y

CONDICIONES DEL CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO PARA LA

VERIFICACIÓN DEL DIMENSIONAMIENTO DE INTERRUPTORES EN EL SIC”.



26


6 NIVELES DE CORTOCIRCUITO

Este estudio de cortocircuitos verificará el dimensionamiento de los equipos cercanos a la

central, debiendo tener estos la capacidad de ruptura suficiente para soportar los nuevos

niveles de cortocircuito tras la incorporación de la potencia que generará la central en

estudio. Para esto, los equipos deberán ser capaces de soportar tanto la corriente de

cortocircuito que se establezca a través de estos durante el tiempo de despeje de la falla,

como la máxima corriente de cortocircuito de cierre contra falla, ya sea por cierre de

operación normal o por cierre con reconexión automática. Además deberán tener la

capacidad de interrumpir la máxima corriente de cortocircuito, que se establezca a través

de estos, de acuerdo con su ubicación en la red y la localización de la falla.

Este estudio se realiza en base a las exigencias establecidas en el Procedimiento DO, el

cual está en conformidad a la NT de SyCS. Los criterios y supuestos utilizados en éste,

emplean como referencia las normas y estándares IEC 60909-0 (2001), IEC 60050-441

(2000) e IEC 62271-100 (2001).

En este procedimiento se indica que el equipo debe ser capaz de interrumpir, bajo

condiciones de uso y comportamiento establecidas en la norma IEC 62271-100, cualquier

corriente de cortocircuito hasta su corriente de cortocircuito de interrupción nominal

(ISC), que contenga cualquier componente de corriente alterna hasta su valor nominal y,

asociada con cualquier porcentaje de la componente de corriente continua hasta el valor

especificado. Lo anterior debido a que esta corriente es caracterizada por dos valores: el

valor r.m.s. de la componente de corriente alterna, y el porcentaje de la componente de

corriente continua. Sin embargo, cabe destacar que si la componente de corriente

continua no excede el 20%, la corriente de interrupción nominal se determinará sólo por

el valor r.m.s. de la componente de corriente alterna.

Además, el equipo debe ser capaz de soportar la máxima corriente de cortocircuito dada

durante el primer ciclo de la corriente de cortocircuito. La capacidad de esta

corresponderá a la corriente de cortocircuito máxima nominal de dicho

interruptor/desconectador.

Las corrientes de cortocircuito deberán ser determinadas para fallas trifásicas (3Φ),

bifásicas aisladas (2Φ), bifásicas a tierra (2Φ-T) y monofásicas a tierra (1Φ-T). En cada

una de ellas se determinarán las componentes simétrica inicial r.m.s., Ikss [kA],

simétrica, Ib [kA], y asimétrica de interrupción IbAsy [kA] (ambas r.m.s y evaluadas en

el instante de 40 milisegundos después de iniciada la falla), corriente de cortocircuito



27


máxima instantánea (peak), correspondiente a la corriente de cierre contra falla, ip [kA] y

la corriente de cortocircuito en régimen permanente r.m.s., Ik [kA].

De las componentes de las corrientes de cortocircuito expuestas anteriormente, se deberá

determinar el mayor valor de cada una de ellas, considerando todas las fallas calculadas,

con las que posteriormente se comparará la capacidad de ruptura existente en cada

equipo estudiado, y con esto verificar si éste es capaz de soportar los nuevos niveles de

cortocircuito debidos a la nueva generación incorporada al sistema.

El cálculo de los niveles de cortocircuito se realizó en las barras de la central, de la

subestación Las Palmas, y en las barras aledañas esta, en distintos niveles de tensión.

El respaldo gráfico de cada una de las simulaciones, se muestran en los Anexos 1 al 8.



28


6.1 Corrientes de Cortocircuito Simétrica Inicial

Ikss [kA]

A continuación se presentan las corrientes de cortocircuito simétrica inicial para fallas de

tipo trifásico, bifásico aislado, bifásico a tierra y monofásico a tierra, en los puntos

analizados, con la central y sin la central. Se determina el mayor nivel obtenido de esta

en cada punto.

Tabla 12: Corrientes de Cortocircuito Simétrica Inicial Ikss [kA]

De los valores expuestos en la tabla, se determinaron los mayores valores de corriente de

cortocircuito simétrica inicial en cada punto analizado, considerando el sistema con la

inyección de potencia de la central.

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Canela II 220 7,34 6,91 5,27 5,07 6,81 6,40 6,10 5,86 7,34 6,22

Los Espinos 220 6,83 6,75 7,03 6,92 7,44 7,32 8,16 8,04 8,16 1,49

Las Palmas 220 7,76 7,22 5,61 5,38 7,22 6,73 6,49 6,22 7,76 7,48

Los Vilos 220 7,66 7,55 8,03 7,88 8,49 8,34 9,32 9,15 9,32 1,86

Nogales 220 21,39 21,36 25,92 25,85 27,61 27,54 29,80 29,72 29,80 0,27

Pan de Azucar 220 6,68 6,63 5,21 5,15 6,14 6,08 6,00 5,93 6,68 0,75

Punta Palmeras 220 6,60 --- 5,06 --- 6,15 --- 5,85 --- 6,60 ---

Tap MR 220 6,62 6,45 4,37 4,25 6,38 6,21 5,05 4,91 6,62 2,64

Tap Talinay 220 5,90 5,79 3,89 3,80 5,69 5,59 4,49 4,40 5,90 1,90

Totoral 220 7,69 7,16 5,59 5,36 7,16 6,68 6,46 6,20 7,69 7,40

Punta Palmeras 12 0,00 --- 21,50 --- 21,50 --- 24,83 --- 24,83 ---

Cortocircuito

2ft

Cortocircuito

3f I” k

Máx

Varió

I” K

[%]

SubestaciónTens

[kV]

Cortocircuito

1f

Cortocircuito

2f



29


6.2 Corrientes de Cortocircuito Simétrica de Interrupción r.m.s

Ib [kA]

A continuación se presentan las corrientes de cortocircuito simétrica de interrupción

r.m.s., evaluada en el instante de 40 [ms] después de iniciada la falla, para fallas de tipo

trifásico, bifásico aislado, bifásico a tierra y monofásico a tierra, en los puntos analizados,

con la central y sin la central. Se determina el mayor nivel obtenido de esta en cada

punto.

Tabla 13: Corrientes de Cortocircuito Simétrica de Interrupción r.m.s. Ib [kA]

De los valores expuestos en la tabla se han determinado los mayores valores de corriente

de cortocircuito simétrica de interrupción, evaluada en el instante de 40 [ms] después de

iniciada la falla, en cada punto analizado, considerando el sistema con la inyección de

potencia de la central.

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Canela II 220 7,34 6,91 5,27 5,07 6,81 6,40 6,08 5,85 7,34 6,22

Los Espinos 220 6,83 6,75 7,03 6,92 7,44 7,32 8,14 8,01 8,14 1,62

Las Palmas 220 7,76 7,22 5,61 5,38 7,22 6,73 6,47 6,21 7,76 7,48

Los Vilos 220 7,66 7,55 8,03 7,88 8,49 8,34 9,29 9,12 9,29 1,86

Nogales 220 21,39 21,36 25,92 25,85 27,61 27,54 29,69 29,61 29,69 0,27

Pan de Azucar 220 6,68 6,63 5,21 5,15 6,14 6,08 5,99 5,92 6,68 0,75

Punta Palmeras 220 6,60 --- 5,06 --- 6,15 --- 5,84 --- 6,60 ---

Tap MR 220 6,62 6,45 4,37 4,25 6,38 6,21 5,04 4,91 6,62 2,64

Tap Talinay 220 5,90 5,79 3,89 3,80 5,69 5,59 4,49 4,40 5,90 1,90

Totoral 220 7,69 7,16 5,59 5,36 7,16 6,68 6,45 6,19 7,69 7,40

Punta Palmeras 12 0,00 --- 21,50 --- 21,50 --- 24,63 --- 24,63 ---

Cortocircuito

2ft

Cortocircuito

3f Ib

Máx

Varió

Ib [%]Subestación

Tens

[kV]

Cortocircuito

1f

Cortocircuito

2f



30


6.3 Corrientes de Cortocircuito Asimétrica de Interrupción r.m.s

IbAsy [kA]

A continuación se presentan las corrientes de cortocircuito asimétrica de interrupción

r.m.s., evaluada en el instante de 40 [ms] después de iniciada la falla, para fallas de tipo

trifásico, bifásico aislado, bifásico a tierra y monofásico a tierra, en los puntos analizados,

con la central y la central. Se determina el mayor nivel obtenido de esta en cada punto.

Tabla 14: Corrientes de Cortocircuito Asimétrica de Interrupción r.m.s. IbAsy [kA]


de cortocircuito asimétrica de interrupción, evaluada en el instante de 40 [ms] después

de iniciada la falla, en cada punto analizado, considerando el sistema con la inyección de

potencia de la central.

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Canela II 220 7,39 6,95 5,31 5,10 6,86 6,44 6,12 5,89 7,39 6,33

Los Espinos 220 6,90 6,82 7,10 6,99 7,52 7,39 8,22 8,09 8,22 1,67

Las Palmas 220 7,82 7,26 5,65 5,41 7,28 6,77 6,52 6,25 7,82 7,65

Los Vilos 220 7,74 7,63 8,12 7,96 8,58 8,43 9,39 9,21 9,39 1,93

Nogales 220 23,12 23,09 28,01 27,94 29,84 29,77 32,09 32,01 32,09 0,25

Pan de Azucar 220 6,72 6,67 5,24 5,18 6,17 6,11 6,02 5,95 6,72 0,77

Punta Palmeras 220 6,64 --- 5,09 --- 6,19 --- 5,88 --- 6,64 ---

Tap MR 220 6,66 6,48 4,40 4,27 6,42 6,24 5,07 4,94 6,66 2,70

Tap Talinay 220 5,93 5,82 3,91 3,82 5,72 5,62 4,51 4,42 5,93 1,94

Totoral 220 7,75 7,20 5,63 5,39 7,21 6,72 6,50 6,23 7,75 7,52

Punta Palmeras 12 0,00 --- 25,21 --- 25,21 --- 28,88 --- 28,88 ---

Iasi

Máx

Varió

Iasi

[%]

SubestaciónTens

[kV]

Cortocircuito

1f

Cortocircuito

2f

Cortocircuito

2ft

Cortocircuito

3f



31


6.4 Corrientes de Cortocircuito Máxima Instantánea (peak)

ip [kA]

A continuación se presentan las corrientes de cortocircuito máxima instantánea (peak),

considerada para el cierra contra falla, para fallas de tipo trifásico, bifásico aislado,

bifásico a tierra y monofásico a tierra, en los puntos analizados, con la central y sin la

central. Se determina el mayor nivel obtenido de esta en cada punto.

Tabla 15: Corrientes de Cortocircuito Máxima Instantánea (peak) ip [kA]


de cortocircuito máxima instantánea (peak), considerada para el cierra contra falla, en

cada punto analizado, considerando el sistema con la inyección de potencia de la central.

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Canela II 220 16,22 15,18 11,65 11,13 15,07 14,05 13,47 12,88 16,22 6,85

Los Espinos 220 15,32 15,12 15,78 15,51 16,69 16,41 18,32 18,01 18,32 1,72

Las Palmas 220 17,17 15,87 12,42 11,83 15,99 14,79 14,36 13,68 17,17 8,19

Los Vilos 220 17,23 16,95 18,07 17,69 19,12 18,72 20,97 20,54 20,97 2,09

Nogales 220 52,91 52,85 64,11 63,96 68,29 68,14 73,72 73,54 73,72 0,24

Pan de Azucar 220 14,64 14,50 11,41 11,26 13,44 13,30 13,14 12,97 14,64 0,97

Punta Palmeras 220 14,56 --- 11,15 --- 13,56 --- 12,89 --- 14,56 ---

Tap MR 220 14,54 14,11 9,59 9,29 14,00 13,57 11,08 10,73 14,54 3,05

Tap Talinay 220 12,91 12,62 8,50 8,30 12,46 12,20 9,82 9,58 12,91 2,30

Totoral 220 17,03 15,74 12,36 11,78 15,85 14,68 14,30 13,63 17,03 8,20

Punta Palmeras 12 0,00 --- 55,41 --- 55,41 --- 64,00 --- 64,00 ---

Cortocircuito

2ft

Cortocircuito

3f Ip

Máx

Varió

Ip [%]Subestación

Tens

[kV]

Cortocircuito

1f

Cortocircuito

2f



32


6.5 Corrientes de Cortocircuito en Régimen Permanente

Ik [kA]

A continuación se presentan las corrientes de cortocircuito en régimen permanente, para

fallas de tipo trifásico, bifásico aislado, bifásico a tierra y monofásico a tierra, en los

puntos analizados, con la central y sin la central. Se determina el mayor nivel obtenido de

esta en cada punto.

Tabla 16: Corrientes de Cortocircuito en Régimen Permanente Ik [kA]


de cortocircuito en régimen permanente, en cada punto analizado, considerando el

sistema con la inyección de potencia de la central.

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Con

Cent

Sin

Cent

Canela II 220 7,34 6,91 5,27 5,07 6,81 6,40 6,10 5,86 7,34 6,22

Los Espinos 220 6,83 6,75 7,03 6,92 7,44 7,32 8,16 8,04 8,16 1,49

Las Palmas 220 7,76 7,22 5,61 5,38 7,22 6,73 6,49 6,22 7,76 7,48

Los Vilos 220 7,66 7,55 8,03 7,88 8,49 8,34 9,32 9,15 9,32 1,86

Nogales 220 21,39 21,36 25,92 25,85 27,61 27,54 29,80 29,72 29,80 0,27

Pan de Azucar 220 6,68 6,63 5,21 5,15 6,14 6,08 6,00 5,93 6,68 0,75

Punta Palmeras 220 6,60 --- 5,06 --- 6,15 --- 5,85 --- 6,60 ---

Tap MR 220 6,62 6,45 4,37 4,25 6,38 6,21 5,05 4,91 6,62 2,64

Tap Talinay 220 5,90 5,79 3,89 3,80 5,69 5,59 4,49 4,40 5,90 1,90

Totoral 220 7,69 7,16 5,59 5,36 7,16 6,68 6,46 6,20 7,69 7,40

Punta Palmeras 12 0,00 --- 21,50 --- 21,50 --- 24,83 --- 24,83 ---

Cortocircuito

2ft

Cortocircuito

3f Ik

Máx

Varió

Ik [%]Subestación

Tens

[kV]

Cortocircuito

1f

Cortocircuito

2f



33


6.6 Mayores Niveles de las Corrientes de Cortocircuito

A continuación se presentan los mayores niveles de las corrientes de cortocircuito

expuestas anteriormente, correspondientes a las capacidades de ruptura requeridas por

cada interruptor/desconectador. Las cuales posteriormente serán comparadas con las

capacidades existentes en cada uno de estos.

Tabla 17: Mayores Niveles de las Corrientes de Cortocircuito [kA] Con Central conectada

De la Tabla 17 se observa que en las siguientes SS/EE, el aumento de la corriente de

cortocircuito es inferior al 3%

Nogales Pan de Azúcar Los Espinos Los Vilos Tap Talinay Tap Monte Redondo

De este modo, el mayor efecto relativo de la incorporación de la central Punta Palmeras

se observa, además de en la S/E Las palmas, hasta las Subestaciones Totoral y Canela II

con un aumento de alrededor de un 7,5 %.

Ib

[kA]

Mayor

Sin

Cent.

Ib

[kA]

Mayor

Con

Cent.

Varió

Ib

[%]

IbAsy

[kA]

Mayor

Sin

Cent.

IbAsy

[kA]

Mayor

Con

Cent.

Varió

IbAsy

[%]

Ip

[kA]

Mayor

Sin

Cent.

Ip

[kA]

Mayor

Con

Cent.

Varió

Ip

[%]

Ik

[kA]

Mayor

Sin

Cent.

Ik

[kA]

Mayor

Con

Cent.

Varió

Ik

[%]

Nogales 220 29,61 29,69 0,27 32,01 32,09 0,25 73,54 73,72 0,24 29,72 29,80 0,27

Pan de Azucar 220 6,63 6,68 0,75 6,67 6,72 0,77 14,50 14,64 0,97 6,63 6,68 0,75

Los Espinos 220 8,01 8,14 1,62 8,09 8,22 1,67 18,01 18,32 1,72 8,04 8,16 1,49

Los Vilos 220 9,12 9,29 1,86 9,21 9,39 1,93 20,54 20,97 2,09 9,15 9,32 1,86

Tap Talinay 220 5,79 5,90 1,90 5,82 5,93 1,94 12,62 12,91 2,30 5,79 5,90 1,90

Tap MR 220 6,45 6,62 2,64 6,48 6,66 2,70 14,11 14,54 3,05 6,45 6,62 2,64

Canela II 220 6,91 7,34 6,22 6,95 7,39 6,33 15,18 16,22 6,85 6,91 7,34 6,22

Totoral 220 7,16 7,69 7,40 7,20 7,75 7,52 15,74 17,03 8,20 7,16 7,69 7,40

Las Palmas 220 7,22 7,76 7,48 7,26 7,82 7,65 15,87 17,17 8,19 7,22 7,76 7,48

Punta Palmeras 220 --- 6,60 --- --- 6,64 --- --- 14,56 --- --- 6,60 ---

Punta Palmeras 12 --- 24,63 --- --- 28,88 --- --- 64,00 --- --- 24,83 ---

SubestaciónTens

[kV]

Mayores Corrientes de cortocircuito calculadas y su variación en los casos con y sin Proyecto



34


6.7 Capacidad de Ruptura

En base al procedimiento, se verifica el adecuado dimensionamiento de los equipos, al

corroborar que estos satisfacen ciertas condiciones, las que se exponen a continuación.

Esto sujeto a las mayores corrientes de cortocircuito determinadas.

La capacidad de ruptura simétrica nominal del interruptor, deberá ser mayor que

la corriente de cortocircuito simétrica de interrupción que se establezca a través de

éste, en el instante de 40 milisegundos después de iniciado el cortocircuito (Ib).

La capacidad de ruptura asimétrica del interruptor, deberá ser mayor que la

corriente de cortocircuito de interrupción asimétrica que se establezca a través de

éste, en el instante de 40 milisegundos después de iniciado el cortocircuito (IbAsy).

La capacidad de cierre contra cortocircuito nominal del interruptor, deberá ser

mayor que la corriente de cortocircuito máxima instantánea (peak), que se

establezca a través de éste (ip).

La corriente de cortocircuito de duración nominal del interruptor dada por el (I2t)

de diseño, deberá ser mayor que el (Ik2t) correspondiente a la corriente de

cortocircuito en régimen permanente para un período de operación de la primera

protección de respaldo.

A continuación, en la siguiente tabla, se presentan las comparaciones entre las

capacidades existentes y las requeridas, de acuerdo a lo estipulado anteriormente, para

así verificar el correcto dimensionamiento de los equipos asociados a cada punto.



35


Tabla 18: Comparación entre el valor de Ib máximo obtenido con el existente para cada interruptor

S/I: Sin información

(*): En central Los Espinos no existe interruptor en el lado de 220 [kV] del transformador de poder.

Tabla 19: Comparación entre el valor de IbAsy máximo obtenido con el existente para cada

interruptor



SubestaciónTensión

[kV]Paño

Ib Mayor

Obtenido

[KA]

Cap. de Rupt. Sim. Exist.

[KA]

Canela II 220 JT 7,34 50

Los Espinos (*) 220 --- 8,14 ---

Las Palmas 220 J2 J3 J4 J6 J7 J8 JS 7,76 40

Las Palmas 220 J9 (P. Palmeras) 7,76 31,5

Las Palmas 220 JT1 (Canela I) 7,76 40

Los Vilos 220 J1 J2 J3 J4 JS 9,29 40

Nogales 220 J1 J2 J3 J4 JJ5 J6 J7 J8 J9 J10 J11 J12 29,69 40

Pan de Azúcar 220 J1 J2 J3 J4 JT3 JT4 JT5 JT6 JS 6,68 40

Pan de Azúcar 220 JR 6,68 40

Pan de Azúcar 220 J7 6,68 40

Pan de Azúcar 220 JCES 6,68 40


Punta Palmeras 220 J1 6,60 40

Tap MR 220 J1 6,62 32

Tap Talinay 220 JL J1 5,90 S/I

Totoral 220 JT2 7,69 31,5

Punta Palmeras 12 Trafo. Lado BT 24,63 31,5


[kV]Paño

Iasi Mayor

Obtenido

[KA]

Cap. de Rupt. Asim. Exist.

[KA]


Los Espinos (*) 220 --- 8,22 ---




Los Vilos 220 J1 J2 J3 J4 JS 9,39 44








Tap MR 220 J1 6,66 40


Totoral 220 JT2 7,75 31,5




36


Tabla 20: Comparación entre el valor de Ip máximo obtenido con el existente para cada interruptor



Tabla 21: Comparación entre el valor de Ik máximo obtenido con el existente para cada interruptor




[kV]Paño

Ip Mayor

Obtenido

[KA]

Cap. de Cierre en C. Ccto.

Exist. [KA]

Canela II 220 JT 16,22 100

Los Espinos (*) 220 --- 18,32 ---


Las Palmas 220 J9 (P. Palmeras) 17,17 100


Los Vilos 220 J1 J2 J3 J4 JS 20,97 100








Tap MR 220 J1 14,54 79


Totoral 220 JT2 17,03 82

Punta Palmeras 12 Trafo. Lado BT 64,00 80


[kV]Paño

Ik Mayor

Obtenido

[KA]

Capacidad de ruptura

permanente [KA]


Los Espinos (*) 220 --- 8,16 ---




Los Vilos 220 J1 J2 J3 J4 JS 9,32 40








Tap MR 220 J1 6,62 32


Totoral 220 JT2 7,69 31,5




37


Las Tabla 18 a la Tabla 21 muestran que todos los interruptores en evaluación,

considerando el sistema con la central conectada, y sin ella, no superan las capacidades

existentes de los equipos analizados.

Lo anterior determina que los equipos estudiados están adecuadamente dimensionados

para operar en el sistema, ya que satisfacen las condiciones exigidas por el

procedimiento, con la nueva central conectada, por lo que no se requiere reemplazarlos.

Solamente la capacidad de un interruptor no pudo ser encontrada tras la búsqueda

realizada, el tap-off Talinay. Sin embargo, la corriente de cortocircuito a la que es

sometido este interruptor es bastante menor que la capacidad mínima de ruptura para

cualquier equipo interruptor de 220 kV. En efecto, de acuerdo a la experiencia del

consultor y tomando como antecedente la licitación para el interruptor 52J9 de Las

Palmas, que corresponde al interruptor de Punta Palmeras, el equipo de menor capacidad

disponible en el mercado está especificado para:

Ib = 31,5 kA - (Talinay = 5,90 kA)


Ip = 80,0 kA - (Talinay = 12,91 kA)

Al observar la comparación entre el interruptor con menor capacidad disponible en el

mercado, esto para un nivel de tensión de 220 kV, y los niveles obtenidos para la

corriente de cortocircuito en el Tap.off Talinay, se observa una holgura de más de 5

veces.



38


7 CONCLUSIONES

Como se ha descrito a lo largo del informe, Acciona Energía S.A. requiere realizar

estudios de cortocircuito para la central eólica Punta Palmeras, con el fin de determinar el

comportamiento del SIC con el aporte de dicha Central.

El análisis de los resultados del estudio de cortocircuitos permite concluir que al entrar en

funcionamiento la central, esta no produce inconvenientes en el correcto funcionamiento

del SIC. Esto debido a que los niveles de cortocircuito aumentan levemente considerando

la incorporación de la central al SIC.

Por otra parte, los niveles de cortocircuitos obtenidos en los puntos aledaños a las nuevas

instalaciones de la central, no sobrepasan la capacidad de ruptura de los equipos

estudiados, por lo que se concluye que no es necesario el cambio de dichos equipos.

Se revisó la capacidad de los interruptores y desconectadores de las subestaciones

cercanas. Los transformadores de corriente (saturación) serán revisados en otro estudio

que se desarrolla paralelamente al presente informe. Respecto de las trampas de onda,

será incorporado su análisis una vez que Transelec haya enviado la información de éstas.

En el caso de la S/E Talinay, de acuerdo a la experiencia del consultor y tomando como

antecedente la licitación para el interruptor 52J9 de Las Palmas que corresponde al

interruptor de Punta Palmeras, el equipo de menor capacidad disponible en el mercado

considerando un nivel de tensión de 220 kV, está especificado para:

Ib = 31,5 kA - (Talinay = 5,90 kA)


Ip = 80,0 kA - (Talinay = 12,91 kA)

Más aún, el efecto en el nivel de cortocircuito de la incorporación de la central es escaso

en el caso de la S/E Talinay, presentando un aumento porcentual inferior al 2,3% de la

corriente de cortocircuito. En base a estos antecedente, el consultor estima que queda

demostrado que la incorporación de la S/E Punta Palmeras no afectará el funcionamiento

normal de interruptores instalados en las cercanías de la subestación Punta Palmeras. Así

también se comprueba el correcto dimensionamiento al interior del parque eólico Punta

palmeras.



39


Finalmente, el resultado del estudio realizado indica que el comportamiento de las

instalaciones de la central, cumple con las disposiciones establecidas en el procedimiento

de la Dirección de Operación: “Términos y condiciones de cálculo de corrientes de

cortocircuito para la verificación del dimensionamiento de interruptores en el Sistema

Interconectado Central”.



40


8 ANEXO: RESULTADOS DE SIMULACIONES EN DIGSILENT PF

8.1 Anexo 1. Sin central, Cortocircuito trifásico

8.2 Anexo 2. Sin central, Cortocircuito bifásico a tierra

8.3 Anexo 3. Sin central, Cortocircuito bifásico

8.4 Anexo 4. Sin central, Cortocircuito monofásico a tierra

8.5 Anexo 5. Con central, Cortocircuito trifásico

8.6 Anexo 6. Con central, Cortocircuito bifásico a tierra

8.7 Anexo 7. Con central, Cortocircuito bifásico

8.8 Anexo 8. Con central, Cortocircuito monofásico a tierra

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