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CDEC-SIC Febrero de 2012

Dirección de Operación

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Respuesta a Observaciones de los Coordinados a la versión preliminar del Estudio de Verificación de Coordinación de las Protecciones del SIC 2011

Respuesta a las Observaciones de la empresa AES Gener I.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Ventanas, paño transformador 220/110 kV, lado 110 kV:

• Se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en la línea 2x220 kV Ventanas - Nogales, cercanas a S/E

Ventanas, la protección de sobrecorriente de fases de 110 kV en S/E Ventanas, paño transformador 220/110 kV 300 MVA, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Ventanas, paño Nogales C1 (C2).

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 51 en S/E Ventanas, paño transformador 220/110 kV 300 MVA en 110 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 1600 [A], con un retardo dado por una curva muy inversa y un lever de 0,6. • Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 2x220 kV Ventanas -

Nogales, cercanas a S/E Ventanas, la protección de sobrecorriente residual de 110 kV en S/E Ventanas, paño transformador 220/110 kV 300 MVA, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Ventanas, paño Nogales C1 (C2).

A su vez, se sugiere analizar el ajuste de la protección 67N en S/E Ventanas, paño transformador 220/110 kV 300 MVA en 110 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 5000 [A], con un retardo de 0,2 segundos. I.b) Respuesta de la empresa AES Gener: - Respecto al tiempo de despeje indicado (0,4 s) desde S/E Nogales para una falla ubicada cerca de S/E

Ventanas. Se debe tener presente que la protección de distancia de la línea Ventanas - Nogales 220 KV tiene habilitada la TELEPROTECCION POTT, por lo tanto, toda falla ocurrida en cualquier punto de la línea será vista por las protecciones de distancia en Zona 1, desde ambos extremos de la línea (se produce una aceleración de Zona 2 en el extremo opuesto y transferencia de desenganche 85A). Entonces, la protección diferencial de línea 87L y las protecciones de distancia despejarán en forma instantánea para cualquier falla que se produzca entre S/E Ventanas 220 kV y S/E Nogales 220 kV.

- Con respecto al tiempo de actuación desde S/E Nogales la misma observación que el punto anterior. Además, de acuerdo al estudio “INTERCONEXION 110/220 KV EN S/E VENTANAS: Coordinación de Protecciones” del archivo anexo, en 2011 se modificaron los ajustes de la protección 67/67N, lado 110 KV en el relé ABB RET 670. Por lo tanto, para las mismas fallas simuladas en este punto, resulta un tiempo de operación mayor a 1,2 segundos mejorando el paso de coordinación.

I.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa AES Gener, mencionamos lo siguiente: • Considerando los ajustes actualizados de la protección de sobrecorriente de fases de 110 kV en S/E

Ventanas, paño transformador 220/110 kV 300 MVA, no se observan problemas de coordinación de protecciones con la protección de S/E Ventanas, paño Nogales C1 (C2), frente a fallas trifásicas ocurridas en la línea 2x220 kV Ventanas - Nogales, cercanas a S/E Ventanas.



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• El tiempo de paso de 0,2 segundos es insuficiente para la coordinación de dos protecciones en cascada, el cual, para el caso de fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 2x220 kV Ventanas - Nogales, cercanas a S/E Ventanas, la protección operada en S/E Ventanas opera en tiempo instantáneo habiendo o no disponibilidad de la protección 87L y de la teleprotección.

• En el documento pdf “Interconexión 110 - 220 kV en S/E Ventanas: Coordinación de Protecciones de

fecha 14 de Enero de 2011, anexado a la respuesta de esta empresa, se muestra en sus páginas 113 y 114 que la protección 67N de este paño quedó con los siguientes ajustes:

Step 1: - Carácterística1: IEC Inversa - IN1>: 10 %IB (= 200 [A], para IBase = 2000) - k1: 0,9 Step 2: - Carácterística2: IEC Def. Time - IN2>: 250 %IB (= 5000 [A], para IBase = 2000) - t2: 0,010 s

En la página 112 de este documento pdf se muestra la característica de la protección 67N asociada al paño transformador 220/110 kV 300 MVA en 110 kV de S/E Ventanas en color rojo, confirmando que su elemento de tiempo definido está ajustado en 5000 [A], con un retardo de 0,2 segundos.

Por lo anterior, esta Dirección manifiesta que se mantiene vigente el problema detectado, relacionado con los tiempos de paso reducidos entre la protección de sobrecorriente residual de 110 kV en S/E Ventanas, paño transformador 220/110 kV 300 MVA, y la protección de S/E Ventanas, paño Nogales C1 (C2), frente a fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 2x220 kV Ventanas - Nogales, cercanas a S/E Ventanas.



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II.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Ventanas, paño transformador 220/110 kV, lado 220 kV:

• Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Ventanas -

GNL Quintero, cercanas a S/E Ventanas, la protección de sobrecorriente residual de 220 kV en S/E Ventanas, paño transformador 220/110 kV 300 MVA, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Ventanas, paño GNL Quintero.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 67N en S/E Ventanas, paño transformador 220/110 kV 300 MVA en 220 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 2400 [A], con un retardo de 0,1 segundos. II.b) Respuesta de la empresa AES Gener: - Se está revisando el criterio de ajustes para mejorar la coordinación y selectividad de las protecciones

involucradas. Como acción inmediata y considerando la corta longitud de la línea Ventanas‐GNLQ y la tecnología de las protecciones, se propone alargar el alcance de la Zona 1 hasta el 100 % de la longitud de la línea y bajar el tiempo de operación de la Zona 2 de 0,3 a 0,15 segundos.

II.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: Para la revisión efectuada a las observaciones de la empresa AES Gener, en el gráfico perteneciente a la página 112 del documento pdf “Interconexión 110 - 220 kV en S/E Ventanas: Coordinación de Protecciones de fecha 14 de Enero de 2011, anexado a la respuesta de esta empresa, se visualiza en color verde que el elemento de tiempo definido de esta protección 67N efectivamente está ajustado en 2400 [A], con un retardo de 0,1 segundos. Por lo anterior, esta Dirección manifiesta que la acción anteriormente planteada por esta empresa no da solución a este problema, manteniendo el paso de coordinación reducido de 0,1 segundos entre la protección de distancia de S/E Ventanas, paño GNL Quintero, y la protección 67N del paño transformador 220/110 kV 300 MVA en 220 kV de S/E Ventanas para este tipo de fallas ocurridas cerca de S/E Ventanas. III.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Las Vegas, paños Cerro Navia 110 kV:

• Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Loma Los

Colorados - Punta Peuco, cercanas a S/E Punta Peuco, la protección de distancia en S/E Las Vegas, paño Cerro Navia C2 (C1), opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 21N en S/E Las Vegas, paño Cerro Navia C2 (C1), la que de acuerdo con los antecedentes disponibles posee ajustada su primera zona con un alcance de Z = 17,5 [Ω-primarios], sin retardo.



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III.b) Respuesta de la empresa AES Gener: - Se revisaron y verificaron correctos los ajustes y selectividad de las protecciones de distancia de la

línea 110 kV Las Vegas - Cerro Navia en las SS/EE Las Vegas y Cerro Navia para fallas en la línea 110 kV Punta Peuco - Loma Los Colorados. De acuerdo al estudio realizado por la empresa argentina Estudios Eléctricos e ingresado al CDEC por KDM Energía S.A. (Proyecto EE 2010 059‐ ‐ ; Informe Técnico EE ES 2011 088‐ ‐ ‐ ). En dicha oportunidad los ajustes existentes fueron modificados y se acortó el alcance de la Zona 1, según lo recomendado en el mencionado informe.

III.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa AES Gener, y considerando los ajustes actualizados de la protección de distancia en S/E Las Vegas, paño Cerro Navia C2 (C1), no se observan problemas de coordinación de protecciones ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Loma Los Colorados - Punta Peuco, cercanas a S/E Punta Peuco. IV.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Cerro Navia, paños Las Vegas 110 kV:

• Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Loma Los

Colorados - Punta Peuco, cercanas a S/E Punta Peuco, la protección de distancia en S/E Cerro Navia, paño Las Vegas C2 (C1), opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 21N en S/E Cerro Navia, paño Las Vegas C2 (C1), la que de acuerdo con los antecedentes disponibles posee ajustada su primera zona con un alcance de Z = 23,875 [Ω-primarios], sin retardo. IV.b) Respuesta de la empresa AES Gener: - Se revisaron y verificaron correctos los ajustes y selectividad de las protecciones de distancia de la

línea 110 kV Las Vegas - Cerro Navia en las SS/EE Las Vegas y Cerro Navia para fallas en la línea 110 kV Punta Peuco - Loma Los Colorados. De acuerdo al estudio realizado por la empresa argentina Estudios Eléctricos e ingresado al CDEC por KDM Energía S.A. (Proyecto EE 2010 059‐ ‐ ; Informe Técnico EE ES 2011 088‐ ‐ ‐ ). En dicha oportunidad los ajustes existentes fueron modificados y se acortó el alcance de la Zona 1, según lo recomendado en el mencionado informe.



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IV.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa AES Gener, y considerando los ajustes actualizados de la protección de distancia en S/E Cerro Navia, paño Las Vegas C2 (C1), no se observan problemas de coordinación de protecciones ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Loma Los Colorados - Punta Peuco, cercanas a S/E Punta Peuco. Respuesta a las Observaciones de la empresa Chilquinta Energía I.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Alto Melipilla, paño Leyda 110 kV:

• Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra ocurridas en la línea 1x110 kV Leyda - San Antonio,

cercanas a S/E Leyda, la protección de sobrecorriente residual en S/E Alto Melipilla, paño Leyda, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Leyda, paño San Antonio.

• Se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Leyda - San Antonio, en todo su

trazado, la protección de sobrecorriente residual en S/E Alto Melipilla, paño Leyda, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Leyda, paño San Antonio.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 67N en S/E Alto Melipilla, paño Leyda, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 1560 [A], con un retardo de 0,06 segundos. I.b) Respuesta de la empresa Chilquinta Energía: - Al respecto, mediante carta SGPO-2011/246 de fecha 5 de Agosto 2011, enviada al CDEC-SIC, que

incluyó el estudio de protecciones para la nueva topología de doble circuito de la línea 2x110 kV Leyda - San Antonio, los problemas de selectividad y paso de coordinación indicados quedan solucionados.

- En cuanto a lo anterior, los nuevos ajustes de protecciones asociados a la nueva configuración para la

línea 2x110 kV Leyda - San Antonio, se implementarán una vez que se encuentre operativo el Esquema de Desprendimiento Automático de Cargas por Contingencias Específicas (EDACxCE) en la subestación Alto Melipilla.



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I.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa Chilquinta Energía, se destaca que los ajustes propuestos para incorporar en este paño, derivados del proyecto de puesta en servicio del nuevo paño San Antonio de S/E Alto Melipilla, solucionarán este problema de coordinación de protecciones. Por lo tanto, a la fecha de emisión de la versión final de este estudio, el problema de coordinación de protecciones anterior permanecerá vigente hasta que se efectúen dichas modificaciones de ajustes. Respuesta a las Observaciones de la empresa Hidrolircay I.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Lircay, paño Mariposas 66 kV:

• Se detectó que ante fallas trifásicas, bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x66 kV

Mariposas - Lircay, cercanas a S/E Mariposas, la protección de distancia en S/E Lircay, paño Mariposas, opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo respecto de las protecciones de 66 kV del equipamiento de S/E Mariposas, detectando la falla en primera zona.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 21/21N en S/E Lircay, paño Mariposas, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles posee ajustada su primera zona con un alcance de Z = 7,3 [Ω-primarios], sin retardo. I.b) Respuesta de la empresa Hidrolircay: - Revisando el valor de reactancia y resistencia desde las tablas de operación de relés elaborada por

CDEC-SIC, se aprecia que el valor de reactancia (X) medido por el relé, es mayor que el alcance de reactancia ajustado en la protección de distancia del relé Siemens 7SA6105 ubicado en la S/E Lircay paño Mariposas.

- Considerando los ajustes efectivamente cargados en la protección 21/21N que se incluyen en el anexo

1 de su carta para las fallas donde se presenta discrepancia, la protección de distancia debería operar en la 2da zona y en forma selectiva.

I.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa Hidrolircay, mencionamos lo siguiente: • Aún considerando los ajustes actualizados de la protección de distancia en S/E Lircay, paño Mariposas,

se detectó que ante fallas trifásicas, bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en instalaciones de 66 kV de S/E Mariposas, esta protección posee tiempos de paso reducidos respecto de las protecciones en 66 kV del equipamiento de S/E Mariposas.

Luego, se solicita reestudiar el ajuste de la protección 21/21N en S/E Lircay, paño Mariposas, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles, posee ajustada su segunda zona con un alcance de Z = 5,79 +j5,22 [Ω-primarios], con un retardo de 0,1 segundos.



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Respuesta a las Observaciones de la empresa Termoeléctrica Los Espinos I.a) Respuesta de la empresa Termoeléctrica Los Espinos: - En el Informe se consideran las protecciones 51 y 51N de la línea Los Espinos - Los Vilos 220 kV,

hacemos presente que esta línea posee además las protecciones diferenciales de línea y de distancia. I.b) Pronunciamiento CDEC-SIC: Se acoge la observación anterior, considerando para esta instalación protecciones diferenciales de línea. Además, de acuerdo con la información técnica de protecciones emitida con ocasión de la puesta en servicio de central Los Espinos, también se consideraron para el extremo Los Vilos protecciones de distancia y de sobrecorriente de fases y residual, y para el extremo Los Espinos protecciones de sobrecorriente de fases y residual. Respuesta a las Observaciones de la empresa PetroPower Energía I.a) Respuesta de la empresa PetroPower Energía: - Se observa que en el punto “XII. REVISIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LOS PROBLEMAS DE

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DETECTADOS EN LA VERSIÓN FINAL DEL EVCP 2009” no se ha considerado el estudio de coordinación de protecciones realizado por central PetroPower que fue solicitado mediante la carta D.O. 0418/2010 y se envió al CDEC-SIC, con atención a Eduardo Ricke (quien confirmó recepción) el 26 de mayo de 2011.

I.b) Pronunciamiento CDEC-SIC: De acuerdo con la información de ajustes de protecciones actualizados de S/E PetroPower, incorporados en el documento “Estudio de Coordinación de Protecciones del Sistema PetroPower, Informe final, Enero 2010” remitido a esta Dirección por la empresa PetroPower Energía a través de un correo electrónico de fecha 26 de Mayo de 2010, en respuesta a nuestra carta D.O. N°0418/2010 de fecha 24 de Mayo de 2010, se consideraron esos ajustes declarados por esta empresa para los análisis presentados en este estudio para analizar cortocircuitos del tipo trifásico, bifásico a tierra y monofásico en el entorno a esta S/E, según se observa en el capítulo X de la versión preliminar de este EVCP 2011. No obstante, en aquella oportunidad, luego de la revisión del documento pdf señalado en el párrafo anterior, donde PetroPower Energía propuso modificaciones de ajustes en instalaciones de central PetroPower, esta Dirección envío a esta empresa observaciones a su estudio mediante carta D.O. N°0595/2010 de fecha 22 de Julio de 2010, la cual hasta la fecha no ha sido respondida. Respuesta a las Observaciones de la empresa Eléctrica Punta Colorada I.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Punta Colorada, paño central Punta Colorada TG 11 kV:

• Se detectó que ante fallas trifásicas y bifásicas a tierra ocurridas en las siguientes instalaciones:



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- Línea 4x220 kV Guacolda - Maitencillo, en todo su trazado, - Línea 2x220 kV Maitencillo - Punta Colorada, en todo su trazado, - Línea 2x220 kV Punta Colorada - Pan de Azúcar, en todo su trazado, - Línea 2x220 kV Pan de Azúcar - Las Palmas, cercanas a S/E Pan de Azúcar;

la protección de sobrecorriente de fases de 11 kV en S/E Punta Colorada, paño central Punta Colorada TG, opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo. Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 50 en S/E Punta Colorada, paño central Punta Colorada TG en 11 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 2407 [A], sin retardo. I.b) Respuesta de la empresa Eléctrica Punta Colorada: - Se acepta la sugerencia de analizar el ajuste de la protección 50 en S/E Punta Colorada, paño central

Punta Colorada TG 11 kV. - Los plazos que hemos estimado para el estudio es al 30/03/2012 y la implementación es al

16/04/2012. I.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: Al respecto, la empresa Eléctrica Punta Colorada en respuesta a este problema detectado en la versión preliminar de este estudio, señala que analizará el ajuste de esta protección estimando como plazo el día 30/03/2012 para elaborar el estudio respectivo y el día 16/04/2012 para su implementación. Por lo tanto, a la fecha de emisión de la versión final de este estudio, el problema de coordinación de protecciones anterior permanecerá vigente hasta que se efectúen las respectivas modificaciones de ajustes. Respuesta a las Observaciones de la empresa STS I.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Osorno, paños Barro Blanco 66 kV:

• Se detectó que ante fallas trifásicas y bifásicas a tierra ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco -

Osorno, cercanas a S/E Barro Blanco, la protección de sobrecorriente de fases en S/E Osorno, paño Barro Blanco, correspondiente al circuito paralelo, posee un tiempo de paso reducido respecto de la protección operada en S/E Barro Blanco, paño Osorno.

• Se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco - Osorno, cercanas a

S/E Osorno, la protección de sobrecorriente de fases en S/E Osorno, paño Barro Blanco, correspondiente al circuito paralelo, opera de modo no selectivo respecto de la protección operada en S/E Barro Blanco, paño Osorno.

• Se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en la línea 1x66 kV Barro Blanco - Capullo, cercanas a

S/E Barro Blanco, las protecciones de sobrecorriente de fases en S/E Osorno, paños Barro Blanco, poseen un tiempo de paso reducido respecto de la protección operada en S/E Barro Blanco, paño Capullo.



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• Se detectó que ante fallas trifásicas y bifásicas a tierra ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco - Purranque, cercanas a S/E Barro Blanco, las protecciones de sobrecorriente de fases en S/E Osorno, paños Barro Blanco, poseen un tiempo de paso reducido respecto de la protección operada en S/E Barro Blanco, paño Purranque C1 (C2).

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 67 en S/E Osorno, paño Barro Blanco C1 (C2), la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 672 [A], con un retardo de 0,2 segundos. I.b) Respuesta de la empresa STS: - Respecto de las fallas ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco - Osorno, los tiempos de paso

reducido de 0,2 segundos son aceptados por STS debido a la dificultad para obtener tiempos de paso mayores. Además, para fallas ocurridas al 95% de esta línea, el tiempo de operación de la protección de sobrecorriente del extremo Osorno es instantáneo. Se sugiere verificar los 0,07 segundos indicados en el EVCP-2011.

- Respecto de las fallas ocurridas en la línea 1x66 kV Barro Blanco - Capullo, los tiempos de paso

reducido de 0,2 segundos detectados en las protecciones de sobrecorriente de fases en S/E Osorno, paños Barro Blanco C1 y C2, respecto de la protección operada en S/E Barro Blanco, paño Capullo, para fallas trifásicas que ocurran al 5% de la línea, son aceptados por STS debido a la dificultad para obtener tiempos de paso mayores.

- En general, para el sistema de subtransmisión conectado a S/E Barro Blanco, cabe señalar que STS se

encuentra desarrollando un proyecto que modificará esta S/E y que por lo tanto se realizarán nuevos estudios de coordinación de protecciones para esta S/E y su entorno eléctrico.

I.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En relación con la observación de STS de verificar el tiempo de operación de 0,07 segundos de parte de la protección 67 asociada a los paños Barro Blanco C1 o C2 de S/E Osorno, frente a fallas trifásicas, bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco - Osorno, al 95% de S/E Osorno, podemos señalar que este tiempo se atribuye a los ajustes informados por esta empresa para estas protecciones, los cuales corresponden a los siguientes: Paños B5 y B6 (Barro Blanco 66 kV, S/E Osorno) Relés KCEG140 PF1 CT Ratio = 60:1 PF1 VT Ratio = 600:1 PF1 Charact. = VI30XDT PF1 I> = 399 A PF1 t>/TMS = 0,05 PF1 I>> = 672 A PF1 t>> = 200 ms PF1 I>>> = 1695 A PF1 t>>> = 100 ms Luego, considerando los resultados de las simulaciones mostradas en las tablas XI.b.2.1, XI.b.2.2 y XI.b.2.3 de la versión final del EVCP 2011, donde se alcanzan corrientes de fases de 4,24 [A], 4,29 [A] y 4,17 [A], respectivamente, los tiempos de operación de las protecciones 67 de estos paños corresponden a 0,07 segundos obtenidos del elemento de tiempo inverso, sin que se obtengan tiempos de operación instantáneos y sin conocer que estos paños posean protecciones de distancia que incluyan despejes en tiempos menores.



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S/E Barro Blanco, paños Osorno 66 kV:

• Se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco - Osorno, cercanas

a S/E Barro Blanco, la protección de sobrecorriente residual en S/E Barro Blanco, paño Osorno, correspondiente al circuito paralelo, posee un tiempo de paso reducido respecto de la protección operada en S/E Osorno, paño Barro Blanco.

• Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco -

Osorno, cercanas a S/E Osorno, la protección de sobrecorriente residual en S/E Barro Blanco, paño Osorno, correspondiente al circuito paralelo, posee un tiempo de paso reducido respecto de la protección operada en S/E Osorno, paño Barro Blanco.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 67N en S/E Barro Blanco, paño Osorno C1 (C2), la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 2430 [A], con un retardo de 0,2 segundos. II.b) Respuesta de la empresa STS: - Respecto de las fallas ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco - Osorno, los tiempos de paso

reducido de 0,2 segundos son aceptados por STS debido a la dificultad para obtener tiempos de paso mayores.

- En general, para el sistema de subtransmisión conectado a S/E Barro Blanco, cabe señalar que STS se

encuentra desarrollando un proyecto que modificará esta S/E y que por lo tanto se realizarán nuevos estudios de coordinación de protecciones para esta S/E y su entorno eléctrico.

II.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: Igual al punto anterior, la empresa STS en respuesta al problema detectado en la versión preliminar de este estudio, señala que los tiempos de paso de 0,2 segundos que, si bien esta Dirección considera insuficientes, son aceptados por esta empresa debido a la dificultad para obtener tiempos de paso mayores. Respuesta a las Observaciones de la empresa Transelec I.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Diego de Almagro, paño transformador Nº3 220/110 kV, lado 110 kV:


Diego de Almagro - El Salado, cercanas a S/E Diego de Almagro, la protección de sobrecorriente de fases de 110 kV en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°3, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Diego de Almagro, paño El Salado.

• Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra ocurridas en la línea 1x110 kV Diego de Almagro - Las

Luces, cercanas a S/E Diego de Almagro, la protección de sobrecorriente de fases de 110 kV en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°3, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Diego de Almagro, paño Las Luces.



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Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 51 en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°3 en 110 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 720 [A], con un retardo dado por una curva moderadamente inversa y un lever de 0,43. • Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Diego de

Almagro - El Salado, cercanas a S/E El Salado, la protección de sobrecorriente residual de 110 kV en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°3, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Diego de Almagro, paño El Salado.

• Se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Diego de Almagro - Las Luces,

cercanas a S/E Las Luces, la protección de sobrecorriente residual de 110 kV en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°3, opera de modo no selectivo respecto de la protección en S/E Diego de Almagro, paño Las Luces.

A su vez, se sugiere analizar el ajuste de la protección 51N en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°3 en 110 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 25 [A], con un retardo dado por una curva moderadamente inversa y un lever de 1,7. I.b) Respuesta de la empresa Transelec: Respecto de las protecciones de sobrecorriente de fases: - En el EVCP se indica que los paños HT3 y HT4 de S/E Diego de Almagro, asociados a los

autotransformadores 220/110kV de 120 MVA de esta subestación, poseen protecciones 51 cuando esto no es correcto.

- El relé GE T60 que protege a ambos equipos, posee ajustada sólo una protección 51 y que opera para

las corrientes provenientes de los TT/CC del paño JT3 (razón 300/5), paño común a estos equipos, y cuyos ajustes fueron indicados en el EAP 37/2010 con ocasión del cambio de autotransformador N° 4 de uno de 90 MVA por otro de 120 MVA. Mencionados ajustes son:

Ajustes ambos autotransformadores en operación (GRUPO 1):

Ajustes un autotransformador en operación (GRUPO 2):

- En la base de datos DigSILENT utilizada en el EVCP se identificó que la curva “IEEE Mod Inv”

modelada es incorrecta.



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Respecto de las protecciones de sobrecorriente residual: - Se han modelado protecciones 51N para los paños HT3 y HT4 de S/E Diego de Almagro cuando en

realidad los autotransformadores están protegidos con protecciones 51G, razón por la cual la corriente 3I0 que se indica en el EVCP no es la corriente con la que operan estas protecciones (con las corrientes 3I0 por los paños), ya que operan para la corriente 3I0 que circula por el neutro del autotransformador. Adicionalmente, se han modelado protecciones GE T60, con ajuste y curva que se indican no corresponden con los de los relés GE IFC51 que en realidad existen. Los ajustes son:

I.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa Transelec, y considerando los ajustes actualizados de las protecciones de sobrecorriente de fases en 220 kV y residual en 110 kV de S/E Diego de Almagro, paño transformadores 220/110 kV 120 MVA N°3 y N°4, no se observan problemas de coordinación de estas protecciones ante fallas ocurridas en las líneas 1x110 kV Diego de Almagro - El Salado y Diego de Almagro - Las Luces.



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S/E Diego de Almagro, paño transformador Nº4 220/110 kV, lado 110 kV:


Diego de Almagro - El Salado, cercanas a S/E Diego de Almagro, la protección de sobrecorriente de fases de 110 kV en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°4, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Diego de Almagro, paño El Salado.

• Se detectó que ante fallas trifásicas y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Diego de Almagro -

Las Luces, cercanas a S/E Diego de Almagro, la protección de sobrecorriente de fases de 110 kV en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°4, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Diego de Almagro, paño Las Luces.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 51 en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°4 en 110 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 720 [A], con un retardo dado por una curva moderadamente inversa y un lever de 0,33. • Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Diego de

Almagro - El Salado, cercanas a S/E El Salado, la protección de sobrecorriente residual de 110 kV en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°4, posee tiempos de paso reducidos respecto de la protección operada en S/E Diego de Almagro, paño El Salado.

• Se detectó que ante fallas monofásicas ocurridas en la línea 1x110 kV Diego de Almagro - Las Luces,

cercanas a S/E Las Luces, la protección de sobrecorriente residual de 110 kV en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°4, opera de modo no selectivo respecto de la protección en S/E Diego de Almagro, paño Las Luces.

A su vez, se sugiere analizar el ajuste de la protección 51N en S/E Diego de Almagro, paño transformador 220/110 kV 120 MVA N°4 en 110 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 25,2 [A], con un retardo dado por una curva moderadamente inversa y un lever de 1,7. II.b) Respuesta de la empresa Transelec: Ídem al punto I.b) anterior. II.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: Ídem al punto I.c) anterior. III.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Valdivia, paño Cautín 220 kV:


Charrúa - Cautín, cercanas a S/E Cautín, la protección de distancia en S/E Valdivia, paño Cautín, opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.



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Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 21/21N en S/E Valdivia, paño Cautín, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles posee ajustada su primera zona con un alcance de X = 49,25 [Ω-primarios], sin retardo. III.b) Respuesta de la empresa Transelec: - Respecto de los ajustes actuales de la zona 1 de las protecciones en la línea 220 kV Cautín - Valdivia,

estos tienen un alcance del 80% del largo de dicha línea con despeje instantáneo para fallas dentro de ese rango, lo que concuerda con la filosofía de protecciones de Transelec para el ajuste de esta zona.

- La causa de las descoordinaciones en EVCP 2011 sería el modelamiento erróneo en el largo de esta línea:

Línea 220 kV Cautín - Valdivia en bases DigSilent CDEC-SIC, específicamente: • Largo real: 149.9 km • Largo en base CDEC-SIC : 69.4 km (correspondiente a solo 1 tramo)

III.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa Transelec, considerando los ajustes de las protecciones de distancia en S/E Valdivia, paño Cautín, y el modelamiento de la línea 220 kV Cautín - Valdivia, no se observan problemas de coordinación de estas protecciones ante fallas ocurridas en la línea 2x220 kV Charrúa - Cautín. IV.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Puerto Montt, paño Barro Blanco-Valdivia 220 kV:

• Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco -

Osorno, cercanas a S/E Barro Blanco, la protección de distancia en S/E Puerto Montt, paño Barro Blanco-Valdivia, opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 21/21N en S/E Puerto Montt, paño Barro Blanco-Valdivia, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles posee ajustada su primera zona con un alcance de X = 68,35 [Ω-primarios] en el sistema 1 y de X = 67,5 [Ω-primarios] en el sistema 2, ambos sin retardo. IV.b) Respuesta de la empresa Transelec: - Respecto de los ajustes actuales de la zona 1 de las protecciones en la línea 220 kV Valdivia - Puerto

Montt 1, estos tienen un alcance del 80% del largo de dicha línea con despeje instantáneo para fallas dentro de ese rango, lo que concuerda con la filosofía de protecciones de Transelec para el ajuste de esta zona.

- La causa de las descoordinaciones en EVCP 2011 sería el modelamiento erróneo en el largo de esta línea:

Línea 220 kV Barro Blanco - Valdivia de la línea 220 kV Valdivia - Puerto Montt 1 en bases DigSilent CDEC-SIC,

• Largo real PMO-BBLA: 106 km • Largo en base CDEC-SIC PMO-BBLA : 1.63 km (correspondiente a solo 1 tramo)



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IV.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa Transelec, considerando los ajustes de las protecciones de distancia en S/E Puerto Montt, paño Barro Blanco-Valdivia, y el modelamiento de la línea 220 kV Valdivia - Puerto Montt, no se observan problemas de coordinación de estas protecciones ante fallas ocurridas en la línea 2x66 kV Barro Blanco - Osorno. Respuesta a las Observaciones de la empresa Transnet I.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Teno, paño transformador Nº2 154/13.2 kV, lado 154 kV:

• Se detectó que ante fallas trifásicas y bifásicas a tierra ocurridas en la línea 1x154 kV Empalme Teno -

Teno, en todo su trazado, la protección de sobrecorriente de fases en S/E Cementos Bío Bío, paño Teno 13.8 kV, opera en respaldo de la protección de sobrecorriente de 154 kV en S/E Teno, paño transformador 154/13.2 kV 33 MVA N°2.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 51 en S/E Teno, paño transformador 154/13.2 kV 33 MVA N°2 en 154 kV, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 144 [A], con un retardo dado por una curva muy inversa y un lever de 5. I.b) Respuesta de la empresa Transnet: - Esta situación es conocida desde la entrada en servicio de la central Cementos Bío Bío, donde se desea

que, de acuerdo con lo informado en el respectivo estudio de protecciones elaborado en ocasión de su entrada en operación, frente a fallas ocurridas en instalaciones de 154 kV de S/E Teno la contribución de corriente proveniente desde esta central sea despejada por las protecciones de sobrecorriente asociadas al paño Cementos Bío Bío de S/E Teno (paño C5). De esta forma, se evita que las protecciones en S/E Teno, paño transformador 154/13.2 kV 33 MVA N°2 en 154 kV, no operen antes que aquellas asociadas al paño C5 de esta S/E, para no quedar en isla los consumos conectados a este transformador con los aportes de esta central.

I.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa Transnet, y considerando los ajustes de las protecciones en S/E Teno, paño Cementos Bío Bío, no se observan problemas de coordinación entre las protecciones en S/E Cementos Bío Bío, paño Teno 13.8 kV, con las protecciones en S/E Teno, paño transformador 154/13.2 kV 33 MVA N°2 en 154 kV, ante fallas ocurridas en la línea 1x154 kV Empalme Teno - Teno.



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S/E Empalme Teno, paño Teno 154 kV:


Empalme Teno - Teno, cercanas a S/E Teno, la protección de sobrecorriente de fases en S/E Empalme Teno, paño Teno, opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo respecto de las protecciones de 154 kV del equipamiento de S/E Teno.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 50 en S/E Empalme Teno, paño Teno, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 1600 [A], sin retardo. • Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x154 kV Empalme

Teno - Teno, cercanas a S/E Teno, la protección de sobrecorriente residual en S/E Empalme Teno, paño Teno, opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo respecto de las protecciones de 154 kV del equipamiento de S/E Teno.

A su vez, se sugiere analizar el ajuste de la protección 50N en S/E Empalme Teno, paño Teno, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 1800 [A], sin retardo. II.b) Respuesta de la empresa Transnet: - No se trata de una descoordinación. Las protecciones 51/51N en S/E Empalme Teno, paño Teno, no

están en cascada con las protecciones de 154 kV de S/E Teno para fallas en la línea 154 kV Empalme Teno - Teno. Como hay generación en Teno 66 kV y Teno 13.8 kV, es deseable que el extremo Empalme Teno despeje fallas en la línea 154 kV Empalme Teno - Teno rápidamente.

- La línea Empalme Teno - Teno no tiene interruptor ni protecciones en el extremo Teno, por lo tanto en tal caso en S/E Teno despejan la falla las protecciones de los paños que tienen aporte.

- Si se aumentan los tiempos de operación o los pick up de estas protecciones 50/50N se estaría

aumentando los problemas actuales de coordinación que presentan las protecciones aguas arriba (Tinguiririca 154 kV).

II.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa Transnet, y considerando los ajustes de las protecciones en S/E Empalme Teno, paño Teno, la ausencia de interruptor de poder en el extremo de S/E Teno en esta línea permite que frente a fallas ocurridas en instalaciones de 154 kV de S/E Teno la contribución de corriente proveniente desde S/E Empalme Teno sea despejada rápidamente desde esta S/E. No obstante, el actual ajuste de la protección 50 en S/E Empalme Teno, paño Teno, no coordina con las protecciones de sobrecorriente asociadas a los interruptores de poder de los transformadores 66/13,2 kV frente a fallas ocurridas aguas abajo, donde estas protecciones sí se encuentran en cascada. En efecto, se obtuvo lo siguiente: • Se detectó que ante fallas trifásicas, bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en instalaciones de 13,2

kV de S/E Teno, la protección de sobrecorriente de fases en S/E Empalme Teno, paño Teno, opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo respecto de las protecciones de 13,2 kV del equipamiento de S/E Teno.



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De todas formas, se sugiere reestudiar el ajuste de la protección 50 en S/E Empalme Teno, paño Teno, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 1600 [A], sin retardo, de manera de corregir los actuales problemas de selectividad de esta protección. III.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Constitución, paño San Javier 66 kV:

• Se detectó que ante fallas trifásicas y bifásicas a tierra ocurridas en la línea 1x66 kV Maule - Lircay,

cercanas a S/E Maule, la protección de distancia en S/E Constitución, paño San Javier, opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.


Maule - Talca, en todo su trazado, la protección de distancia en S/E Constitución, paño San Javier, opera de modo no selectivo en tiempo instantáneo detectando la falla en primera zona.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 21/21N en S/E Constitución, paño San Javier, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles posee ajustada su primera zona con un alcance de Z = 58,875 [Ω-primarios], sin retardo. • Se detectó que ante fallas trifásicas y bifásicas a tierra ocurridas en la línea 1x154 kV Itahue - Parral,

cercanas a S/E Itahue, la protección de distancia en S/E Constitución, paño San Javier, opera de modo no selectivo en segunda zona respecto de la protección de distancia de 154 kV operada en S/E Linares, paño transformador 154/66 kV 60 MVA.

A su vez, se sugiere analizar el ajuste de la protección 21/21N en S/E Constitución, paño San Javier, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles posee ajustada su segunda zona con un alcance de Z = 78,975 [Ω-primarios], con un retardo de 0,4 segundos. III.b) Respuesta de la empresa Transnet: - Las simulaciones de Transnet indican que tales fallas están muy alejadas de la zona 1 del paño B1 de

S/E Constitución, y por lo tanto no opera en esta zona. Hay diferencias con el alcance de la zona 1 de este paño, siendo el ajuste real de 31,46 [Ω-primarios] en lugar de 58,875 [Ω-primarios].

- Se verificaron los ajustes de este paño y estos son correctos, siendo en problema la modelación del

TTPP cuya razón correcta corresponde a 69000/√3/120, equivalente a 331,98:1. III.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa Transnet, y considerando los ajustes de las protecciones en S/E Constitución, paño San Javier, no se observan problemas de coordinación de estas protecciones ante fallas ocurridas en las líneas 1x66 kV Maule - Lircay, 2x66 kV Maule - Talca y 1x154 kV Itahue - Parral.



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IV.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E El Manco, paño Coronel 66 kV:


Lagunillas - Bocamina - Coronel, en todo su trazado, la protección de sobrecorriente de fases en S/E El Manco, paño Coronel, opera de modo no selectivo respecto de la protección de sobrecorriente de fases de 66 kV en S/E Coronel, paño transformador 154/66 kV N°6.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 51 en S/E El Manco, paño Coronel, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 300 [A], con un retardo dado por una curva moderadamente inversa y un lever de 1,85. IV.b) Respuesta de la empresa Transnet: - Los ajustes utilizados en el EVCP 2011, para las protecciones de los paños Coronel de S/E El Manco y

transformador 154/66 kV N°6 en 66 kV de S/E Coronel presentan diferencias respecto de los que actualmente se encuentran en servicio:

IV.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: En la revisión efectuada a las observaciones de la empresa Transnet, y considerando los ajustes de las protecciones en las SS/EE El Manco y Coronel, paños Coronel y transformador 154/66 kV N°6 en 66 kV, respectivamente, no se observan problemas de coordinación de estas protecciones ante fallas ocurridas en la línea 1x154 kV Lagunillas - Bocamina - Coronel. V.a) Problema detectado en el EVCP 2011, versión preliminar:

S/E Escuadrón, paño Arenas Blancas 66 kV:

• Se detectó que ante fallas bifásicas a tierra y monofásicas ocurridas en la línea 1x154 kV Lagunillas -

Bocamina - Coronel, en todo su trazado, la protección de sobrecorriente residual en S/E Escuadrón, paño Arenas Blancas, opera de modo no selectivo respecto de la protección de sobrecorriente residual de 66 kV en S/E Coronel, paño transformador 154/66 kV N°4.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 51N en S/E Escuadrón, paño Arenas Blancas, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles se encuentra ajustada en 60 [A], con un retardo dado por una curva muy inversa y un lever de 5. • Se detectó que ante fallas trifásicas ocurridas en la línea 1x154 kV Lagunillas - Bocamina - Coronel,

cercanas a S/E Coronel, la protección de distancia en S/E Escuadrón, paño Arenas Blancas, opera de modo no selectivo respecto de la protección de sobrecorriente de fases de 66 kV en S/E Coronel, paño transformador 154/66 kV N°4.

Luego, se sugiere analizar el ajuste de la protección 21/21N en S/E Escuadrón, paño Arenas Blancas, la que de acuerdo con los antecedentes disponibles posee ajustada su tercera zona con un alcance de Z = 11,3 [Ω-primarios], con un retardo de 1 segundo.



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V.b) Respuesta de la empresa Transnet: - De los ajustes utilizados en el EVCP 2011, se puede observar que lo indicado en este estudio es

correcto, sin embargo, cabe notar que Transnet envío a la DO un estudio de coordinación de protecciones de la zona, que se encuentra en proceso de revisión de parte de la DO.

V.c) Pronunciamiento CDEC-SIC: De acuerdo con lo señalado por la empresa Transnet en sus observaciones, efectivamente a la fecha se encuentra en revisión de parte de la DO un estudio de ajuste de protecciones de la zona Coronel - Horcones - Lebu, en el cual se proyectan modificaciones de ajustes en protecciones del entorno que permitan afrontar esta falta de selectividad.

Respuesta a las Observaciones de la empresa AES Gener I.a ... · cascada, el cual, para el caso de...

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