Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico …...Parque Eólico Monte Redondo 48 MW SE Los Vilos...

Estudios de Conexión Proyecto

Fotovoltaico Lalackama y

Proyecto Eólico Taltal

Preparado para:

Enel Green Power

Niveles de cortocircuito

y Verificación de

capacidad de ruptura

09 de junio de 2014

1

Estudios de Conexión PE Taltal y PF Lalackama

Estudio de Cortocircuitos

Junio 2014 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile

Fono 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl

VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN

SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A.

Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios

1 28-05-2014 Eric Sierra J. Pablo Castro N. Benjamín

Verdugo G. –

Enel Green Power

Versión Fecha Revisó Aprobó Comentarios

2 05-06-2014 Rolando Castrillo Paola Hartung

Se agregó el

aumento

porcentual de los

niveles de

cortocircuito

3 09-06-2014 Rolando Castrillo Paola Hartung

Se acoge segunda

ronda de

comentarios de EGP

mailto:[email protected]

http://www.systep.cl/

2





INDICE

1 Introducción ___________________________________________________ 3

1.1 Objetivos del estudio 3

2 Antecedentes _________________________________________________ 4

2.1 Descripción del sistema en estudio 4

2.1.1 Parque Eólico Taltal ________________________________________________________ 6

2.1.2 Parque Fotovoltaico Lalackama ____________________________________________ 7

2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes 9

2.2.1 Líneas de transmisión ______________________________________________________ 9

2.2.2 Unidades generadoras ____________________________________________________ 11

2.3 Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama 12

2.3.1 Generadores _____________________________________________________________ 12

2.3.2 Transformadores __________________________________________________________ 12

2.3.3 Líneas ____________________________________________________________________ 13

2.4 Parámetros y características del Parque Eólico Taltal 14

2.4.1 Generadores _____________________________________________________________ 14

2.4.2 Transformadores __________________________________________________________ 14

2.4.3 Líneas ____________________________________________________________________ 14

2.5 Proyectos de generación futuros 16

3 Niveles de Cortocircuito _______________________________________ 17

3.1 Consideraciones para la determinación de niveles de cortocircuito 17

3.1.1 Procedimiento DO ________________________________________________________ 17

3.2 Resultados del estudio de cortocircuito caso sin central 18

3.3 Resultados del estudio de cortocircuito caso con central 22

3.4 Variación porcentual 26

4 Verificación de capacidad de ruptura _________________________ 29

4.1 Consideraciones para verificación de capacidad de ruptura 29

4.2 Capacidad de ruptura 30

4.3 Verificación de capacidad de ruptura de interruptores 32

4.3.1 Comparación con niveles de cortocircuito en barras _______________________ 32

5 Conclusiones _________________________________________________ 36



3





1 Introducción

Enel Green Power, en adelante “El Cliente” o “Enel”, se encuentra desarrollando dos

proyectos de generación ERNC, denominados “Parque Eólico Taltal “(PE Taltal) y

“Parque Fotovoltaico Lalackama” (PFV Lalackama), en adelante “los proyectos ERNC”,

ubicados en la comuna de Taltal de la provincia y región de Antofagasta.

Cada uno los proyectos ERNC serán conectados al Sistema Interconectado Central

(SIC) a través de subestaciones en derivación o Tap-off, sobre un circuito de la línea

Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV de propiedad de Transelec. El PFV Lalackama

tendrá una capacidad máxima de 55 MW y se conectará al circuito 1 de la línea

Paposo – Diego de Almagro 220 kV. En tanto que, el PE Eólico Taltal tendrá una

capacidad máxima de 99 MW y se conectará en el circuito 2 de la misma línea. Ambos

parques se ubicarán aproximadamente a 20 km de la subestación Paposo.

En este contexto, El Cliente solicitó a Systep Ingeniería y Diseños S.A., en adelante Systep,

el desarrollo de los estudios eléctricos conducentes a la obtener la aprobación de

conexión por parte del CDEC-SIC, para los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. El

conjunto de estudios requeridos para tal efecto son los siguientes:

Cálculo de niveles de cortocircuito y verificación de capacidad de ruptura

Estudio de impacto sistémico estático

Estudio de impacto sistémico dinámico

Estudio de coordinación de protecciones

El presente informe corresponde al estudio “Niveles de cortocircuito y verificación de

capacidad de ruptura”, cuyo objetivo principal es verificar que, ante la incorporación

de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama, los niveles de cortocircuitos no superan las

capacidades de ruptura de los interruptores de poder de las subestaciones aledañas.

1.1 Objetivos del estudio

El objetivo del presente estudio es determinar los niveles de cortocircuito máximo

presentes en las subestaciones Tap-Off Lalackama, Tap-Off Taltal Eólico, Paposo, Diego

de Almagro, Carrera Pinto y Cardones al momento de la entrada en operación de los

proyectos PE Taltal y PFV Lalackama. Luego, verificar que los niveles de cortocircuitos

determinados no superen las capacidades de ruptura de los interruptores de las

subestaciones anteriormente indicadas.

Todos los cálculos se realizan considerando las redes del SIC contenidas en la base de

datos DIgSILENT del SIC actualizada a marzo de 2014 por el CDEC-SIC y publicada en su

sitio web, sobre la cual se ha incorporado la modelación explícita de las instalaciones

de 220 kV y 33 kV asociadas a los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama, incluyendo

además las nuevas centrales indicadas en la carta N°0247/2014 emitida por el CDEC-

SIC.



4





2 Antecedentes

El presente estudio considera la modelación del sistema eléctrico del SIC representado

en la base de datos DigSILENT actualizada al mes de marzo de 2014 por el CDEC-SIC,

junto con la actualización de instalaciones de generación. A continuación se señalan

cada uno de los antecedentes utilizados en el estudio.

2.1 Descripción del sistema en estudio

El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las

subestaciones (SS/EE) Paposo 220 kV y Quillota 220 kV, junto con la conexión de los

proyectos ERNC Parque Eólico Taltal y Parque Fotovoltaico Lalackama. En la Figura 2-1

se presenta un plano geo referenciado del sistema norte del SIC entre las SS/EE Paposo y

Diego de Almagro, junto a los proyectos ERNC.

Figura 2-1: Ubicación geográfica de los proyectos PE Taltal y PFV Lalackama.

En la Figura 2-2 se ilustra las redes y la topología del sistema en estudio, que incluye

proyectos de generación futura (destacados en rojo), El PE Taltal y el PFV Lalackama y

las unidades generadoras existentes más relevantes para los fines que persigue el

presente estudio.



5





Figura 2-2: Diagrama unilineal del sistema eléctrico en estudio.

SE Maitencillo 220 kV

Central Guacolda

~ 150 MW c/u

SE Guacolda

220 kV

SE Punta Colorada 220 kV

SE Pan de Azúcar 220 kV

SE Las Palmas 220 kV

Parque Eólico

Talinay

90 MW

SIC Sur

SE Cardones 220 kV

L2 L1

L2 L1

L2 L1

L2 L1L3

CER Pan de Azúcar

2X40 MVAr c/u

SE Carrera Pinto 220 kV

SE Cerro Negro

Norte 220 kV

SE Diego de Almagro 220 kV

Central

Taltal CC

120 MW c/u 220 kV 110 kV

<110 kVSE Paposo

220 kV

SVC

plus

SVC plus

Diego de Almagro

2X50 MVA c/u

Parque Eólico

Monte Redondo

48 MW

SE Los Vilos 220 kV

SE Nogales 220 kV

SE Quillota 220 kV

CER

Parque Eólico

Canela 2

18.15 MWParque Eólico

Canela 2

59.4 MW

Parque Eólico

Punta Colorada

20 MW

SE Diego de

Almagro 110 kV

Central Fotovoltaica

Diego de Almagro

30 MW

SE Emelda 110 kV SE Talta 110 kV


Javiera

70 MW

SE San Andres 220 kVCentral Fotovoltaica

San Andres

50 MW


Inca de Varas I y II

50 MW


Llano de Llampos

100 MW


Valleland I y II

67 MW

SE Maintencillo

110 kV


Canto del agua,

Denersol I y II

58 MW

Parque Eólico

Punto Palmeras

45 MW

Parque Eólico

Pacífico y Cebada

114 MW

Parque Eólico

El Arrayan

115 MW

SE Cardones 110 kV


SolaireDirect

50 MW

SE Los Loros 110 kV

Central Fotovoltaico

Lalackama

55 MW

Parque Eólico Taltal

99MW

Circ

uito

#1

Circ

uito

#2



6





El sistema en estudio comprende las redes de 220 kV ubicadas entre las subestaciones

Paposo y Quillota. El Parque Fotovoltaico Lalackama se conecta con el circuito 1 de la

línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV, mientras que el Parque Eólico Taltal se

conecta al circuito 2 de la misma línea.

Entre las unidades generadoras convencionales existentes en el sistema y relevantes en

para el estudio, se encuentran las cuatro unidades termoeléctricas de la Central

Guacolda de 150 MW cada una, conectadas a la S/E Guacolda y las dos centrales

termoeléctricas de Taltal 120 MW conectadas a la S/E Paposo. Además, se muestran los

parques eólicos y solares que actualmente se encuentran en operación en la zona del

SIC en estudio.

Se destaca además, entrada en servicio del SVC Plus de Diego de Almagro en mayo de

2013. Dicho equipo permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o

desde el sistema de transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre

tensión localmente. El objetivo principal del SVC Plus de Diego de Almagro es permitir la

explotación de la línea 220 kV Cardones – Maitencillo más cerca de sus límites de

capacidad térmica. Sin este equipo, dicha línea debe operar limitada a una

capacidad inferior a su capacidad térmica para evitar problemas de tensión en Diego

de Almagro frente a contingencias en alguno de los circuitos de la línea Maitencillo –

Cardones 220 kV.

2.1.1 Parque Eólico Taltal

El Parque Eólico Taltal posee una capacidad instalada de 99 MW distribuida en 33

aerogeneradores idénticos, cada uno conectado a un transformador de 33/0,65 kV y

3,45 MVA. Los aerogeneradores son de marca Vestas modelo “V112-3.0MW”,

correspondientes a generadores síncronos de imanes permanentes que operan a una

frecuencia entre 0 – 200 Hz, conectados a la red a través de un conversor de escala

completa de 650 V.

La subestación elevadora del Parque Eólico se compone de un transformador elevador

de 220/33 kV y 110 MVA, que interconecta las barras de 110 kV y 33 kV de la

subestación. A partir de la barra de 33 kV derivan 6 alimentadores que agrupan a los

aerogeneradores distribuidos como se observa en la Figura 2-3 (4 grupos de 6

aerogeneradores, un grupo de 4 aerogeneradores y otro de 5 aerogeneradores).

Desde la barra de 220 kV, sale una línea expresa de 47,1 kilómetros de longitud que

conecta el Parque Eólico Taltal con el circuito 2 de la línea Paposo – Diego de Almagro

220 kV, en una subestación de derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de la

subestación Paposo y unos 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro.



7





220 kV 33 kV

0,65 kV

G01-G06 Taltal

Grupo 1

Taltal 33 kV

6 x

G07-G10 Taltal

Grupo 2

Taltal 33 kV

4 x

G11-G16 Taltal

Grupo 3

Taltal 33 kV

6 x

G17-G22 Taltal

Grupo 4

Taltal 33 kV

6 x

G23-G28 Taltal

Grupo 5

Taltal 33 kV

6 x

G29-G33 Taltal

Grupo 6

Taltal 33 kV

5 x

SE Taltal Eólico 33 kV

SE Taltal Eólico 220 kV

Figura 2-3: Diagrama unilineal del Parque Eólico Taltal

2.1.2 Parque Fotovoltaico Lalackama

El proyecto fotovoltaico Lalackama posee una potencia instalada de 55 MW, distribuida

en 74 inversores marca SUNWAY y modelo “TG760 1000V TE – 360 OD”. La central

Lalackama evacuará su potencia generada a través de un transformador elevador con

razón 220/33 kV y una potencia nominal de 63 MVA (ONAF).

En el lado de media tensión del trasformador se conecta a una barra colectora junto

con otros 4 alimentadores. A cada uno de los alimentadores se conectan grupos de

transformadores de doble devanado secundario (2 grupos de 10 transformadores, 1

grupo de 9 transformadores y un grupo de 8 transformadores), de razón 33/0,36/0,36 kV

y una potencia de 1,65 MVA. Finalmente en cada devanado de 0,36 kV se conecta un

inversor de 0,79 MVA. La representación gráfica del proyecto fotovoltaico Lalackama se

muestra en la Figura 2-4.

A partir de la barra de 220 kV de la subestación elevadora, nace una línea de 2,0

kilómetros de longitud y conductor AAAC Flint que conecta la planta solar Lalackama

con el circuito 1 de la línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV en una subestación de

derivación (Tap Off), ubicada a unos 20 kilómetros de distancia de la subestación

Paposo y 165 kilómetros de la subestación Diego de Almagro.



8





SE Lalackama 220 kV

Tr

0,36 kV 220 kV

33 kV

Transformador

63 MVA

220/33 kV

YNd11

Transformador

1,6/0,8/0,8 MVA

33/0,36/0,36 kV

Dyn11yn11

220 kV

Nomenclatura

Punto de conexión al

sistema de 220 kV

Tr

Ti

Línea de

transmisión

2,0 km

TiTi TiTi TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi

TiTi TiTi TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi

TiTi TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi

TiTi TiTiTiTiTiTi TiTi TiTi TiTiTiTi

Figura 2-4: Diagrama unilineal de Parque Fotovoltaico Lalackama



9





2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes

El sistema en estudio corresponde a la zona norte del SIC, comprendida entre las

subestaciones Paposo y Quillota.

2.2.1 Líneas de transmisión

Las características de las líneas de 220 kV existentes entre la subestación Paposo y

Quillota, son obtenidos a partir de la Información Técnica disponibles en el sitio web del

CDEC-SIC1 y de la base de datos del SIC en DigSILENT publicada en marzo de 2014. Los

parámetros de las líneas son presentados en la Tabla 2-1.

Tabla 2-1: Parámetros de las líneas de transmisión troncal entre las subestaciones Paposo y

Nogales.

Algunos de los tramos del sistema de transmisión presentan restricciones de transmisión

impuestas por ciertos tipos de contingencias probables de ocurrir. En la Tabla 2-2 se

muestran las restricciones de transmisión en el SIC Norte, determinadas en el “Estudio de

Restricciones en el Sistema de Transmisión”, presentado por la Dirección de Operación

del CDEC-SIC en julio de 2013. Dicho documento se encuentra disponible en la página

Web del CDEC – SIC2.

1 https://www.cdec-sic.cl/contenido_es.php?categoria_id=6&contenido_id=000044

2 https://www.cdec-sic.cl/documentos_nt_es.php?subsubcategoria_id=9&parametro=&pagina=4

Paposo - Diego de Almagro 220 kV L1 185,0 0,049 0,400 2,882 748

Paposo - Diego de Almagro 220 kV L2 185,0 0,049 0,400 2,882 748

Carrera Pinto - Diego de Almagro 220 kV 72,2 0,100 0,393 2,827 518

Cardones - Carrera Pinto 220 kV 75,3 0,100 0,398 2,794 518

Maitencillo - Cardones 220kV L1 132,7 0,100 0,398 2,794 518



Punta Colorada - Maitencillo 220kV L1 109,2 0,098 0,391 2,842 518

Punta Colorada - Maitencillo 220kV L2 109,2 0,098 0,391 2,842 518

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L1 88,0 0,098 0,391 2,842 518

Pan de Azúcar - Punta Colorada 220kV L2 88,0 0,098 0,391 2,842 518

Pan de Azucar - Las Palmas L1 154,2 0,091 0,406 2,860 587

Pan de Azucar - Las Palmas L2 154,2 0,091 0,406 2,860 587

Los Vilos - Las Palmas L1 74,4 0,091 0,406 2,860 587

Los Vilos - Las Palmas L2 74,4 0,091 0,406 2,860 587

Nogales - Los Vilos 220 kV L1 97,1 0,099 0,394 2,811 587

Nogales - Los Vilos 220 kV L2 97,1 0,099 0,394 2,811 587

Quillota - Nogales 220 kV L1 27,0 0,099 0,394 2,811 587

Quillota - Nogales 220 kV L2 27,0 0,099 0,394 2,811 587

Capacidad

Nominal

[A]

NombreLargo

[km]

Resistencia

(R1)

[Ohm/km]

Reactacia (X1)

[Ohm/km]

Susceptancia

(B1)

[Ohm/km]



https://www.cdec-sic.cl/contenido_es.php?categoria_id=6&contenido_id=000044

https://www.cdec-sic.cl/documentos_nt_es.php?subsubcategoria_id=9&parametro=&pagina=4

10





Tabla 2-2: Restricciones de transmisión SIC Norte

Cabe mencionar los siguientes aspectos particulares del sistema de transmisión:

El corredor Maitencillo – Punta Colorada – Pan de Azúcar 2x220 kV tiene asociada

una potencia máxima de transmisión con criterio N-1 igual a la capacidad de un

circuito de la línea: 197 MVA. Sin embargo, si el flujo de potencia por dicho corredor

circula en dirección norte – sur, es posible transmitir por ambos circuitos una

potencia superior a los 197 MVA y hasta un umbral de 350 MVA aproximadamente,

el cual es permitido por el automatismo EDAG/ERAG presente en la Central

Guacolda.

En mayo del 2013 entró en servicio el SVC Plus de Diego de Almagro. Dicho equipo

permite la inyección o absorción de potencia reactiva hacia o desde el sistema de

transmisión, permitiendo compensar situaciones de sub y sobre tensión localmente.

El objetivo principal del SVC Plus de Diego de Almagro es permitir la explotación de

la línea 220 kV Cardones – Maitencillo más cerca de sus límites físicos. Sin este

equipo, dicha línea debe operar limitada a una capacidad inferior a su capacidad

térmica para evitar problemas de tensión en Diego de Almagro frente a

contingencias en la línea.

Capacidad

térmica 25°

c/sol

Limitación del Tramo Causa

[MVA] [MVA] [-]

SE Paposo 220 kV - SE Diego de Almagro 220 kV 2x285 570 Conductor

SE Diego de Almagro 220 kV - SE Carrera Pinto 220 kV 197 197 Conductor

SE Carrera Pinto 220 kV - SE Cardones 220 kV 197 197 Conductor

SE Maitencillo 220 kV - SE Cardones 220 kV L1 197



Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2)

Norte a Sur : 197 Conductor

Norte a Sur : 350 EDAG/ERAG Central Guacolda (2)

Norte a Sur : 197 Conductor

SE Pan de Azúcar 220 kV - SE Las Palmas 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor

Los Vilos - Las Palmas 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor

Nogales - Los Vilos 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor

Quillota - Nogales 220 kV C1 y C2 2X224 224 Conductor

(2): Límite de transmisión ampliado solamente desde el Norte hacia el Sur, por la aplicación de un EDAG/ERAG a la Central

Guacolda por contingencia específica en el corredor Maitencillo - Punta Colorada - Pan de Azúcar 220 kV.

(1): Considera la operación del SVC Plus ubicado en la SE Diego de Almagro 220 kV.

Tramo

372 Regulación de tensión (1)

SE Pan de Azúcar 220 kV - SE Punta Colorada 220 kV C1 y C2

SE Punta Colorada 220 kV-SE Maitencillo 220 kV C1 y C2 2X197

2X197



11





2.2.2 Unidades generadoras

Las características de las unidades generadoras convencionales de la zona norte del

SIC que son relevantes para el presente estudio, se muestran en la Tabla 2-3.

Tabla 2-3: Característica centrales convencionales del norte del SIC

En la Tabla 2-4 se presenta la potencia máxima instalada de parques eólicos relevantes

existentes en el sistema, principalmente en la zona de Coquimbo.

Tabla 2-4: Características parque eólicos relevantes existentes en el norte del SIC

Taltal 1 Térmica 120 119,8 20

Taltal 2 Térmica 120 119,8 20

Guacolda 1 Térmica 153 143,8 75




Potencia

Bruta

[MW]

Nombre CentralNúmero de

unidadesTipo de Unidades

Potencia

Neta Efectiva

[MW]

Potencia

Mínima

Técnica

[MW]

Punta Colorada 10 2,0 20,0

Canela 11 1,7 18,2

Canela 2 40 1,5 60,0

Monte Redondo 24 2,0 48,0

Totoral 23 2,0 46,0

Talinay 55 1,8 99,0

N°

Unidades

Potencia

Bruta por

unidad

[MW]

Potencia

Bruta Efectiva

[MW]

Nombre Parque Eólico



12





2.3 Parámetros y características del Parque Fotovoltaico Lalackama

2.3.1 Generadores

El PFV Lalackama cuenta con 74 inversores que en conjunto poseen una capacidad

nominal de 55,5 MW. Las características de cada unidad generadora son presentadas

en la Tabla 2-5.

Tabla 2-5: Características de los inversores del proyecto PFV Lalackama

2.3.2 Transformadores

El parque fotovoltaico Lalackama dispone de transformadores con dos enrollados en su

lado de baja tensión, a los cuales se conectan cada uno de los inversores. En la Tabla

2-6 se muestran sus características principales.

Tabla 2-6: Parámetros transformador de los inversores del PFV Lalackama

En la Tabla 2-11 se presentan las características del transformador elevador del PFV

Lalackama.

Tabla 2-7: Transformador elevador del PFV Lalackama

Marca y modelo SUNWAY TG760 1000V TE - 360 OD

Capacidad instalada [MVA] 0,790

Potencia activa nominal [MW] 0,750

Tensión nominal [kV] 0,360

Frecuencia nominal [Hz] 50/60

Unidad generadora PFV Lalackama

Inversor 33/0,36/0,36 33/0,36/0,36 1,65/0,825/0,825

6 (HV-MV)

14 (MV-LV)

6 (LV-HV)

3 (HV-MV)

3 (MV-LV)

3 (LV-HV)

8,44 (HV-MV)

19,7 (MV-LV)

8,44 (LV-HV)

Dyn11yn11

Grupo de

conexiónTransformador

Niveles de

Tensión

[kV]

Capacidad nominal

[MVA]

Impedancia de

secuencia positiva

[%] (Base MVA)

Impedancia de

secuencia cero

[%] (Base MVA)

Pérdidas en el

cobre [kW]

ONAN/ONAF

Transformador elevador

Lalackama 220/33220/33 50/63 9,52 (63) 9,52 (63) YNd11

Grupo de

conexiónTranformador

Niveles de

Tensión [kV]

Potencia

[MVA]Impedancia de

secuencia positiva

[%] (Base MVA)

Impedancia de

secuencia cero

[%] (Base MVA)



13





2.3.3 Líneas

El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PFV Lalackama y el circuito 1

de la línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV. Los parámetros eléctricos de la línea de

interconexión se presentan en la Tabla 2-8.

Tabla 2-8: Parámetros de la línea de interconexión PFV Lalackama y el circuito 1 línea Paposo –

Diego de Almagro 220 kV.

Tipo de Conductor 1xAAAC Flint

Área del conductor [mm2] 375,4

Resistencia secuencia positiva R1 [ohm/km] 0,089

Reactancia secuencia positiva X1 [ohm/km] 0,410

Susceptancia capacitiva secuencia positiva B1 [uS/km] 2,793

Resistencia secuencia cero R0 [ohm/km] 0,339

Reactancia secuencia cero X0 [ohm/km] 1,091

Susceptancia capacitiva secuencia cero B0 [uS/km] 1,725

Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637

N° de circuitos 1

N° de cables de guardia 1

Área del cable de guardia [mm2] 81,8

Tipo de cable de guardia OPGW

Longitud Línea [km] 2,0

Características



14





2.4 Parámetros y características del Parque Eólico Taltal

2.4.1 Generadores

El PE Taltal cuenta con 33 que en conjunto poseen una capacidad nominal 99 MW. En

la Tabla 2-10 se presentan las características básicas de los aerogeneradores que

componen el parque eólico.

Tabla 2-9: Características de los aerogeneradores del PE Taltal.

2.4.2 Transformadores

Cada uno de los aerogeneradores del parque eólico se conecta a un transformador de

33/0,65 kV y 3,35 MVA, cuyas características son indicadas en la Tabla 2-10.

Tabla 2-10: Parámetros transformador de cada aerogenerador

El PE Taltal cuenta con un transformador elevador cuyas características son presentadas

en la Tabla 2-11.

Tabla 2-11: Transformador elevador del PE Taltal

2.4.3 Líneas

El proyecto cuenta con una línea de interconexión entre el PE Taltal y el circuito 2 de la

línea Paposo – Diego de Almagro 220 kV. Los parámetros eléctricos de la línea de

interconexión se presentan en la Tabla 2-12.

Marca y modelo VESTAS V112-3.0 MW

Capacidad instalada [MVA] 3,075

Potencia activa nominal [MW] 3,0

Tensión nominal [kV] 0,650

Frecuencia nominal [Hz] 50/60

Unidad generadora Taltal

Aerogenerador 0,65/33 kV 0,65/33 3,35 8 (3,35) 7,2 (3,35) 25,2 DyN5

Pérdidas en

el cobre

[kW]

Tranformador

Niveles de

Tensión

[kV]

Capacidad

nominal

[MVA]

Impedancia de

secuencia positiva

[%] (Base MVA)

Impedancia de

secuencia cero

[%] (Base MVA)

Grupo de

conexión

ONAF II Tipo Ubicación Pasos ∆V [%]

Parque Eólico 220/33 kV 220/33 110 12,5 (110) 10,6 (110) CTBC AT 21 1 YNd11

Cambiador de taps Grupo de

conexiónTranformador

Niveles de

Tensión [kV]

Potencia

[MVA]Impedancia de

secuencia positiva

[%] (Base MVA)

Impedancia de

secuencia cero

[%] (Base MVA)



15





Tabla 2-12: Parámetros de la línea de interconexión del PE Taltal y circuito 2 línea Paposo – Diego

de Almagro 220 kV.

Tipo de Conductor 1xAAAC Flint

Área del conductor [mm2] 375,4

Resistencia cc a 20° C [ohm/km] 0,089

Resistencia secuencia positiva R1 [ohm/km] 0,108

Reactancia secuencia positiva X1 [ohm/km] 0,410

Susceptancia capacitiva secuencia positiva B1 [uS/km] 2,784

Resistencia secuencia cero R0 [ohm/km] 0,254

Reactancia secuencia cero X0 [ohm/km] 1,716

Susceptancia capacitiva secuencia cero B0 [uS/km] 1,508

Capacidad térmica del conductor [A] (*) 637

N° de circuitos 1

N° de cables de guardia 1

Área del cable de guardia [mm2] 81,8

Tipo de cable de guardia OPGW

Longitud Línea [km] 47,1

(*) determinado a 35° C con sol y a 75°C sobre el conductor

Características



16





2.5 Proyectos de generación futuros

De acuerdo con lo exigido por la Dirección de Operación (D.O.) del CDEC-SIC en los

anexos a la carta N°0247/2014, los nuevos proyectos de generación solar y eólica en el

norte del SIC se indican en la Tabla 2-13 junto al punto de conexión respectivo.

Tabla 2-13: Proyectos de generación futuros indicados por la D.O. y considerados en el estudio.

Proyectos de Generación Punto de Conexión

Fecha de

puesta en

servicio

Potencia instalada

[MW]

Proyectos Fotovoltaicos

Valleland I y Valleland IITap-Off en LT 220 kV Maitencillo - Cardones C1

1° semestre

2014 67

Proyecto Fotovoltaico JavieraS/E Seccionadora líenea Diego de Almagro - Taltal

110 kV

2° semestre

2014 70

Proyecto Solar SolaireDirect

Generation x 05S/E Los Loros

3° semestre

2014 50

Proyecto Fotovoltaico Diego de

AlmagroS/E Emelda Abril 2014

30

Proyecto Fotovoltaico Inca de

Varas I y IIS/E Carrera Pinto

1° semestre

2014 50

Parque Fotovoltaico Canto del

agua, Denerson I y Denerson IIS/E Maitencillo 110 kV Julio 2014

58

Parque Eólico El ArrayánBarra seccionadora en LT 220 kV Pan de Azúcar -

Las Palmas circuito N°2Abril 2014

115

Parques Eólicos Pacifico y La

Cebada (Cururos)

S/E seccionadora en LT 220 kV Pan de Azucar - Las

Palmas N°1Marzo 2014

114

Parque Eólico San AndresBarra seccionadora en línea 1x220 kV Cardones -

Carrera PintoFebrero 2014

50

Parque Fotovoltaico Llano

Llampos

Barra seccionadora en LT 220 kV Cardones - Cerro

Negro NorteEnero 2014

100

Punta Palmeras S/E Las Palmas Agosto 201445

749Total



17





3 Niveles de Cortocircuito

En este capítulo se explica la obtención de los niveles de cortocircuito en las barras

principales de las subestaciones Elevadora y Tap-Off Taltal Eólica, Elevadora y Tap-Off

Lalackama, Paposo, Diego de Almagro, Carrera Pinto y Cardones, considerando en

operación al PE Taltal y PFV Lalackama. Esto se desarrolla de acuerdo al procedimiento

planteado por la Dirección de Operaciones del CDEC-SIC para el cálculo de nivel

máximo de cortocircuito (basado en la norma IEC 60909-0 (2001) y disponible en el sitio

WEB del CDEC-SIC) sobre la plataforma DIgSILENT.

3.1 Consideraciones para la determinación de niveles de cortocircuito

Se presentan a continuación las consideraciones para obtener las corrientes de

cortocircuito que impone el procedimiento de la DO para estos fines, junto a las barras

del SIC que son contempladas en el cálculo.

3.1.1 Procedimiento DO

Las consideraciones asociadas al procedimiento de la DO que se aplican al estudio son

las siguientes:

i. Escenarios del Sistema Interconectado:

a. Se consideran todos los generadores en servicio.

b. Se consideran todas las líneas de transmisión, energizadas en ambos extremos.

c. La topología considera todos los enmallamientos posibles.

ii. Tipos de falla a considerar:

a. Cortocircuitos trifásicos.

b. Cortocircuitos bifásicos aislados de tierra.

c. Cortocircuitos bifásicos a tierra

d. Cortocircuitos monofásicos a tierra.

iii. Corrientes de cortocircuito de interés:

a. Corriente de cortocircuito simétrica inicial ( ) [ .

b. Corriente de cortocircuito pico ( ) [A].

c. Componente DC de la corriente de cortocircuito ( ) [A].

d. Corriente de cortocircuito simétrica de interrupción ( ) [ . e. Corriente de cortocircuito de régimen ( ) [ . f. Corriente de cortocircuito térmica equivalente ( ) [ . g. Componente de corriente continua porcentual ( ) [%].

h. Corriente asimétrica de interrupción ( ) [ .

iv. Consideraciones particulares de la norma:

a. Se utiliza un factor de sobretensión de 1,1.

b. Se utiliza un tiempo de despeje de fallas de 2 ciclos (40 [mseg])

c. Se utiliza una duración de cortocircuito de 1 [s].

d. Se consideran las reactancias subtransitorias saturadas para máquinas

síncronas.

e. Se consideran las reactancias de rotor bloqueado para máquinas asíncronas.

v. Consideraciones para el aporte de PE Taltal y PFV Lalackama:

a. Se considera el aporte máximo posible de las centrales aludidas, considerando

un 120% de su potencia aparente nominal.



18





3.2 Resultados del estudio de cortocircuito caso sin central

En esta sección se presentan los resultados de cortocircuitos trifásico, bifásico aislado de

tierra, bifásico a tierra y monofásico a tierra para las barras mencionadas en la sección

anterior, en las condiciones previas a la entrada en operación del PE Taltal y PFV

Lalackama.

Los resultados se presentan de la siguiente manera:

Corriente simétrica inicial de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.1

Corriente asimétrica de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.2

Corriente de cortocircuito de corta duración: se presenta en la

Tabla 3.3

Corriente de cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3.4

Componente continua de la corriente de cortocircuito: se presenta en la Tabla

3.5

Componente continua porcentual : se presenta en la Tabla 3.6.

Además, en cada una de las tablas se incluye una columna con el valor máximo de

cortocircuito obtenido en cada barra.

Tabla 3.1: Niveles de cortocircuito simétrico máximos en barras.

Barra Ik´´ 3F Ik´´ 2F Ik´´ 2FT Ik´´ 1FT Ik´´

Paposo 220 kV 4.64 3.72 5.42 5.45 5.45

Tap Off PE Taltal 220 kV 4.09 3.32 4.17 4.17 4.17

Tap Off PFV Lalackama 220 kV 4.09 3.32 4.26 4.33 4.33

Diego de Almagro 220 kV 5.71 4.62 5.92 5.90 5.92

Carrera Pinto 220 kV 5.17 4.26 5.04 4.73 5.17

San Andrés 220 kV 6.44 5.30 5.91 5.26 6.44

Cardones 220 kV 9.26 7.54 10.29 10.15 10.29

Maitencillo 220 kV 11.24 9.47 11.48 11.56 11.56

Punta Colorada 220 kV 6.48 5.49 5.95 4.75 6.48

Pad de Azucar 220 kV 6.16 5.15 6.73 6.57 6.73

Las Palmas 220 kV 6.83 5.60 6.63 6.16 6.83

Los Vilos 220 kV 9.54 8.03 8.90 7.47 9.54

Los Nogales 220 kV 30.16 26.14 27.83 21.45 30.16

Quillota 220 kV 37.77 32.71 37.06 34.48 37.77


Paposo 15 kV B1 57.87 44.20 58.85 56.63 58.85

Paposo 15 kV B2 60.30 46.27 60.65 58.44 60.65

Lalackama 33 kV 8.68 7.36 7.36 0.00 8.68

Taltal 33 kV 8.69 7.37 7.37 0.00 8.69

ICC SIMÉTRICA INICIAL SIN LAS CENTRALES (Ik´´ en [kA] rms)



19





Tabla 3.2. Niveles de cortocircuito asimétrico máximos en barras.

Tabla 3.3. Niveles de cortocircuito peak máximos en barras.

Barra Iasim 3F Iasim 2F Iasim 2FT Iasim 1FT Iasim

Paposo 220 kV 4.64 4.30 6.27 6.27 6.27




Carrera Pinto 220 kV 5.17 4.31 5.10 4.79 5.17

San Andrés 220 kV 6.44 5.38 6.00 5.34 6.44

Cardones 220 kV 9.26 7.87 10.73 10.59 10.73

Maitencillo 220 kV 11.24 10.12 12.28 12.36 12.36


Pad de Azucar 220 kV 6.16 5.18 6.77 6.61 6.77

Las Palmas 220 kV 6.83 5.65 6.68 6.21 6.83

Los Vilos 220 kV 9.54 8.12 9.00 7.55 9.54

Los Nogales 220 kV 30.16 28.21 30.04 23.15 30.16

Quillota 220 kV 37.77 37.49 42.48 39.52 42.48


Paposo 15 kV B1 57.87 55.46 73.85 71.23 73.85

Paposo 15 kV B2 60.30 57.80 75.76 73.21 75.76

Lalackama 33 kV 8.68 9.62 9.62 0.00 9.62

Taltal 33 kV 8.69 8.19 8.19 0.00 8.69

ICC ASIMÉTRICO SIN LAS CENTRALES (Iasim´´ en [kA] rms)

Barra ip 3F ip 2F ip 2FT ip 1FT ipPaposo 220 kV 11.91 9.52 13.90 13.93 13.93




Carrera Pinto 220 kV 11.73 9.66 11.42 10.72 11.73

San Andrés 220 kV 14.71 12.11 13.49 12.01 14.71

Cardones 220 kV 22.21 18.09 24.67 24.33 24.67

Maitencillo 220 kV 27.58 23.23 28.18 28.37 28.37


Pad de Azucar 220 kV 13.54 11.32 14.79 14.45 14.79

Las Palmas 220 kV 15.18 12.45 14.73 13.69 15.18

Los Vilos 220 kV 21.48 18.09 20.05 16.82 21.48

Los Nogales 220 kV 74.54 64.60 68.79 53.01 74.54

Quillota 220 kV 96.44 83.52 94.64 88.05 96.44


Paposo 15 kV B1 152.61 116.54 155.18 149.42 155.18

Paposo 15 kV B2 158.77 121.83 159.69 154.02 159.69

Lalackama 33 kV 23.16 19.63 19.63 0.00 23.16

Taltal 33 kV 21.88 18.54 18.54 0.00 21.88

ICC CORTA DURACIÓN SIN LAS CENTRALES (ip en [kA])



20





Tabla 3.4 Niveles de cortocircuito térmicos máximos en barras.

Tabla 3.5 Niveles de cortocircuitos máximos de la componente continúa.

Barra ith 3F ith 2F ith 2FT ith 1FT ithPaposo 220 kV 4.76 3.80 5.55 5.57 5.57




Carrera Pinto 220 kV 5.22 4.30 5.09 4.78 5.22

San Andrés 220 kV 6.50 5.36 5.97 5.32 6.50

Cardones 220 kV 9.39 7.64 10.43 10.29 10.43

Maitencillo 220 kV 11.42 9.62 11.67 11.75 11.75


Pad de Azucar 220 kV 6.21 5.19 6.78 6.63 6.78

Las Palmas 220 kV 6.89 5.65 6.69 6.22 6.89

Los Vilos 220 kV 9.63 8.11 8.99 7.54 9.63

Los Nogales 220 kV 30.67 26.58 28.31 21.81 30.67

Quillota 220 kV 38.63 33.45 37.91 35.27 38.63


Paposo 15 kV B1 59.83 45.69 60.84 58.56 60.84

Paposo 15 kV B2 62.29 47.80 62.65 60.40 62.65

Lalackama 33 kV 9.03 7.66 7.66 0.00 9.03

Taltal 33 kV 8.86 7.51 7.51 0.00 8.86

ICC TÉRMICO SIN LAS CENTRALES (Ith en [kA] rms)

Barra idc 3F idc 2F idc 2FT idc 1FT idc

Paposo 220 kV 0.46 2.16 3.15 3.10 3.15




Carrera Pinto 220 kV 0.01 0.69 0.82 0.75 0.82

San Andrés 220 kV 0.02 0.93 1.03 0.91 1.03

Cardones 220 kV 0.13 2.25 3.07 3.01 3.07

Maitencillo 220 kV 0.33 3.58 4.35 4.36 4.36


Pad de Azucar 220 kV 0.00 0.57 0.75 0.73 0.75

Las Palmas 220 kV 0.01 0.71 0.84 0.78 0.84

Los Vilos 220 kV 0.01 1.20 1.33 1.11 1.33

Los Nogales 220 kV 0.37 10.63 11.32 8.72 11.32

Quillota 220 kV 2.29 18.32 20.76 19.31 20.76


Paposo 15 kV B1 14.23 33.51 44.62 43.21 44.62

Paposo 15 kV B2 14.17 34.64 45.41 44.09 45.41

Lalackama 33 kV 2.87 6.19 6.19 0.00 6.19

Taltal 33 kV 0.56 3.59 3.59 0.00 3.59

ICC COMPONENTE CONTINUA SIN LAS CENTRALES (Idc en [kA])



21





Tabla 3.6 Componente continua porcentual.

Barra kdc 3F kdc 2F kdc 2FT kdc 1FT kdc

Paposo 220 kV 7.35 41.08 41.08 40.26 41.08




Carrera Pinto 220 kV 0.16 11.46 11.46 11.26 11.46

San Andrés 220 kV 0.20 12.39 12.39 12.25 12.39

Cardones 220 kV 1.01 21.13 21.13 21.00 21.13

Maitencillo 220 kV 2.12 26.76 26.76 26.69 26.76


Pad de Azucar 220 kV 0.04 7.88 7.88 7.87 7.88

Las Palmas 220 kV 0.07 8.98 8.98 8.98 8.98

Los Vilos 220 kV 0.11 10.53 10.53 10.53 10.53

Los Nogales 220 kV 0.88 28.75 28.75 28.75 28.75

Quillota 220 kV 4.40 39.61 39.61 39.61 39.61


Paposo 15 kV B1 20.80 53.62 53.62 53.96 53.96

Paposo 15 kV B2 19.65 52.95 52.95 53.35 53.35

Lalackama 33 kV 23.36 59.44 59.44 55.96 59.44

Taltal 33 kV 4.53 34.45 34.45 0.00 34.45

COMPONENTE CONTINUA PORCENTUAL SIN LAS CENTRALES (Kdc en [%])



22





3.3 Resultados del estudio de cortocircuito caso con central

En esta sección se presentan los resultados de cortocircuitos trifásico, bifásico aislado de

tierra, bifásico a tierra y monofásico a tierra para las barras mencionadas en la sección

anterior, tras la entrada en operación del PE Taltal y PFV Lalackama.


Corriente simétrica inicial de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.1

Corriente asimétrica de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.2

Corriente de cortocircuito de corta duración: se presenta en la

Tabla 3.3

Corriente de cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3.4

Componente continua de la corriente de cortocircuito: se presenta en la Tabla

3.5

Componente continua porcentual : se presenta en la Tabla 3.6.

Además, en cada una de las tablas se incluye una columna con el valor máximo de

cortocircuito obtenido en cada barra.

Tabla 3.7: Niveles de cortocircuito simétrico máximos en barras.


Paposo 220 kV 5.00 3.84 5.73 5.45 5.73




Carrera Pinto 220 kV 5.22 4.27 5.06 4.73 5.22

San Andrés 220 kV 6.46 5.31 5.92 5.26 6.46

Cardones 220 kV 9.28 7.55 10.30 10.15 10.30

Maitencillo 220 kV 11.24 9.47 11.49 11.56 11.56


Pad de Azucar 220 kV 6.16 5.15 6.73 6.57 6.73

Las Palmas 220 kV 6.83 5.60 6.63 6.16 6.83

Los Vilos 220 kV 9.54 8.03 8.90 7.47 9.54

Los Nogales 220 kV 30.16 26.14 27.83 21.45 30.16

Quillota 220 kV 37.77 32.71 37.06 34.48 37.77


Paposo 15 kV B1 58.79 44.50 59.47 56.63 59.47

Paposo 15 kV B2 61.57 46.69 61.49 58.44 61.57

Lalackama 33 kV 9.78 7.79 7.79 0.00 9.78

Taltal 33 kV 10.81 8.15 8.15 0.00 10.81

ICC SIMÉTRICA INICIAL CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (Ik´´ en [kA] rms)



23





Tabla 3.8. Niveles de cortocircuito asimétrico máximos en barras.

Tabla 3.9. Niveles de cortocircuito peak máximos en barras.


Paposo 220 kV 5.00 4.42 6.59 6.27 6.59




Carrera Pinto 220 kV 5.22 4.33 5.13 4.79 5.22

San Andrés 220 kV 6.46 5.39 6.01 5.34 6.46

Cardones 220 kV 9.28 7.87 10.74 10.59 10.74

Maitencillo 220 kV 11.24 10.12 12.28 12.36 12.36


Pad de Azucar 220 kV 6.16 5.18 6.77 6.61 6.77

Las Palmas 220 kV 6.83 5.65 6.68 6.21 6.83

Los Vilos 220 kV 9.54 8.12 9.00 7.55 9.54

Los Nogales 220 kV 30.16 28.21 30.04 23.15 30.16

Quillota 220 kV 37.77 37.49 42.48 39.52 42.48


Paposo 15 kV B1 58.79 55.98 74.80 71.23 74.80

Paposo 15 kV B2 61.57 58.49 77.02 73.21 77.02

Lalackama 33 kV 9.78 9.93 9.93 0.00 9.93

Taltal 33 kV 10.81 9.00 9.00 0.00 10.81

ICC ASIMÉTRICO CON CENTRAL (Iasim´´ en [kA] rms)

Barra ip 3F ip 2F ip 2FT ip 1FT ipPaposo 220 kV 12.79 9.82 14.65 13.93 14.65




Carrera Pinto 220 kV 11.82 9.68 11.47 10.72 11.82

San Andrés 220 kV 14.75 12.12 13.51 12.01 14.75

Cardones 220 kV 22.25 18.09 24.69 24.33 24.69

Maitencillo 220 kV 27.59 23.23 28.19 28.37 28.37


Pad de Azucar 220 kV 13.54 11.32 14.79 14.45 14.79

Las Palmas 220 kV 15.18 12.45 14.73 13.69 15.18

Los Vilos 220 kV 21.48 18.09 20.05 16.82 21.48

Los Nogales 220 kV 74.54 64.60 68.79 53.01 74.54

Quillota 220 kV 96.44 83.52 94.64 88.05 96.44


Paposo 15 kV B1 155.12 117.41 156.91 149.42 156.91

Paposo 15 kV B2 162.26 123.06 162.04 154.02 162.26

Lalackama 33 kV 25.90 20.63 20.63 0.00 25.90

Taltal 33 kV 27.12 20.43 20.43 0.00 27.12

ICC CORTA DURACIÓN CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (ip en [kA])



24





Tabla 3.10 Niveles de cortocircuito térmicos máximos en barras.

Tabla 3.11 Niveles de cortocircuitos máximos de la componente continúa.

Barra ith 3F ith 2F ith 2FT ith 1FT ithPaposo 220 kV 5.12 3.93 5.86 5.57 5.86




Carrera Pinto 220 kV 5.27 4.32 5.11 4.78 5.27

San Andrés 220 kV 6.53 5.37 5.98 5.32 6.53

Cardones 220 kV 9.41 7.65 10.44 10.29 10.44

Maitencillo 220 kV 11.43 9.62 11.67 11.75 11.75


Pad de Azucar 220 kV 6.21 5.19 6.78 6.63 6.78

Las Palmas 220 kV 6.89 5.65 6.69 6.22 6.89

Los Vilos 220 kV 9.63 8.11 8.99 7.54 9.63

Los Nogales 220 kV 30.67 26.58 28.31 21.81 30.67

Quillota 220 kV 38.63 33.45 37.91 35.27 38.63


Paposo 15 kV B1 60.79 46.02 61.50 58.56 61.50

Paposo 15 kV B2 63.63 48.26 63.55 60.40 63.63

Lalackama 33 kV 10.13 8.07 8.07 0.00 10.13

Taltal 33 kV 11.02 8.31 8.31 0.00 11.02

ICC TÉRMICO CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (Ith en [kA] rms)


Paposo 220 kV 0.47 2.19 3.26 3.10 3.26




Carrera Pinto 220 kV 0.01 0.68 0.81 0.75 0.81

San Andrés 220 kV 0.02 0.92 1.03 0.91 1.03

Cardones 220 kV 0.13 2.24 3.06 3.01 3.06

Maitencillo 220 kV 0.32 3.57 4.34 4.36 4.36


Pad de Azucar 220 kV 0.00 0.57 0.75 0.73 0.75

Las Palmas 220 kV 0.01 0.71 0.84 0.78 0.84

Los Vilos 220 kV 0.01 1.20 1.33 1.11 1.33

Los Nogales 220 kV 0.37 10.63 11.32 8.72 11.32

Quillota 220 kV 2.29 18.32 20.76 19.31 20.76


Paposo 15 kV B1 14.74 33.96 45.38 43.21 45.38

Paposo 15 kV B2 14.86 35.23 46.39 44.09 46.39

Lalackama 33 kV 2.70 6.16 6.16 0.00 6.16

Taltal 33 kV 0.63 3.83 3.83 0.00 3.83

ICC COMPONENTE CONTINUA CON PE TALTAL Y PFV LALACKAMA (Idc en [kA])



25





Tabla 3.12 Componente continua porcentual.

Barra kdc 3F kdc 2F kdc 2FT kdc 1FT kdc

Paposo 220 kV 6.95 40.26 40.26 40.26 40.26




Carrera Pinto 220 kV 0.15 11.26 11.26 11.26 11.26

San Andrés 220 kV 0.20 12.25 12.25 12.25 12.25

Cardones 220 kV 0.99 21.00 21.00 21.00 21.00

Maitencillo 220 kV 2.10 26.69 26.69 26.69 26.69


Pad de Azucar 220 kV 0.04 7.87 7.87 7.87 7.87

Las Palmas 220 kV 0.07 8.98 8.98 8.98 8.98

Los Vilos 220 kV 0.11 10.53 10.53 10.53 10.53

Los Nogales 220 kV 0.88 28.75 28.75 28.75 28.75

Quillota 220 kV 4.40 39.61 39.61 39.61 39.61


Paposo 15 kV B1 21.15 53.96 53.96 53.96 53.96

Paposo 15 kV B2 20.10 53.35 53.35 53.35 53.35

Lalackama 33 kV 19.53 55.96 55.96 55.96 55.96

Taltal 33 kV 4.09 33.22 33.22 0.00 33.22

COMPONENTE CONTINUA PORCENTUAL (Kdc en [%])



26





3.4 Variación porcentual

En esta sección se exponen las diferencias porcentuales de los niveles de cortocircuitos

trifásico, bifásico aislado de tierra, bifásico a tierra y monofásico a tierra entre los casos

con y sin la entrada del PE Taltal y el PFV Lalackama.


Diferencia corriente simétrica inicial de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.13

Diferencia corriente asimétrica de cortocircuito: se presenta en la Tabla 3.14

Diferencia corriente de cortocircuito de corta duración: se presenta en la

Tabla 3.3Tabla 3.15

Diferencia corriente de cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3.16

Diferencia componente continua de la corriente de cortocircuito: se presenta en

la Tabla 3.17

Además, en cada una de las tablas se incluye una columna con la máxima diferencia

encontrada entre los tipos de cortocircuito.

Tabla 3.13: Diferencia niveles de cortocircuito simétrico máximos en barras.


Paposo 220 kV 7.6% 3.4% 5.6% 0.0% 7.6%

Tap Off PE Taltal 220 kV 8.6% 3.8% 5.6% 0.0% 8.6%

Tap Off PFV Lalackama 220 kV 7.3% 3.3% 4.9% 0.0% 7.3%

Diego de Almagro 220 kV 2.6% 1.2% 1.8% 0.0% 2.6%

Carrera Pinto 220 kV 0.9% 0.4% 0.6% 0.0% 0.9%

San Andrés 220 kV 0.4% 0.2% 0.2% 0.0% 0.4%

Cardones 220 kV 0.2% 0.1% 0.1% 0.0% 0.2%

Maitencillo 220 kV 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1%

Punta Colorada 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Pad de Azucar 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%


Paposo 15 kV B1 1.6% 0.7% 1.1% 0.0% 1.6%

Paposo 15 kV B2 2.1% 0.9% 1.4% 0.0% 2.1%

Lalackama 33 kV 12.6% 5.8% 5.8% 0.0% 12.6%

Taltal 33 kV 24.4% 10.6% 10.6% 0.0% 24.4%

ICC SIMÉTRICA INICIAL DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)



27





Tabla 3.14. Diferencia niveles de cortocircuito asimétrico máximos en barras.

Tabla 3.15. Diferencia niveles de cortocircuito peak máximos en barras.


Paposo 220 kV 7.6% 2.9% 5.1% 0.0% 7.6%




Carrera Pinto 220 kV 0.9% 0.4% 0.5% 0.0% 0.9%

San Andrés 220 kV 0.4% 0.2% 0.2% 0.0% 0.4%

Cardones 220 kV 0.2% 0.0% 0.1% 0.0% 0.2%

Maitencillo 220 kV 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1%


Pad de Azucar 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%


Paposo 15 kV B1 1.6% 0.9% 1.3% 0.0% 1.6%

Paposo 15 kV B2 2.1% 1.2% 1.7% 0.0% 2.1%

Lalackama 33 kV 12.6% 3.3% 3.3% 0.0% 12.6%

Taltal 33 kV 24.4% 9.9% 9.9% 0.0% 24.4%

ICC ASIMÉTRICO DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)

Barra ip 3F ip 2F ip 2FT ip 1FT ipPaposo 220 kV 7.4% 3.2% 5.4% 0.0% 7.4%




Carrera Pinto 220 kV 0.7% 0.3% 0.4% 0.0% 0.7%

San Andrés 220 kV 0.3% 0.1% 0.2% 0.0% 0.3%

Cardones 220 kV 0.1% 0.0% 0.1% 0.0% 0.1%

Maitencillo 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%


Pad de Azucar 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%


Paposo 15 kV B1 1.6% 0.8% 1.1% 0.0% 1.6%

Paposo 15 kV B2 2.2% 1.0% 1.5% 0.0% 2.2%

Lalackama 33 kV 11.9% 5.1% 5.1% 0.0% 11.9%

Taltal 33 kV 24.0% 10.2% 10.2% 0.0% 24.0%

ICC CORTA DURACIÓN DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)



28





Tabla 3.16 Diferencia niveles de cortocircuito térmicos máximos en barras.

Tabla 3.17 Diferencia niveles de cortocircuitos máximos de la componente continúa.

Barra ith 3F ith 2F ith 2FT ith 1FT ithPaposo 220 kV 7.6% 3.3% 5.6% 0.0% 7.6%




Carrera Pinto 220 kV 0.9% 0.4% 0.5% 0.0% 0.9%

San Andrés 220 kV 0.4% 0.2% 0.2% 0.0% 0.4%

Cardones 220 kV 0.2% 0.1% 0.1% 0.0% 0.2%

Maitencillo 220 kV 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1%


Pad de Azucar 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%


Paposo 15 kV B1 1.6% 0.7% 1.1% 0.0% 1.6%

Paposo 15 kV B2 2.2% 1.0% 1.4% 0.0% 2.2%

Lalackama 33 kV 12.2% 5.4% 5.4% 0.0% 12.2%

Taltal 33 kV 24.3% 10.6% 10.6% 0.0% 24.3%

ICC TÉRMICO DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)


Paposo 220 kV 2.2% 1.3% 3.5% 0.0% 3.5%



Diego de Almagro 220 kV -1.4% -0.4% 0.1% 0.0% 0.1%

Carrera Pinto 220 kV -4.3% -1.3% -1.2% 0.0% 0.0%

San Andrés 220 kV -2.7% -0.9% -0.9% 0.0% 0.0%

Cardones 220 kV -1.9% -0.5% -0.5% 0.0% 0.0%

Maitencillo 220 kV -0.9% -0.2% -0.2% 0.0% 0.0%

Punta Colorada 220 kV 0.0% -0.1% -0.1% 0.0% 0.0%

Pad de Azucar 220 kV -2.9% -0.1% -0.1% 0.0% 0.0%

Las Palmas 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Vilos 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Los Nogales 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Quillota 220 kV 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%


Paposo 15 kV B1 3.6% 1.3% 1.7% 0.0% 3.6%

Paposo 15 kV B2 4.9% 1.7% 2.2% 0.0% 4.9%

Lalackama 33 kV -5.9% -0.4% -0.4% 0.0% 0.0%

Taltal 33 kV 12.4% 6.7% 6.7% 0.0% 12.4%

ICC COMPONENTE CONTINUA DIFERENCIA CASO CON Y SIN CENTRAL (%)



29





4 Verificación de capacidad de ruptura

A partir de los niveles de cortocircuito máximos calculados y de los datos de diseño de

los equipos, se verifica la capacidad de ruptura de los interruptores existentes,

emplazados en los paños de 220 kV de las subestaciones Paposo, Diego de Almagro,

Carrera Pinto y Cardones, y de los interruptores proyectados, asociados a los proyectos

PE Taltal y PFV Lalackama.

En caso de identificarse algún interruptor que se vea sobrepasado en su capacidad

ante el nivel máximo de cortocircuito calculado, se dimensionará el equipo necesario

para su reemplazo.

4.1 Consideraciones para verificación de capacidad de ruptura

El cálculo de niveles de cortocircuito se ejecuta sobre las barras del sistema en estudio y

no sobre cada tramo particular que se conecta a dicha barra, de manera que se

obtienen solicitaciones que en muchos casos son superiores a los valores reales que se

obtendrán para cada interruptor.

Los niveles de cortocircuito en barra calculados se comparan primeramente con las

mínimas capacidades de ruptura de los equipos conectados a cada barra. De esta

manera, si el cortocircuito máximo no excede dicha capacidad de ruptura, ningún

equipo se verá sobrepasado en su capacidad de ruptura.

En caso que una corriente máxima de cortocircuito calculada según lo ya indicado

exceda la capacidad de ruptura del interruptor asociado a una barra, se procede a

realizar una revisión de las corrientes sobre todos los interruptores asociados a esa barra,

considerando las solicitaciones específicas sobre estos. Para esto se aplica la revisión de

las cuatro condiciones de conexión del interruptor presentadas en la Figura 4.1.

Figura 4.1: Condiciones de aplicación de falla sobre interruptores

F

Icc Barra

Icc Línea

Icc Barra – Icc Línea

F

Icc Line Out

F

Icc Open End

F



30





La corriente máxima que debe soportar el interruptor en cuestión corresponde a:

{ ( ) }

Finalmente, los valores de capacidad de ruptura simétrica, asimétrica y de corta

duración se obtienen a partir de los datos de placa de los interruptores respectivos. De

no contar con los datos de ruptura asimétrica y de corta duración o peak, éstos se

obtienen a partir del cálculo propuesto por la norma IEC 60909-0 (2001), los cuales se

detallan a continuación:

i. Capacidades asimétricas: para cada barra se utiliza la capacidad simétrica

multiplicada por un factor constante, de acuerdo a la siguiente relación3:

ii. Capacidades de corriente de peak: para cada barra se utiliza la capacidad

simétrica multiplicada por un factor constante, de acuerdo a la siguiente relación4:

4.2 Capacidad de ruptura

Las capacidades de ruptura para los interruptores instalados en las subestaciones 220 kV

Cardones, Diego de Almagro, Carrera Pinto, Paposo, Tap off y subestación elevadora

220/33 kV Taltal Eólica y Tap off y subestación elevadora 220/33 kV Lalackama, se

presentan en la Tabla 4.1, cuyos datos fueron obtenidos en la información pública

disponible en la página web del CDEC-SIC.

Tabla 4.1: Mínimas capacidades de ruptura en las subestaciones.

CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO

Nombre S/E Paño Capacidad de ruptura [kA]

Capacidad de ruptura asim

[kA]

Capacidad de Cierre en Cortocircuito

[kA]

S/E Tap-Off Lalackama J01 50.00 54.00 80.00

S/E Tap-Off Taltal JL1 40.00 43.20 80.00

S/E Elevadora Lalackama

JT1 40.00 43.20 80.00

BT1 40.00 43.20 100.00

Alim. De 33 kV 40.00 43.20 100.00

S/E Elevadora Taltal

JT1 40.00 43.20 80.00

BT1 40.00 43.20 100.00

Alim. De 33 kV 40.00 43.20 100.00

S/E Cardones J5 40.00 43.20 100.00

J6 50.00 54.00 125.00

3 El factor de amplificación de 1,08 se obtiene de considerar el tiempo mínimo de separación de contactos de

40 ms definido en el procedimiento DO y lo indicado en la sección 4.101 Rated short-circuit breaking current de

la norma IEC 60056 High-voltage alternating-current circuit-breakers.

4 El factor de amplificación de 2,5 se obtiene de considerar lo indicado en la sección 4.103 Rated short-circuit

making current de la norma IEC 60056 High-voltage alternating-current circuit-breakers.



31








[kA]


[kA]

CT1 12.00 12.96 28.80

H3 40.00 43.20 100.00

H2 40.00 43.20 80.00

JT1 40.00 43.20 100.00

HT1 40.00 43.20 100.00

H4 40.00 43.20 100.00

J3 40.00 43.20 100.00

HT2 40.00 43.20 100.00

JT2 40.00 43.20 100.00

J4 40.00 43.20 100.00

CE1 33.00 35.64 66.00

JS 40.00 43.20 100.00

CE2 33.00 35.64 66.00

S/E Carrera Pinto J1 40.00 43.20 80.00

J2 40.00 43.20 80.00

S/E Diego de Almagro

HS 32.00 34.56 64.00

HT1 32.00 34.56 64.00

J3 40.00 43.20 100.00

CE3 33.00 35.64 66.00

H5 32.00 34.56 64.00

CT3 12.00 12.96 24.00

E1 19.00 20.52 38.00

CE1 33.00 35.64 66.00

H3 32.00 34.56 64.00

HR 32.00 34.56 64.00

J1 40.00 43.20 80.00

JT3 32.00 34.56 64.00

CE4 33.00 35.64 66.00

CE2 33.00 35.64 66.00

HT2 32.00 34.56 64.00

H1 32.00 34.56 64.00

ET5 19.00 20.52 38.00

E2 19.00 20.52 38.00

H2 32.00 34.56 64.00

JZ1 40.00 43.20 100.00

CT3-2 12.00 12.96 24.00

HT3 32.00 34.56 64.00

E3 19.00 20.52 38.00



32








[kA]


[kA]

J4 40.00 43.20 80.00

S/E Maitencillo

J2 40.00 43.20 100.00

J8 50.00 54.00 125.00

H3 28.20 30.46 56.00

CE4 33.00 35.64 66.00

CT2 12.00 12.96 24.00

JT3 40.00 43.20 100.00

H4 28.20 30.46 56.00

CE3 33.00 35.64 66.00

J1 40.00 43.20 100.00

H1 28.20 30.46 56.00

HS 22.00 23.76 63.00

J4 40.00 43.20 100.00

JR 50.00 54.00 100.00

HT2 31.00 33.48 63.00

HR 28.00 30.24 56.00

J3 50.00 54.00 100.00

JT2 50.00 54.00 100.00

JS 50.00 54.00 100.00

H5 28.00 30.24 56.00

H2 28.00 30.24 56.00

J7 31.50 34.02 63.00

S/E Paposo

J1 40.00 43.20 80.00

JS 40.00 43.20 100.00

J2 40.00 43.20 100.00

4.3 Verificación de capacidad de ruptura de interruptores

4.3.1 Comparación con niveles de cortocircuito en barras

Se comparan primeramente las capacidades de ruptura de los equipos con las

corrientes máximas de cortocircuito de la barra a la que están conectados.

En la Tabla 4.2 se presentan los niveles máximos de cortocircuito, junto a las respectivas

capacidades de ruptura mínimas asociadas a cada barra. En caso que no se cumpla

que la capacidad de ruptura es mayor que el nivel máximo de cortocircuito, se deberá

hacer un análisis adicional, de modo de analizar las contribuciones efectivas sobre los

interruptores conectados a la barra en cuestión.



33





Tabla 4.2: Cuadro comparativo entre capacidades de ruptura mínima por barra y corriente

máxima de cortocircuito.

CUMPLIMIENTO CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO

Nombre S/E Paño Ik´´ [kA rms]

Ik´´ rupt

[kA rms] Iasim

[kA rms] Iasim

rupt

[kA rms] ip

[kA peak] ip

rupt

[kA peak]

¿Cumple capacidad

de ruptura?

S/E Tap-Off Lalackama

J01 4.47 50.00 4.92 54.00 11.26 80.00 SÍ

S/E Tap-Off Taltal JL1 5.73 40.00 4.99 43.20 11.21 80.00 SÍ

S/E Elevadora Lalackama

JT1 5.73 40.00 4.99 43.20 11.26 80.00 SÍ

BT1 5.73 40.00 4.99 43.20 11.26 100.00 SÍ

Alim. De 33 kV 5.73 40.00 9.93 43.20 25.90 100.00 SÍ

S/E Elevadora Taltal

JT1 5.73 40.00 4.92 43.20 11.21 80.00 SÍ

BT1 5.73 40.00 4.92 43.20 11.21 100.00 SÍ

Alim. De 33 kV 5.73 40.00 10.81 43.20 27.12 100.00 SÍ

S/E Cardones

J5 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ

J6 10.30 50.00 10.74 54.00 24.69 125.00 SÍ

CT1 10.30 12.00 10.74 12.96 24.69 28.80 SÍ

H3 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ

H2 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 80.00 SÍ

JT1 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 80.00 SÍ

HT1 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ

H4 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ

J3 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ

HT2 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ

JT2 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ

J4 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ

CE1 10.30 33.00 10.74 35.64 24.69 66.00 SÍ

JS 10.30 40.00 10.74 43.20 24.69 100.00 SÍ

CE2 10.30 33.00 10.74 35.64 24.69 66.00 SÍ

S/E Carrera Pinto J1 5.22 40.00 5.22 43.20 11.82 80.00 SÍ

J2 5.22 40.00 5.22 43.20 11.82 80.00 SÍ

S/E Diego de Almagro

HS 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ

HT1 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ

J3 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ

CE3 6.03 33.00 6.43 35.64 14.76 66.00 SÍ

H5 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ



34







Ik´´ rupt

[kA rms] Iasim

[kA rms] Iasim

rupt

[kA rms] ip

[kA peak] ip

rupt

[kA peak]

¿Cumple capacidad

de ruptura?

CT3 6.03 12.00 6.43 12.96 14.76 24.00 SÍ

E1 6.03 19.00 6.43 20.52 14.76 38.00 SÍ

CE1 6.03 33.00 6.43 35.64 14.76 66.00 SÍ

H3 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ

HR 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ

J1 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 80.00 SÍ

JT3 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ

CE4 6.03 33.00 6.43 35.64 14.76 66.00 SÍ

CE2 6.03 33.00 6.43 35.64 14.76 66.00 SÍ

HT2 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ

H1 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ

ET5 6.03 19.00 6.43 20.52 14.76 38.00 SÍ

E2 6.03 19.00 6.43 20.52 14.76 38.00 SÍ

H2 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 80.00 SÍ

JZ1 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ

CT3-2 6.03 12.00 6.43 12.96 14.76 24.00 SÍ

HT3 6.03 32.00 6.43 34.56 14.76 64.00 SÍ

E3 6.03 19.00 6.43 20.52 14.76 38.00 SÍ

J4 6.03 40.00 6.43 43.20 14.76 100.00 SÍ

S/E Maitencillo

J2 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 80.00 SÍ

J8 11.56 50.00 12.36 54.00 28.37 125.00 SÍ

H3 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ

CE4 11.56 33.00 12.36 35.64 28.37 66.00 SÍ

CT2 11.56 12.00 12.36 12.96 28.37 24.00 SÍ

JT3 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ

H4 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ

CE3 11.56 33.00 12.36 35.64 28.37 66.00 SÍ

J1 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 80.00 SÍ

H1 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ

HS 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ

J4 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ

JR 11.56 50.00 12.36 54.00 28.37 100.00 SÍ

HT2 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ

HR 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ

J3 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ

JT2 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ

JS 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 100.00 SÍ



35







Ik´´ rupt

[kA rms] Iasim

[kA rms] Iasim

rupt

[kA rms] ip

[kA peak] ip

rupt

[kA peak]

¿Cumple capacidad

de ruptura?

H5 11.56 32.00 12.36 34.56 28.37 64.00 SÍ

H2 11.56 40.00 12.36 43.20 28.37 80.00 SÍ

J7 11.56 31.50 12.36 34.02 28.37 63.00 SÍ

S/E Paposo

J1 5.73 40.00 6.59 43.20 14.65 80.00 SÍ

JS 5.73 40.00 6.59 43.20 14.65 100.00 SÍ

J2 5.73 40.00 6.59 43.20 14.65 80.00 SÍ

Al comparar los niveles de cortocircuito simétrico, asimétrico y de corta duración con las

capacidades de ruptura de los interruptores en las subestaciones estudiadas, se puede

observar que todos los equipos instalados la zona aledaña al parque eólico deberán

abrir corrientes de cortocircuito máximas inferiores a sus respectivas capacidades de

ruptura, y en consecuencia son aptos para despejar fallas luego de la conexión de los

proyectos.



36





5 Conclusiones

De los resultados de la verificación de capacidad de ruptura se concluye que no es

necesario modificar los interruptores analizados en las subestaciones adyacentes a los

proyectos PE Taltal y PFV Lalackama, ya que los niveles máximos de cortocircuito en

ningún caso logran superar las mínimas capacidades de ruptura de dichos interruptores.

En resumen, el aumento en los niveles de cortocircuito del sistema producto de la

conexión de los proyectos evaluados no implica el reemplazo de los equipos de

maniobra existentes ni tampoco obras adicionales en el sistema de transmisión. La

instalación que se ve más influenciada con la entrada de los proyectos es la S/E Paposo,

la cual sufre un aumento porcentual máximo de 7.6% en sus niveles de cortocircuito.

Por otra parte, cabe destacar que la contribución de las corrientes de cortocircuito del

PE Taltal y del PFV Lalackama, en sus respectivos puntos de conexión con la línea

Paposo – Diego de Almagro 2x200 kV, son 267 A y 138 A respectivamente. La duración

de dichos aportes de cortocircuitos son del orden de los milisegundos, concluyéndose

que la incorporación de los proyectos no afectará a la operación de los

transformadores de corriente ni a los esquemas diferenciales de barra de las SS/EE

Paposo y Diego de Almagro, como tampoco la efectividad en cuanto a la protección

brindada por las mallas de puestas a tierra de dichas subestaciones.



Estudios de Conexión Proyecto Fotovoltaico …...Parque Eólico Monte Redondo 48 MW SE Los Vilos...

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