resultados cortocircuito bifásico a tierra

Estudios de Conexión para Central

SDGx05 - Los Loros

Preparado para:

10 de Marzo de 2016

Niveles de Cortocircuito y

Verificación de Capacidad

de Ruptura

1

Estudio de Cortocircuito y Capacidad de Ruptura

Central SDGx5 - Los Loros

Marzo 2016 Don Carlos 2939 Of. 1007, Las Condes, Santiago, Chile

Tel 56-2-22320501 [email protected] www.systep.cl 1

VERSIÓN Y CONTROL DE REVISIÓN

SYSTEP Ingeniería y Diseños S.A.

Versión Fecha Redactó Revisó Aprobó Comentarios

1 28/07/2015 CSL CSG ALE -

2 23/11/2015 FBR ALE ALE

Cambio de

Topología en

SubTx. Inclusión de

SSEE Copayapu y

Galleguillos.

3 18/12/2015 FBR ALE PMD

Línea Tap

Copayapu –

Cardones 110 kV

fuera de servicio.

4 19/01/2016 FBR CSG PMD

Se modifica

topología de la

zona de estudio,

se quita línea

Copayapu –

Copiapo 110 kV.

5 02/03/2016 FBR CSG PMD Se actualiza

Figura 2-2.

0 10/03/2016 FBR CSG PMD

Se actualiza

Figura 2-3 y

Figura 3-1.

mailto:[email protected]

http://www.systep.cl/

2





ÍNDICE

1 Introducción ___________________________________________________ 3

1.1 Estudio de niveles de cortocircuito y verificación de capacidades de ruptura 3

2 Antecedentes _________________________________________________ 4

2.1 Descripción del sistema en estudio 4

2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes 6 2.2.1 Líneas de transmisión 7 2.2.2 Transformadores existentes en el SIC 8 2.2.3 Unidades generadoras 9

2.3 Central SDGx05 - Los Loros 9 2.3.1 Inversores de la central SDGx05 - Los Loros 10 2.3.2 Transformadores de la central SDGx05- Los Loros 11 2.3.3 Línea de interconexión a subestación Los Loros 11

2.4 Proyectos de generación futuros 12

2.5 Interruptores de poder del SIC 13

3 Niveles de cortocircuito _______________________________________ 14

3.1 Consideraciones para la determinación de niveles de cortocircuito 14 3.1.1 Procedimiento del Anexo Técnico N° 1 “Cálculo de Nivel Máximo de

Cortocircuito” de la NTSyCS 14 3.1.2 Barras del SIC consideradas 15

3.2 Resultados del estudio de cortocircuito 16

4 Verificación de capacidad de ruptura _________________________ 22

4.1 Consideraciones para verificación de capacidad de ruptura 22

4.2 Capacidad de ruptura informada 23

4.3 Verificación de capacidad de ruptura de interruptores 24 4.3.1 Comparación de niveles de cortocircuito con las capacidades de ruptura

mínimas en barras 24

5 Conclusiones _________________________________________________ 25

Anexo A: Resultados cortocircuito trifásico ____________________________ 26

Anexo B: Resultados cortocircuito bifásico _____________________________ 27

Anexo C: Resultados cortocircuito bifásico a tierra _____________________ 29

Anexo D: Resultados cortocircuito monofásico a tierra _________________ 31



3





1 Introducción

La empresa Isotron Chile SA, en adelante “Isotron” o “el cliente”, está desarrollando el

EPC para el proyecto de generación fotovoltaica SDGx05 Los Loros para la empresa

SolaireDirect. Este proyecto estará ubicado a unos 50 km al sur de Copiapó y se conectará

al Sistema Interconectado Central (SIC), en la barra Los Loros 110 kV, propiedad de

TRANSNET S.A. La central fotovoltaica contará con una capacidad de generación

máxima estimada de 46 MW y se espera la entrada en servicio del proyecto para el primer

trimestre del 2016.

Para obtener la aprobación de la conexión por parte del CDEC-SIC se debe dar

cumplimiento a los requerimientos técnicos establecidos en las cartas DO N°0789-2013 y

DO N°0851-2013 del 2013, y su complemento y actualización DO N° 0529-2015 del 2015.

En lo que respecta a estudios de conexión dichos requerimientos son el desarrollo con

alcance actualizado de:

Estudio de cortocircuitos y verificación de capacidad de ruptura

Estudio de impacto estático

Estudio de impacto dinámico

Estudio de desbalance de tensiones

Estudio de coordinación de protecciones

El presente informe corresponde al Estudio de cortocircuitos y verificación de capacidad

de ruptura, en el cual se cuantifica el aumento en los niveles de cortocircuito debido a la

conexión del proyecto y la verificación de capacidades de ruptura de interruptores.

1.1 Estudio de niveles de cortocircuito y verificación de capacidades de ruptura

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

capacidad de ruptura”, cuyos objetivos principales son los siguientes:

i. Determinar los máximos niveles de cortocircuitos presentes en las subestaciones Los

Loros, Cerrillos, Tierra Amarilla, Cardones y la red aledaña a estas instalaciones, al

momento de la entrada en operación de la central Los Loros.

ii. Verificar que los niveles de cortocircuitos determinados no superen las capacidades

de ruptura de los distintos interruptores en las subestaciones Los Loros, Cerrillos, Tierra

Amarilla, Cardones y la red aledaña.

Para desarrollar lo anterior, en una primera etapa del estudio se calculan los cortocircuitos

máximos de las barras aledañas a la subestación Los Loros. Este cálculo se efectúa

aplicando el procedimiento descrito en el Anexo Técnico N° 1 “Cálculo de Nivel Máximo

de Cortocircuito” de la NTSyCS. Luego, a partir de las magnitudes obtenidas, se verifica si

la capacidad de ruptura en los equipos de interrupción existentes es suficiente para

enfrentar las nuevas corrientes máximas calculadas.



4





2 Antecedentes

Todos los cálculos se realizan considerando el sistema eléctrico del SIC con la última

actualización de la base de datos DigSILENT del CDEC-SIC, junto a la actualización de las

instalaciones de generación y demanda en el norte del SIC al momento de la entrada en

operación del proyecto Los Loros.

2.1 Descripción del sistema en estudio

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

subestaciones Paposo 220 kV y Quillota 220 kV. Se modela explícitamente la central Los

Loros, que entrará en servicio para el primer trimestre de 2016.

En la Figura 2-1 se ilustran las redes y la topología del sistema en estudio, que incluye

proyectos de generación futura (destacados en rojo), junto a la central Los Loros, y las

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

estudio.



5





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 L3L1

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 kV

SE 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

18.15 MW

Parque 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 Taltal 110 kV


Javiera

70 MW

SE San Andres 220 kVCentral Fotovoltaica

San Andres

50 MW


Genpac

13.7 MWCentral Fotovoltaica

Llano de Llampos

100 MW

Parque Eólico

Punto Palmeras

45 MW

Parque Eólico

Los Cururos

114 MW

Parque Eólico

El Arrayan

115 MW

SE Cardones 110 kV

SE Maitencillo 110 kV

Central Fotovoltaico

Lalackama

55 MW

Parque Eólico Taltal

99MW

Circ

uito

#1

Circ

uito

#2

Don Goyo

La Cebada


Taltal Solar

30 MW

SE Salvador 110 kV


Salvador

70 MW


Diego de Almagro 2

50 MW


Vallesolar

70 MW


Canto del Agua

21 MW


Denersol III

30 MW


Abasol

61.5 MW

Parque Eólico

Punta Sierra

76,8 MW


Carrera Pinto Fase I

77,5 MW


Conejo (Fase I)

108 MW


Diego de Almagro 1

100,8 MW


Chaka

40 MW


Valleland II Spa

34 MW


Luz del Norte

141 MW

Central Fotovoltaico

Pampa Solar Norte

90,6 MW


Sol de Atacama Etapa I

50,4 MW


Carrera Pinto

97 MW


SDGx06 – Carrera Pinto

48 MW


Sol de los Andes Etapa I

50,4 MW


Guanaco Solar

50 MW


Divisadero Fase I

65 MW

SE Choapa 110 kV

SE Illapel 110 kV

SE Combarbalá 66 kV


El Salitral

20 MW

SE Pan de Azúcar 110 kV

SE El Peñon 110 kV


Lagunilla – El Olivo

40 MW

SE Cerrillos 110 kV

SE Los Loros 110 kV


SDGx5 Los Loros

50 MW

Figura 2-1: Diagrama unilineal del sistema eléctrico en estudio.



6





Entre las unidades generadoras convencionales existentes en el sistema, relevantes 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 Norte del SIC.

La central Los Loros (SDGx05) evacuará su generación al SIC por medio de una conexión

directa a la subestación Los Loros 110 kV existente, de propiedad de Transnet.

2.2 Parámetros y características de las instalaciones existentes

En la modelación efectuada en los estudios se han utilizado los siguientes antecedentes:

i. Información relativa a las características propias de las instalaciones de la central

SDGx05 - Los Loros, sus transformadores elevadores, inversores y línea de

interconexión a subestación Los Loros.

ii. Base de datos DIgSILENT del SIC actualizada por el CDEC-SIC.

iii. Información disponible en el sitio web del CDEC-SIC en base a la cual se

complementaron los antecedentes ya indicados.

iv. Información de las líneas Copayapu – Copiapó 110 kV, Copayapu – Galleguillos 220

kV (Energizada en 110 kV) y Copayapu – Cardones 220 kV (Energizada en 110 kV)

proporcionada por Transnet.

El sistema de 110 kV en estudio se detalla en la Figura 2-2.

Figura 2-2: Sistema de 110 kV en zona de S/E Cardones.



7





2.2.1 Líneas de transmisión

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

Quillota, son obtenidas a partir de la información técnica disponible en el sitio web del

CDEC-SIC y de la base de datos del SIC en DigSILENT. Los parámetros de las líneas son

presentados en la Tabla 2-1.

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

Adicionalmente, en la Tabla 2-2 se presentan las características de las líneas de 110 kV

aledañas al proyecto SDGx05.

Tabla 2-2: Parámetros líneas de transmisión de 110 kV relevantes para el estudio

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]

Reactancia

(X1)

[Ohm/km]

Susceptancia

(B1)

[uS/km]

Nombre Largo [km]

Resistencia

(R1)

[Ohm/km]

Reactancia

(X1)

[Ohm/km]

Susceptancia

(B1)

[uS/km]

Capacidad

Nominal [A]

Los Loros - Cerrillos 110 kV 32,0 0,268 0,435 2,722 325

Cerrillos - Copayapu 110 kV 18,9 0,268 0,435 2,722 325

Copayapu - Tierra Amarilla 110 kV 16,0 0,268 0,435 2,722 325

Copayapu - Cardones 220 kV (Energizada en 110 kV) 1,0 0,083 0,417 2,767 752

Copayapu - Galleguillos 220 kV (Energizada en 110 kV) 32,0 0,083 0,417 2,764 752

Cardones - Copiapó 110 kV 13,1 0,299 0,454 2,201 279



8





2.2.2 Transformadores existentes en el SIC

Los transformadores presentados en la Tabla 2-3 fueron modelados explícitamente en la

base de datos DIgSILENT del SIC, basados en información entregada por Transnet.

Tabla 2-3: Transformadores modelados explícitamente

En la Tabla 2-4 se muestran los parámetros eléctricos de los transformadores 220/110 kV en

subestación Cardones.

Tabla 2-4: Transformadores 220/110 kV en subestación Cardones

En la barra 13,8 kV del transformador T1 Cardones 220/110/13,8 kV se encuentran

instalados dos bancos de condensadores de 5,4 MVAr cada uno.

Los Loros Cerrillos

Potencia Nominal12 ONAN

20 ONAF2

25 ONAN

30 ONAF

10 ONAN

12 ONAF

10 ONAN

16.6 ONAF2

15 ONAN

24 ONAF2

16 ONAN

25 ONAF2[MVA]

Tensión Nominal Primaria 110 110 110 110 110 110 [kV]

Tensión Nominal Secundaria 23 23 23 23 13,8 13,8 [kV]

Tensión de c.c. Sec. Pos 9.8 ONAN 9.24 ONAN 7.48 ONAN 8.84 ONAN 8.8 ONAN 8.25 ONAN [%]

Impedancia Sec. Cero 9.8 ONAN 9.3 ONAN 7.43 ONAN 8.81 ONAN 8.8 ONAN 8.5 ONAN [%]

Grupo Conexión Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 -

Cambiador de Taps 110 kV ± 9 x 1.33% 110 kV ± 10 x 1% 110 kV ± 2 x 2.5% 110 kV ± 2 x 2.5% 110 kV ± 9 x 1.3% 110 kV ± 10 x 1.2% -

Pérdidas bajo Carga (en el Cobre) 57,6 80,8 43,6 44,5 62,4 58,8 [kW]

Pérdidas sin Carga (en el Hierro) 17 27,8 13,26 12 17,6 19,7 [kW]

ParámetroSubestación

UnidadTierra Amarilla Copiapó

T1 T2 T3

Potencia Nominal (Pri - Sec - Ter) 75 - 75 - 12 [MVA] 75 - 75 - 12 [MVA] 60 - 60 -60 [MVA]

Tensión Nominal Primaria 220 [kV] 220 [kV] 220 [kV]

Tensión Nominal Secundaria 115 [kV] 115 [kV] 115 [kV]

Tensión Nominal Terciaria 13,8 [kV] 13,8 [kV] 13,8 [kV]

Tensión de c.c. Sec. Pos (Pri - Sec) 13,18 [%] a 75 [MVA] 14,14 [%] a 75 [MVA] 14,31 [%] a 75 [MVA]

Tensión de c.c. Sec. Pos (Sec - Ter) 3,29 [%] a 12 [MVA] 3,3 [%] a 12 [MVA] 3,37 [%] a 12 [MVA]

Tensión de c.c. Sec. Pos (Ter - Pri) 6,04 [%] a 12 [MVA] 6,24 [%] a 12 [MVA] 6,33 [%] a 12 [MVA]

Impedancia Sec. Cero (Pri - Sec) 13,01 [%] a 75 [MVA] 13,01 [%] a 75 [MVA] 12,49 [%] a 75 [MVA]

Impedancia Sec. Cero (Sec - Ter) 3,23 [%] a 12 [MVA] 3,23 [%] a 12 [MVA] 3,15 [%] a 12 [MVA]

Impedancia Sec. Cero (Ter - Pri) 5,36 [%] a 12 [MVA] 5,36 [%] a 12 [MVA] 5,32 [%] a 12 [MVA]

Grupo Conexión YN0yn0d1 YN0yn0d1 YN0yn0d1

ParámetroTransformador Cardones 220/110/13,8 kV



9





2.2.3 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 2-5.

Tabla 2-5: Características de las centrales convencionales del norte del SIC

2.3 Central SDGx05 - Los Loros

La central Los Loros está compuesta por dos transformadores elevadores con razón 110/23

kV y una potencia nominal de 30 MVA. Cada transformador elevador define una zona de

generación compuesta por 3 y 2 alimentadores respectivamente. Cada alimentador está

compuesto por 4 o 5 transformadores tridevanados con razón 23/0,4/0,4 kV y una

potencia de 2,2 MVA conectados en paralelo. En el lado BT de todos los transformadores

tridevanados se conecta un inversor de 1 MVA. En la Figura 2-3, se muestra un diagrama

completo de la central Los Loros.

Nombre

Central

Número

de la

unidad

Tipo de

unidades

Potencia

Bruta [MW]

Potencia

Neta

Efectiva

[MW]

Potencia

Mínima

Técnica

[MW]

Taltal 1 Térmica 120 119,875 (Diesel)

65 (GNL)

Taltal 2 Térmica 120 119,875 (Diesel)

65 (GNL)

Guacolda 1 Térmica 153 143,8 75






10





Figura 2-3: Diagrama de la central Los Loros.

2.3.1 Inversores de la central SDGx05 - Los Loros

La central Los Loros cuenta con 46 inversores según presentado en la Figura 2-3. Estos

inversores convierten la corriente directa desde los paneles fotovoltaicos en corriente

alterna de 0,4 kV. Las características relevantes de estos equipos se presentan en la Tabla

2-6.

Tabla 2-6: Características de los inversores de central SDGx05 - Los Loros

Parámetro Descripción

Modelo PVS800-57-1000kW-C

Potencia Nominal 1,0 [MVA]

Potencia Máxima 1,2 [MVA]

Voltaje Salida 0,4 [kV]

Frecuencia Nominal 50/60 [Hz]



11





2.3.2 Transformadores de la central SDGx05- Los Loros

La central Los Loros cuenta con dos transformadores elevadores 110/23 kV de 30 MVA y

23 transformadores tridevanados con razón 23/0,4/0,4 kV de 2,2 MVA cada uno, que

aumentan el voltaje de salida de los inversores. Las características de los transformadores

tridevanados se muestran en la Tabla 2-7 y los transformadores elevadores en la Tabla 2-8.

Tabla 2-7: Características de los transformadores tridevanados

Parámetro Transf. 23/0,4/0,4 SDGx05 - Los Loros

Marca Schneider

Potencia Nominal (Pri - Sec - Ter) 2,2 - 1,1 - 1,1 [MVA]

Tensión Nominal Primaria 23 [kV]

Tensión Nominal Secundaria 0,4 [kV]

Tensión Nominal Terciaria 0,4 [kV]

Tensión de c.c. Sec. Pos (Pri - Sec) 6 [%]

Tensión de c.c. Sec. Pos (Sec - Ter) 12 [%]

Tensión de c.c. Sec. Pos (Ter - Pri) 6 [%]

Grupo Conexión Dyn11yn11

Cambiador de Taps 23 kV ± 5 x 2,5%

Pérdidas bajo Carga (en el Cobre) 20 [kW]

Pérdidas sin Carga (en el Hierro) 2,3 [kW]

Tabla 2-8: Características de los transformadores elevadores


Marca Rhona

Potencia Nominal 25 [MVA] ONAN 30 [MVA] ONAF

Tensión Nominal Primaria 110 [kV]

Tensión Nominal Secundaria 23 [kV]

Tensión de c.c. Sec. Pos 10 [%] a 30 MVA

Pérdidas bajo Carga (en el Cobre) 104 [kW]

Pérdidas sin Carga (en el Hierro) 26 [kW]

Corriente sin Carga 0,5%

Grupo Conexión YNd1

Cambiador de Taps 110 kV ± 8 x 1,25%

2.3.3 Línea de interconexión a subestación Los Loros

Para la conexión de la central Los Loros a las instalaciones del SIC se contempla el

desarrollo de una línea de aproximadamente 6,8 km hasta subestación Los Loros. Las

características se muestran en la Tabla 2-9.



12





Tabla 2-9: Características de la línea entre la central SDGx5 Los Loros y subestación Los Loros


Tensión Nominal 110 [kV]

Conductor AAAC Cairo

Largo 6,753 [km]

Capacidad Nominal 0,588 [kA]

Resistencia de secuencia positiva 0,1428 [ohm/km]

Reactancia de secuencia positiva 0,4269 [ohm/km]

Resistencia de secuencia cero 0,3849 [ohm/km]

Reactancia de secuencia cero 1,1240 [ohm/km]

Susceptancia 2,6947 [µS/km]

2.4 Proyectos de generación futuros

De acuerdo con lo indicado en el informe de “Catastro de Nuevos Proyectos” emitido

por el CDEC-SIC en su página web, los nuevos proyectos de generación en el norte del

SIC considerados para el estudio se indican en la Tabla 2-10, y en la Figura 2-1.

Tabla 2-10: Proyectos de generación futuros considerados en el estudio.

Nombre del proyecto Tecnología Potencia

Instalada Total [MW]

Fecha Estimada de Entrada en Operación

Taltal Solar PFV 30 mar-16

Proyecto Solar Conejo (Fase 1) PFV 108 jun-15

Pampa Solar Norte PFV 90,6 oct-15

Planta Solar Fotovoltaica PV Salvador PFV 70,2 En Pruebas

Sol de Atacama Etapa I PFV 50,4 ene-16

Genpac Solar I PFV 13,68 dic-15

Parque Fotovoltaico Luz del Norte PFV 141 sep-15 / nov-16

Parque Solar Carrera Pinto (Fase I) PFV 77,5 jul-15

Carrera Pinto PFV 97 dic-15

SDGx06 - Carrera Pinto PFV 48 dic-15

Central Solar Chaka PFV 40 sep-15

Sol de los Andes Etapa I PFV 50,4 ene-16

Diego de Almagro Solar 2 PFV 50 dic-15

Guanaco Solar PFV 50 mar-16

Unidad 5 Central Guacolda Termoeléctrica 152 oct-15

Valleland II PFV 33,57 ene-16

Vallesolar PFV 70 ene-16

Central Fotovoltaica Divisadero Fase 1 PFV 65 mar-16

Abasol PFV 61,5 mar-16

Canto del Agua PFV 21 sep-15

Denersol III PFV 30 sep-15

Planta Solar Fotovoltaica El Salitral PFV 20 jul-15

Parque Fotovoltaica Lagunilla - El Olivo PFV 40 dic-15

Punta Sierra PE 76,8 dic-15



13





2.5 Interruptores de poder del SIC

Los interruptores del SIC a evaluar en el presente estudio se presentan en la Tabla 2-11.

Tabla 2-11: Interruptores del SIC sometidos a evaluación

SubestaciónTensión

Barra [kV]Interruptor Propietario Marca Modelo

Corriente

Simétrica

de Ruptura

Nominal

[kA rms]

Corriente

Asimétrica

de Ruptura

Nominal

[kA rms]

Corriente

Peak [kA]

110 HT1 Transnet Siemens 3AP1FG 31,5 50 78,8

ET1 Transnet EATON 240W-VACiR 25 25 35,4 67,5

E1 Transnet Cooper Power KFVME 8 13 28,8




H2 Transnet Siemens 3AP1F1 40 64 -

HT1 Transnet Siemens 3AP1FG 31,5 50,4 78,8

ET1 Transnet ABB R-MAG 20 32 54

E1 Transnet Cooper Power Nova 27 12,5 20 31,5




H3 Transnet Alstom FXT11 25 40 62,5

H4 Transnet AREVA GL312 F1 40 64 104

HT1 Transnet AREVA GL312 F1 40 64 104

HT2 Transnet AREVA GL312 F1 40 64 104

H1 Transnet Alstom GL311 F1/4031 31,5 - -







HT1 Transnet Alstom GL312 F1 40 64 104

H1 Transnet AREVA GL311 F1 40 64 104

H3 Transnet Alstom GL312 F1 40 64 102,6

H1 Transnet Siemens 3AP1FG 31,5 50,4 78,8

H2 Transnet Isodel Sprecher HPF511M / 2F 28,2 33,8 54

HT3 Transnet Isodel Sprecher HPF511M / 2F 28,2 33,8 54

HT4 Transnet Siemens 3AP1FG 31,5 50 78,8

HT1 Transelec AREVA GL311 F1 40 50 100

HT2 Transelec Siemens 3AP1FG 31,5 39,4 100

HT3 Transelec Siemens 3AP1FG 40 50 100

H2 Transelec AREVA GL312 F1 40 50 80

H3 Transelec AREVA GL311 F1 40 50 100

H4 Transelec Siemens 3AP1FG 31,5 39,4 100

H6 Guacolda Gec - Alsthom HGF 311S 31,5 80 -

H8 Cenizas ABB LTB 145D1/B 40 60 100

Copiapó 110

110Copayapu

Galleguillos 110

110Hernán

Fuentes

Cardones 110

Los Loros23

Cerrillos

110

23

Tierra Amarilla 110



14





3 Niveles de cortocircuito

En este capítulo se presentan los niveles de cortocircuito en las barras de las subestaciones

Los Loros, Cerrillos, Tierra Amarilla, Cardones y Copiapó, además de las barras aledañas a

estas instalaciones que tengan un aumento de 2% en su respectivo nivel.

El cálculo se desarrolla de acuerdo al procedimiento descrito en el Anexo Técnico N° 1

“Cálculo de Nivel Máximo de Cortocircuito” de la NTSyCS para el cálculo de nivel máximo

de cortocircuito (basado en la norma IEC 60909-0 (2001)), 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 del Anexo Técnico N° 1 “Cálculo de Nivel Máximo de Cortocircuito”

de la NTSyCS

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 (𝐼𝑘′′) [𝐴𝑅𝑀𝑆].

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

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

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

h. Corriente asimétrica de interrupción (𝐼𝑎𝑠𝑦) [𝐴𝑅𝑀𝑆].

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 utiliza la mínima impedancia de cortocircuito equivalente para las redes

externas utilizadas.

e. Se consideran las reactancias subtransitorias saturadas para máquinas síncronas.

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



15





3.1.2 Barras del SIC consideradas

Las barras del sistema sobre las cuales se efectúa el cálculo de cortocircuitos máximos

corresponden a aquellas mostradas en la Tabla 3-1 y Figura 3-1.

Tabla 3-1: Lista de barras en estudio

Barras en estudio

1 SDGx5 Los Loros 23 kV A

2 SDGx5 Los Loros 23 kV B

3 SDGx5 Los Loros 110 kV

4 Los Loros 110 kV

5 Los Loros 23 kV

6 Cerrillos 110 kV

7 Cerrillos 23 kV

8 Tierra Amarilla 110 kV

9 Tierra Amarilla 23 kV

10 Kozan 110 kV

11 Plantas 110 kV

12 Cardones 110 kV

13 Copayapu 110 kV

14 Cenizas 110 kV

15 Cenizas 11 kV

16 Copiapó 110 kV

17 Copiapó 13,8 kV

18 Hernán Fuentes 110 kV

19 Galleguillos 110 kV

20 Travesía 110 kV

21 Tap Castilla 110 kV

22 Paipote 110 kV

23 Magnetita 110 kV

24 Refugio 110 kV

25 Cardones 220 kV



16





Figura 3-1: Diagrama de barras en estudio.

3.2 Resultados del estudio de cortocircuito

En esta sección se presentan los resultados del aumento del nivel de cortocircuito en las

barras de interés luego de la entrada en servicio de la central Los Loros. En cada una de

las tablas se incluye una columna con el valor máximo de cortocircuito obtenido en cada

barra entre los tipos de falla trifásico, bifásico aislado de tierra, bifásico a tierra y

monofásico a tierra previo a la conexión de la central Los Loros (sin CS) y una vez que está

conectada (con CS), además del aumento en [kA] y porcentual.



17





Los resultados se presentan de la siguiente manera:

Aumento del nivel de cortocircuito simétrico inicial se presenta en la Tabla 3-2.

Aumento del nivel de cortocircuito simétrico de interrupción se presenta en

Tabla 3-3.

Aumento del nivel de cortocircuito de régimen permanente se presenta en la

Tabla 3-4.

Aumento del nivel de cortocircuito asimétrico1 se presenta en la Tabla 3-5.

Aumento del nivel de cortocircuito peak se presenta en la corriente de

cortocircuito de corta duración: se presenta en la Tabla 3-6.

Aumento del nivel de cortocircuito térmico se presenta en la corriente de

cortocircuito térmica: se presenta en la Tabla 3-7.

Aumento del nivel de la componente continua2 de la corriente de cortocircuito

se presenta en la Tabla 3-8.

Aumento de la componente continua porcentual3 de la corriente de

cortocircuito se presenta en Tabla 3-9.

Tabla 3-2: Aumento del nivel de cortocircuito simétrico inicial

Tabla 3-3: Aumento del nivel de cortocircuito simétrico de interrupción

1 La corriente asimétrica se calcula según la norma IEC 60909-0 (2001) como 𝐼𝑎𝑠𝑖𝑚 = √𝐼𝑑𝑐2 + 𝐼𝑏

2

2 La componente continua de la corriente de cortocircuito se calcula según la norma IEC 60909-0 (2001) como

𝐼𝐷𝐶 = √2𝐼𝑘′′𝑒−2𝜋𝑓𝑡

𝑅

𝑋, donde 𝑅

𝑋 es un parámetro de la barra, la frecuencia 𝑓 = 50[𝐻𝑧] y el tiempo 𝑡 = 40[𝑚𝑠].

3 Según el procedimiento DO, 𝑘𝑑𝑐[%] =𝐼𝑑𝑐

√2𝐼𝑏

Barra Ik´´ sin CS Ik´´ con CS Aumento [kA] Porcentual

SDGx5 Los Loros 23 kV A 0,00 7,15 7,15 -

SDGx5 Los Loros 23 kV B 0,00 7,15 7,15 -

SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 2,55 2,55 -

Los Loros 110 kV 1,96 2,52 0,57 28,9%

Los Loros 23 kV 2,57 2,62 0,05 1,9%

Cerrillos 110 kV 3,57 3,81 0,24 6,8%

Cerrillos 23 kV 5,85 5,89 0,05 0,8%

Tierra Amarilla 110 kV 3,85 3,93 0,08 2,0%


Kozan 110 kV 3,47 3,53 0,06 1,8%

Plantas 110 kV 3,12 3,17 0,05 1,6%

Cardones 110 kV 8,36 8,56 0,21 2,5%

Copayapu 110 kV 7,75 7,94 0,19 2,5%

Cenizas 110 kV 8,11 8,27 0,16 2,0%

Cenizas 11 kV 20,75 20,86 0,11 0,5%

Copiapo 110 kV 4,58 4,69 0,10 2,2%

Copiapo 13,8 kV 12,86 12,89 0,03 0,3%

Hernan Fuentes 110 kV 4,10 4,18 0,08 2,0%

Galleguillos 110 kV 3,88 3,95 0,08 1,9%

Travesía 110 kV 4,00 4,08 0,08 1,9%

Tap Castilla 110 kV 2,94 2,96 0,01 0,5%

Paipote 110 kV 4,16 4,21 0,05 1,1%

Magnetita 110 kV 3,43 3,48 0,05 1,5%

Refugio 110 kV 1,11 1,11 0,01 0,5%

Cardones 220 kV 10,95 11,04 0,09 0,9%

Aumento CC (Ik´´ en [kA] rms)



18





Tabla 3-4: Aumento del nivel de cortocircuito de régimen permanente

Barra Ib sin CS Ib sin CS Aumento [kA] Porcentual



SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 2,55 2,55 -

Los Loros 110 kV 1,96 2,52 0,57 28,9%

Los Loros 23 kV 2,57 2,62 0,05 1,9%

Cerrillos 110 kV 3,57 3,81 0,24 6,8%

Cerrillos 23 kV 5,85 5,89 0,05 0,8%



Kozan 110 kV 3,47 3,53 0,06 1,8%

Plantas 110 kV 3,12 3,17 0,05 1,6%

Cardones 110 kV 8,36 8,56 0,21 2,5%

Copayapu 110 kV 7,75 7,94 0,19 2,5%

Cenizas 110 kV 8,11 8,27 0,16 2,0%

Cenizas 11 kV 18,48 18,59 0,11 0,6%

Copiapo 110 kV 4,57 4,67 0,10 2,2%

Copiapo 13,8 kV 12,86 12,89 0,03 0,3%


Galleguillos 110 kV 3,87 3,95 0,08 2,0%

Travesía 110 kV 4,00 4,08 0,08 1,9%

Tap Castilla 110 kV 2,94 2,96 0,01 0,5%

Paipote 110 kV 4,16 4,21 0,05 1,1%

Magnetita 110 kV 3,43 3,48 0,05 1,5%

Refugio 110 kV 1,11 1,11 0,01 0,5%

Cardones 220 kV 10,95 11,04 0,09 0,9%

Aumento CC (Ib en [kA] rms)

Barra Ik sin CS Ik sin CS Aumento [kA] Porcentual



SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 2,55 2,55 -

Los Loros 110 kV 1,96 2,52 0,57 28,9%

Los Loros 23 kV 2,57 2,62 0,05 1,9%

Cerrillos 110 kV 3,34 3,66 0,33 9,7%

Cerrillos 23 kV 5,85 5,89 0,05 0,8%



Kozan 110 kV 3,47 3,53 0,06 1,8%

Plantas 110 kV 3,12 3,17 0,05 1,6%

Cardones 110 kV 8,36 8,56 0,21 2,5%

Copayapu 110 kV 7,75 7,94 0,19 2,5%

Cenizas 110 kV 8,11 8,27 0,16 2,0%

Cenizas 11 kV 18,66 18,33 -0,33 -1,8%

Copiapo 110 kV 4,39 4,45 0,06 1,4%

Copiapo 13,8 kV 12,86 12,89 0,03 0,3%


Galleguillos 110 kV 3,66 3,71 0,05 1,4%

Travesía 110 kV 3,66 3,70 0,04 1,1%

Tap Castilla 110 kV 2,94 2,96 0,01 0,5%

Paipote 110 kV 4,16 4,21 0,05 1,1%

Magnetita 110 kV 3,43 3,48 0,05 1,5%

Refugio 110 kV 1,11 1,11 0,01 0,5%

Cardones 220 kV 10,95 11,04 0,09 0,9%

Aumento CC (Ik en [kA] rms)



19





Tabla 3-5: Aumento del nivel de cortocircuito asimétrico

Tabla 3-6: Aumento del nivel de cortocircuito peak

Barra Iasim sin CS Iasim con CS Aumento [kA] Porcentual



SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 2,55 2,55 -

Los Loros 110 kV 1,96 2,52 0,57 29,0%

Los Loros 23 kV 2,63 2,72 0,09 3,5%

Cerrillos 110 kV 3,57 3,81 0,24 6,9%

Cerrillos 23 kV 6,14 6,25 0,11 1,7%



Kozan 110 kV 3,47 3,54 0,06 1,8%

Plantas 110 kV 3,12 3,17 0,05 1,6%

Cardones 110 kV 9,50 9,66 0,17 1,8%

Copayapu 110 kV 8,70 8,85 0,16 1,8%

Cenizas 110 kV 8,87 8,99 0,12 1,4%

Cenizas 11 kV 25,32 25,42 0,11 0,4%

Copiapo 110 kV 4,60 4,70 0,10 2,2%

Copiapo 13,8 kV 13,73 13,75 0,02 0,2%


Galleguillos 110 kV 3,92 4,00 0,07 1,9%

Travesía 110 kV 4,03 4,10 0,07 1,8%

Tap Castilla 110 kV 2,94 2,96 0,01 0,5%

Paipote 110 kV 4,16 4,21 0,05 1,1%

Magnetita 110 kV 3,43 3,48 0,05 1,5%

Refugio 110 kV 1,11 1,11 0,01 0,5%

Cardones 220 kV 11,40 11,49 0,10 0,9%

Aumento CC (Iasim en [kA] rms)

Barra Ip sin CS Ip con CS Aumento [kA] Porcentual



SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 4,86 4,86 -

Los Loros 110 kV 3,55 4,77 1,22 34,5%

Los Loros 23 kV 5,99 6,25 0,26 4,3%

Cerrillos 110 kV 7,09 7,66 0,58 8,2%

Cerrillos 23 kV 14,12 14,36 0,24 1,7%



Kozan 110 kV 6,86 6,94 0,09 1,3%

Plantas 110 kV 6,04 6,10 0,07 1,1%

Cardones 110 kV 21,26 21,71 0,45 2,1%

Copayapu 110 kV 19,60 20,02 0,42 2,1%

Cenizas 110 kV 20,22 20,55 0,32 1,6%

Cenizas 11 kV 54,24 54,50 0,26 0,5%

Copiapo 110 kV 9,76 9,92 0,16 1,7%

Copiapo 13,8 kV 31,53 31,58 0,05 0,2%


Galleguillos 110 kV 8,75 8,88 0,14 1,6%

Travesía 110 kV 8,83 8,96 0,13 1,5%

Tap Castilla 110 kV 5,05 5,07 0,02 0,3%

Paipote 110 kV 7,75 7,80 0,05 0,6%

Magnetita 110 kV 5,93 5,98 0,06 1,0%

Refugio 110 kV 2,30 2,30 0,01 0,4%

Cardones 220 kV 26,18 26,40 0,22 0,9%

Aumento CC (ip en [kA])



20





Tabla 3-7: Aumento del nivel de cortocircuito térmico

Tabla 3-8: Aumento del nivel de la componente continua de la corriente de cortocircuito

Barra Ith sin CS Ith con CS Aumento [kA] Porcentual



SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 2,83 2,83 -

Los Loros 110 kV 2,14 2,80 0,66 30,7%

Los Loros 23 kV 3,21 3,35 0,14 4,4%

Cerrillos 110 kV 4,03 4,33 0,30 7,4%

Cerrillos 23 kV 7,57 7,71 0,14 1,9%



Kozan 110 kV 3,91 3,98 0,06 1,6%

Plantas 110 kV 3,49 3,54 0,05 1,4%

Cardones 110 kV 11,60 11,83 0,23 2,0%

Copayapu 110 kV 10,66 10,87 0,21 2,0%

Cenizas 110 kV 10,94 11,10 0,16 1,5%

Cenizas 11 kV 30,16 30,29 0,14 0,5%

Copiapo 110 kV 5,35 5,46 0,10 1,9%

Copiapo 13,8 kV 16,96 16,99 0,02 0,1%


Galleguillos 110 kV 4,71 4,79 0,08 1,7%

Travesía 110 kV 4,78 4,86 0,08 1,6%

Tap Castilla 110 kV 3,17 3,19 0,01 0,5%

Paipote 110 kV 4,59 4,64 0,04 1,0%

Magnetita 110 kV 3,70 3,75 0,05 1,3%

Refugio 110 kV 1,27 1,28 0,01 0,4%

Cardones 220 kV 14,02 14,14 0,12 0,9%

Aumento CC (Ith en [kA] rms)

Barra Idc sin CS Idc con CS Aumento [kA] Porcentual



SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 0,04 0,04 -

Los Loros 110 kV 0,01 0,03 0,02 188,6%

Los Loros 23 kV 0,57 0,74 0,18 31,2%

Cerrillos 110 kV 0,10 0,13 0,03 28,4%

Cerrillos 23 kV 1,87 2,07 0,20 10,7%

Tierra Amarilla 110 kV 0,14 0,13 -0,01 -5,7%


Kozan 110 kV 0,09 0,08 -0,01 -5,9%

Plantas 110 kV 0,06 0,05 0,00 -5,9%

Cardones 110 kV 4,51 4,48 -0,04 -0,8%

Copayapu 110 kV 3,95 3,91 -0,03 -0,8%

Cenizas 110 kV 3,60 3,53 -0,07 -2,0%

Cenizas 11 kV 14,50 14,54 0,04 0,3%

Copiapo 110 kV 0,34 0,33 -0,02 -4,6%

Copiapo 13,8 kV 4,82 4,79 -0,03 -0,6%

Hernan Fuentes 110 kV 0,27 0,26 -0,01 -4,2%

Galleguillos 110 kV 0,59 0,57 -0,01 -2,2%

Travesía 110 kV 0,46 0,45 -0,01 -3,2%

Tap Castilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 -3,9%

Paipote 110 kV 0,04 0,04 0,00 -8,8%

Magnetita 110 kV 0,01 0,01 0,00 -10,8%

Refugio 110 kV 0,06 0,06 0,00 -1,4%

Cardones 220 kV 3,16 3,18 0,03 0,9%

Aumento CC (Idc en [kA])



21





Tabla 3-9: Aumento de la componente continua porcentual de la corriente de cortocircuito

De los resultados mostrados en las tablas anteriores, se tiene que la verificación de la

capacidad de ruptura se realiza en las siguientes barras: Los Loros 110 kV, Cerrillos 110 kV,

Tierra Amarilla 110 kV, Cardones 110 kV, Copayapu 110 kV, Hernán Fuentes 110 kV y

Copiapó 110 kV.

Barra Kdc sin CS Kdc con CS Aumento [kA] Porcentual



SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 1,02 1,02 -

Los Loros 110 kV 0,39 0,88 0,49 123,8%

Los Loros 23 kV 15,57 20,04 4,47 28,7%

Cerrillos 110 kV 1,98 2,38 0,40 20,1%

Cerrillos 23 kV 22,59 24,82 2,23 9,9%



Kozan 110 kV 1,81 1,68 -0,14 -7,5%

Plantas 110 kV 1,29 1,19 -0,09 -7,4%

Cardones 110 kV 38,65 37,40 -1,26 -3,3%

Copayapu 110 kV 36,40 35,21 -1,18 -3,3%

Cenizas 110 kV 31,82 30,55 -1,27 -4,0%

Cenizas 11 kV 55,47 55,30 -0,17 -0,3%

Copiapo 110 kV 5,28 4,93 -0,35 -6,7%

Copiapo 13,8 kV 26,49 26,26 -0,23 -0,9%

Hernan Fuentes 110 kV 4,70 4,42 -0,29 -6,1%

Galleguillos 110 kV 10,68 10,24 -0,44 -4,1%

Travesía 110 kV 8,17 7,76 -0,41 -5,0%

Tap Castilla 110 kV 0,11 0,11 0,00 -4,4%

Paipote 110 kV 0,66 0,60 -0,07 -9,8%

Magnetita 110 kV 0,13 0,12 -0,02 -12,1%

Refugio 110 kV 3,78 3,71 -0,07 -1,9%

Cardones 220 kV 21,27 21,26 -0,02 -0,1%

Aumento Kdc (en [%])



22





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 las barras las barras Los Loros 110 kV, Cerrillos 110 kV, Tierra Amarilla 110 kV, Cardones

110 kV, Copayapu 110 kV, Hernán Fuentes 110 kV y Copiapó 110 kV.

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

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

𝑀𝑎𝑥{𝐼𝑐𝑐𝐿í𝑛𝑒𝑎 , (𝐼𝑐𝑐𝐵𝑎𝑟𝑟𝑎 − 𝐼𝑐𝑐𝐿í𝑛𝑒𝑎), 𝐼𝑐𝑐𝐿𝑖𝑛𝑒𝑂𝑢𝑡 , 𝐼𝑐𝑐𝑂𝑝𝑒𝑛𝐸𝑛𝑑}

F

Icc Barra

Icc Línea

Icc Barra – Icc Línea

F

Icc Line Out

F

Icc Open End

F



23





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 relación4:

𝐼𝑎𝑠𝑖𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = 𝐼𝑠𝑖𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 ∗ 1,08

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

simétrica multiplicada por un factor constante, de acuerdo a la siguiente relación5:

𝐼𝑝𝑒𝑎𝑘 = 𝐼𝑠𝑖𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 ∗ 2,5

4.2 Capacidad de ruptura informada

Las capacidades de ruptura para los interruptores instalados en las subestaciones SDGx5

Los Loros, Cerrillos, Tierra Amarilla, Cardones, Copayapu, Hernán Fuentes y Copiapó se

presentan en la Tabla 4-1, cuyos datos fueron entregados por Transnet, Isotron o en su

defecto obtenidos de la página web del CDEC-SIC. Los valores allí presentados

representan al interruptor con menor capacidad de ruptura que se encuentra conectado

a la barra respectiva.

Tabla 4-1.Mínimas capacidades de ruptura por barra.

4 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-circuitbreakingcurrent de la

norma IEC 60056 High-voltagealternating-currentcircuit-breakers.

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

circuitmakingcurrent de la norma IEC 60056 High-voltagealternating-currentcircuit-breakers.

Barra Ik´´ max [kA rms] Iasim max [kA rms] ip max [kA peak]

SDGx5 Los Loros 23 kV A 25 27 62,5

SDGx5 Los Loros 23 kV B 25 27 62,5

SDGx5 Los Loros 110 kV 31,5 34,02 72,75

Los Loros 110 kV 31,5 50 78,8

Los Loros 23 kV 8 13 28,8

Cerrillos 110 kV 31,5 50,4 78,8

Cerrillos 23 kV 12,5 20 31,5

Tierra Amarilla 110 kV 25 40 62,5

Cardones 110 kV 31,5 39,4 100

Copiapo 110 kV 28,2 33,8 54

Cardones 110 kV 31,5 39,4 100

Copiapo 110 kV 28,2 33,8 54

Copayapu 110 kV 31,5 34,0 78,75

Galleguillos 110 kV 31,5 34,0 78,75

Hernán Fuentes 110 kV 40 64,0 102,6

CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES CENTRAL LOS LOROS



24





4.3 Verificación de capacidad de ruptura de interruptores

A continuación se comparan las capacidades de ruptura mínimas de los equipos

conectados a cada barra con las corrientes máximas de cortocircuito correspondientes.

4.3.1 Comparación de niveles de cortocircuito con las capacidades de ruptura mínimas

en barras

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.

Tabla 4-2: Cuadro comparativo entre capacidades de ruptura mínima por barra y corriente

máxima de cortocircuito

De la Tabla 4-2 se observa que los niveles de cortocircuito no superan en ningún caso las

capacidades de ruptura de los interruptores conectados a cada una de las barras

analizadas. De este modo se concluye que no será necesario realizar ningún cambio de

interruptor en las subestaciones bajo estudio.

Subestación

Nivel

de

tensión

[kV]

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?

SDGx5 Los Loros 23 kV A 23,0 7,1 25,0 7,2 27,0 15,0 62,5 Si

SDGx5 Los Loros 23 kV B 23,0 7,1 25,0 7,2 27,0 15,0 62,5 Si

SDGx5 Los Loros 110 kV 110,0 2,5 31,5 2,5 34,0 4,9 72,8 Si

Los Loros 110 kV 110,0 2,5 31,5 2,5 50,0 4,8 78,8 Si

Los Loros 23 kV 23,0 2,6 8,0 2,7 13,0 6,2 28,8 Si

Cerrillos 110 kV 110,0 3,8 31,5 3,8 50,4 7,7 78,8 Si

Cerrillos 23 kV 23,0 5,9 12,5 6,2 20,0 14,4 31,5 Si

Tierra Amarilla 110 kV 110,0 3,9 25,0 3,9 40,0 7,9 62,5 Si

Cardones 110 kV 110,0 8,6 31,5 9,7 39,4 21,7 100,0 Si

Copiapo 110 kV 110,0 4,7 28,2 4,7 33,8 9,9 54,0 Si

Copayapu 110 kV 110,0 7,9 31,5 8,9 34,0 20,0 78,8 Si

Galleguillos 110 kV 110,0 4,0 31,5 4,0 34,0 8,9 78,8 Si

Hernán Fuentes 110 kV 110,0 4,2 40,0 4,2 62,0 8,8 102,6 Si

CUMPLIMIENTO CAPACIDADES DE RUPTURA INTERRUPTORES DEL SISTEMA EN ESTUDIO



25





5 Conclusiones

La conexión de la central solar Los Loros provoca un incremento máximo de un 28,9%

para la corriente de ruptura simétrica y asimétrica, existentes en la barra Los Loros 110 kV.

La corriente peak aumenta un 34,5% en esta barra. Estos aumentos son los mayores

registrados en todas las barras aledañas a la central Los Loros. También se registran

aumentos mayores a un 2% en las barras Cerrillos 110 kV, Cardones 110 kV, Copayapu 110

kV, Galleguillos 110 kV, Copiapó 110 kV y Hernán Fuentes 110 kV.

De esta manera, se verificó la capacidad de ruptura en los interruptores de Los Loros 110

kV, Cerrillos 110 kV, Cerrillos 23 kV, Tierra Amarilla 110 kV, Cardones 110 kV, Copayapu 110

kV, Hernán Fuentes 110 kV y Copiapó 110 kV, incluyendo además de la verificación de la

capacidad de ruptura de los interruptores que se instalaran en las barras de la nueva

subestación SDGx05 Los Loros (en 23 kV y 110 kV).

De los resultados de verificación de la capacidad de ruptura en las barras antes descritas,

se concluye que no es necesario cambiar los interruptores en dichas barras, ya que los

niveles máximos de cortocircuito en ningún caso logran superar las mínimas capacidades

de ruptura de dichos interruptores.



26





Anexo A: Resultados cortocircuito trifásico

Cortocircuito trifásico previo a la conexión de la central

Cortocircuito trifásico después de la conexión de la central

Barra Ik´´ [kA] Ip [kA] Ib [kA] Ik [kA] Ith [kA] Iasy [kA rms] idc [kA] kdc [%] R/X

Los Loros 110 kV 1,96 3,55 1,96 1,96 2,14 1,96 0,01 0,39 0,44

Los Loros 23 kV 2,34 5,45 2,34 2,34 2,92 2,39 0,51 15,57 0,15

Cerrillos 110 kV 3,57 7,09 3,57 3,07 4,03 3,57 0,10 1,98 0,31

Cerrillos 23 kV 5,28 12,74 5,28 5,28 6,83 5,54 1,69 22,59 0,12

Tierra Amarilla 110 kV 3,85 7,80 3,85 3,31 4,39 3,86 0,14 2,61 0,29


Kozan 110 kV 3,47 6,86 3,47 3,47 3,91 3,47 0,09 1,81 0,32

Plantas 110 kV 3,12 6,04 3,12 3,12 3,49 3,12 0,06 1,29 0,35

Cardones 110 kV 6,98 17,77 6,90 6,00 9,70 7,94 3,77 38,65 0,08

Copayapu 110 kV 6,70 16,95 6,63 5,76 9,22 7,52 3,41 36,40 0,08

Cenizas 110 kV 6,87 17,12 6,78 5,90 9,26 7,51 3,05 31,82 0,09

Cenizas 11 kV 20,75 54,24 18,48 18,66 30,16 25,32 14,50 55,47 0,06

Copiapo 110 kV 4,58 9,76 4,57 3,94 5,35 4,60 0,34 5,28 0,23

Copiapo 13,8 kV 11,59 28,43 11,59 11,59 15,29 12,38 4,34 26,49 0,11

Hernan Fuentes 110 kV 4,10 8,65 4,09 3,52 4,77 4,11 0,27 4,70 0,24

Galleguillos 110 kV 3,88 8,75 3,87 3,33 4,71 3,92 0,59 10,68 0,18

Travesía 110 kV 4,00 8,83 4,00 3,44 4,78 4,03 0,46 8,17 0,20

Tap Castilla 110 kV 2,94 5,05 2,94 2,94 3,17 2,94 0,00 0,11 0,54

Paipote 110 kV 3,80 7,07 3,80 3,27 4,19 3,80 0,04 0,66 0,40

Magnetita 110 kV 3,43 5,93 3,43 3,43 3,70 3,43 0,01 0,13 0,53

Refugio 110 kV 1,11 2,30 1,11 1,11 1,27 1,11 0,06 3,78 0,26

Cardones 220 kV 9,98 23,87 9,56 8,50 12,79 10,39 2,88 21,27 0,13

CC 3F sin central

Barra Ik´´ [kA] Ip [kA] Ib [kA] Ik [kA] Ith [kA] Iasy [kA rms] idc [kA] kdc [%] R/X

SDGx5 Los Loros 23 kV A 7,15 14,99 7,15 7,15 8,28 7,16 0,43 4,29 0,25

SDGx5 Los Loros 23 kV B 7,15 14,99 7,15 7,15 8,28 7,16 0,43 4,29 0,25

SDGx5 Los Loros 110 kV 2,06 3,92 2,06 2,06 2,29 2,06 0,03 1,02 0,37

Los Loros 110 kV 2,21 4,18 2,21 2,21 2,45 2,21 0,03 0,88 0,38

Los Loros 23 kV 2,40 5,73 2,40 2,40 3,07 2,50 0,68 20,04 0,13

Cerrillos 110 kV 3,81 7,66 3,81 3,07 4,33 3,81 0,13 2,38 0,30

Cerrillos 23 kV 5,38 13,10 5,38 5,38 7,04 5,70 1,89 24,82 0,11



Kozan 110 kV 3,53 6,94 3,53 3,53 3,98 3,54 0,08 1,68 0,33

Plantas 110 kV 3,17 6,10 3,17 3,17 3,54 3,17 0,05 1,19 0,35

Cardones 110 kV 7,22 18,31 7,14 6,00 9,98 8,15 3,78 37,40 0,08

Copayapu 110 kV 6,94 17,50 6,87 5,76 9,51 7,74 3,42 35,21 0,08

Cenizas 110 kV 7,10 17,63 7,01 5,90 9,52 7,72 3,03 30,55 0,10

Cenizas 11 kV 20,86 54,50 18,59 18,33 30,29 25,42 14,54 55,30 0,06

Copiapo 110 kV 4,69 9,92 4,67 3,89 5,46 4,70 0,33 4,93 0,24

Copiapo 13,8 kV 11,68 28,60 11,68 11,68 15,38 12,46 4,34 26,26 0,11

Hernan Fuentes 110 kV 4,18 8,78 4,18 3,47 4,85 4,19 0,26 4,42 0,25

Galleguillos 110 kV 3,95 8,88 3,95 3,28 4,79 4,00 0,57 10,24 0,18

Travesía 110 kV 4,08 8,96 4,08 3,39 4,86 4,10 0,45 7,76 0,20

Tap Castilla 110 kV 2,96 5,07 2,96 2,96 3,19 2,96 0,00 0,11 0,54

Paipote 110 kV 3,87 7,15 3,86 3,21 4,26 3,87 0,03 0,60 0,41

Magnetita 110 kV 3,48 5,98 3,48 3,48 3,75 3,48 0,01 0,12 0,54

Refugio 110 kV 1,11 2,30 1,11 1,11 1,28 1,11 0,06 3,71 0,26

Cardones 220 kV 10,09 24,12 9,67 8,49 12,92 10,50 2,91 21,26 0,13

CC 3F con central



27





Anexo B: Resultados cortocircuito bifásico

Cortocircuito bifásico previo a la conexión de la central

Barra Ik´´a [kA rms] ip a [kA peak] Ib a [kA rms] Ik a [kA rms] Ith a [kA rms] Iasy a [kA rms] Idc a [kA] kdc a [%]

Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tierra Amarilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Kozan 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Plantas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copayapu 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 11 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 13,8 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Hernan Fuentes 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Galleguillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Travesía 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tap Castilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Paipote 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Magnetita 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Refugio 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 220 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Barra Ik´´b [kA rms] ip b [kA peak] Ib b [kA rms] Ik b [kA rms] Ith b [kA rms] Iasy b [kA rms] Idc b [kA] kdc b [%]

Los Loros 110 kV 1,68 3,05 1,68 1,68 1,84 1,68 0,01 0,39

Los Loros 23 kV 2,02 4,71 2,02 2,02 2,52 2,07 0,44 15,57

Cerrillos 110 kV 3,06 6,07 3,06 3,06 3,45 3,06 0,09 1,98

Cerrillos 23 kV 4,55 10,99 4,55 4,55 5,90 4,78 1,45 22,59



Kozan 110 kV 2,98 5,87 2,98 2,98 3,35 2,98 0,08 1,81

Plantas 110 kV 2,68 5,18 2,68 2,68 2,99 2,68 0,05 1,29

Cardones 110 kV 5,91 15,04 5,91 5,91 8,21 6,72 3,19 38,19

Copayapu 110 kV 5,68 14,36 5,68 5,68 7,81 6,37 2,89 36,00

Cenizas 110 kV 5,81 14,50 5,81 5,81 7,84 6,36 2,58 31,43

Cenizas 11 kV 17,94 46,88 17,94 17,94 26,07 21,88 12,53 49,41

Copiapo 110 kV 3,91 8,33 3,91 3,91 4,57 3,92 0,29 5,26

Copiapo 13,8 kV 9,99 24,50 9,99 9,99 13,18 10,67 3,74 26,49


Galleguillos 110 kV 3,32 7,48 3,32 3,32 4,03 3,35 0,50 10,67

Travesía 110 kV 3,42 7,54 3,42 3,42 4,09 3,45 0,40 8,16

Tap Castilla 110 kV 2,53 4,34 2,53 2,53 2,73 2,53 0,00 0,11

Paipote 110 kV 3,25 6,05 3,25 3,25 3,59 3,25 0,03 0,66

Magnetita 110 kV 2,94 5,08 2,94 2,94 3,18 2,94 0,01 0,13

Refugio 110 kV 0,95 1,98 0,95 0,95 1,10 0,96 0,05 3,78

Cardones 220 kV 8,06 19,27 8,06 8,06 10,32 8,39 2,32 20,37

Barra Ik´´c [kA rms] ip c [kA peak] Ib c [kA rms] Ik c [kA rms] Ith c [kA rms] Iasy c [kA rms] Idc c [kA] kdc c [%]

Los Loros 110 kV 1,68 3,05 1,68 1,68 1,84 1,68 0,01 0,39

Los Loros 23 kV 2,02 4,71 2,02 2,02 2,52 2,07 0,44 15,57

Cerrillos 110 kV 3,06 6,07 3,06 3,06 3,45 3,06 0,09 1,98

Cerrillos 23 kV 4,55 10,99 4,55 4,55 5,90 4,78 1,45 22,59



Kozan 110 kV 2,98 5,87 2,98 2,98 3,35 2,98 0,08 1,81

Plantas 110 kV 2,68 5,18 2,68 2,68 2,99 2,68 0,05 1,29

Cardones 110 kV 5,91 15,04 5,91 5,91 8,21 6,72 3,19 38,19

Copayapu 110 kV 5,68 14,36 5,68 5,68 7,81 6,37 2,89 36,00

Cenizas 110 kV 5,81 14,50 5,81 5,81 7,84 6,36 2,58 31,43

Cenizas 11 kV 17,94 46,88 17,94 17,94 26,07 21,88 12,53 49,41

Copiapo 110 kV 3,91 8,33 3,91 3,91 4,57 3,92 0,29 5,26

Copiapo 13,8 kV 9,99 24,50 9,99 9,99 13,18 10,67 3,74 26,49


Galleguillos 110 kV 3,32 7,48 3,32 3,32 4,03 3,35 0,50 10,67

Travesía 110 kV 3,42 7,54 3,42 3,42 4,09 3,45 0,40 8,16

Tap Castilla 110 kV 2,53 4,34 2,53 2,53 2,73 2,53 0,00 0,11

Paipote 110 kV 3,25 6,05 3,25 3,25 3,59 3,25 0,03 0,66

Magnetita 110 kV 2,94 5,08 2,94 2,94 3,18 2,94 0,01 0,13

Refugio 110 kV 0,95 1,98 0,95 0,95 1,10 0,96 0,05 3,78

Cardones 220 kV 8,06 19,27 8,06 8,06 10,32 8,39 2,32 20,37

Cortocircuito bifasico fase B

Cortocircuito bifasico fase C

Cortocircuito bifasico fase A



28





Cortocircuito bifásico después de la conexión de la central


SDGx5 Los Loros 23 kV A 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

SDGx5 Los Loros 23 kV B 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



Kozan 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Plantas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copayapu 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 11 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 13,8 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Galleguillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Travesía 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tap Castilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Paipote 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Magnetita 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Refugio 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 220 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00




SDGx5 Los Loros 110 kV 1,66 3,16 1,66 1,66 1,84 1,66 0,02 1,02

Los Loros 110 kV 1,79 3,38 1,79 1,79 1,98 1,79 0,02 0,88

Los Loros 23 kV 2,05 4,89 2,05 2,05 2,62 2,13 0,58 20,04

Cerrillos 110 kV 3,15 6,34 3,15 3,15 3,58 3,16 0,11 2,38

Cerrillos 23 kV 4,60 11,20 4,60 4,60 6,02 4,87 1,61 24,82



Kozan 110 kV 3,00 5,90 3,00 3,00 3,38 3,00 0,07 1,68

Plantas 110 kV 2,70 5,19 2,70 2,70 3,01 2,70 0,05 1,19

Cardones 110 kV 6,01 15,23 6,01 6,01 8,30 6,78 3,14 36,96

Copayapu 110 kV 5,78 14,56 5,78 5,78 7,91 6,44 2,85 34,84

Cenizas 110 kV 5,91 14,68 5,91 5,91 7,93 6,42 2,52 30,19

Cenizas 11 kV 17,98 46,99 17,98 17,98 26,12 21,92 12,54 49,29

Copiapo 110 kV 3,95 8,37 3,95 3,95 4,60 3,96 0,27 4,91

Copiapo 13,8 kV 10,03 24,56 10,03 10,03 13,21 10,70 3,72 26,26


Galleguillos 110 kV 3,35 7,52 3,35 3,35 4,05 3,38 0,48 10,23

Travesía 110 kV 3,45 7,58 3,45 3,45 4,11 3,47 0,38 7,75

Tap Castilla 110 kV 2,54 4,34 2,54 2,54 2,73 2,54 0,00 0,11

Paipote 110 kV 3,28 6,07 3,28 3,28 3,61 3,28 0,03 0,60

Magnetita 110 kV 2,96 5,09 2,96 2,96 3,19 2,96 0,00 0,12

Refugio 110 kV 0,96 1,98 0,96 0,96 1,10 0,96 0,05 3,71

Cardones 220 kV 8,10 19,36 8,10 8,10 10,37 8,43 2,33 20,37




SDGx5 Los Loros 110 kV 1,66 3,16 1,66 1,66 1,84 1,66 0,02 1,02

Los Loros 110 kV 1,79 3,38 1,79 1,79 1,98 1,79 0,02 0,88

Los Loros 23 kV 2,05 4,89 2,05 2,05 2,62 2,13 0,58 20,04

Cerrillos 110 kV 3,15 6,34 3,15 3,15 3,58 3,16 0,11 2,38

Cerrillos 23 kV 4,60 11,20 4,60 4,60 6,02 4,87 1,61 24,82



Kozan 110 kV 3,00 5,90 3,00 3,00 3,38 3,00 0,07 1,68

Plantas 110 kV 2,70 5,19 2,70 2,70 3,01 2,70 0,05 1,19

Cardones 110 kV 6,01 15,23 6,01 6,01 8,30 6,78 3,14 36,96

Copayapu 110 kV 5,78 14,56 5,78 5,78 7,91 6,44 2,85 34,84

Cenizas 110 kV 5,91 14,68 5,91 5,91 7,93 6,42 2,52 30,19

Cenizas 11 kV 17,98 46,99 17,98 17,98 26,12 21,92 12,54 49,29

Copiapo 110 kV 3,95 8,37 3,95 3,95 4,60 3,96 0,27 4,91

Copiapo 13,8 kV 10,03 24,56 10,03 10,03 13,21 10,70 3,72 26,26


Galleguillos 110 kV 3,35 7,52 3,35 3,35 4,05 3,38 0,48 10,23

Travesía 110 kV 3,45 7,58 3,45 3,45 4,11 3,47 0,38 7,75

Tap Castilla 110 kV 2,54 4,34 2,54 2,54 2,73 2,54 0,00 0,11

Paipote 110 kV 3,28 6,07 3,28 3,28 3,61 3,28 0,03 0,60

Magnetita 110 kV 2,96 5,09 2,96 2,96 3,19 2,96 0,00 0,12

Refugio 110 kV 0,96 1,98 0,96 0,96 1,10 0,96 0,05 3,71

Cardones 220 kV 8,10 19,36 8,10 8,10 10,37 8,43 2,33 20,37






29





Anexo C: Resultados cortocircuito bifásico a tierra

Cortocircuito bifásico a tierra previo a la conexión de la central


Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



Kozan 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Plantas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copayapu 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 11 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 13,8 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Galleguillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Travesía 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tap Castilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Paipote 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Magnetita 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Refugio 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 220 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Los Loros 110 kV 1,71 3,10 1,71 1,71 1,87 1,71 0,01 0,39

Los Loros 23 kV 2,36 5,51 2,36 2,36 2,95 2,42 0,52 15,57

Cerrillos 110 kV 3,24 6,44 3,24 3,24 3,66 3,24 0,09 1,98

Cerrillos 23 kV 5,44 13,13 5,44 5,44 7,04 5,71 1,74 22,59



Kozan 110 kV 3,15 6,22 3,15 3,15 3,55 3,15 0,08 1,81

Plantas 110 kV 2,80 5,42 2,80 2,80 3,13 2,80 0,05 1,29

Cardones 110 kV 7,97 20,27 7,97 7,97 11,06 9,05 4,30 38,19

Copayapu 110 kV 7,44 18,80 7,44 7,44 10,23 8,34 3,79 36,00

Cenizas 110 kV 7,75 19,33 7,75 7,75 10,45 8,48 3,44 31,43

Cenizas 11 kV 17,94 46,89 17,94 17,94 26,07 21,89 12,54 49,41

Copiapo 110 kV 4,34 9,24 4,34 4,34 5,07 4,35 0,32 5,26

Copiapo 13,8 kV 12,00 29,42 12,00 12,00 15,82 12,81 4,50 26,49


Galleguillos 110 kV 3,66 8,24 3,66 3,66 4,44 3,70 0,55 10,67

Travesía 110 kV 3,64 8,02 3,64 3,64 4,34 3,66 0,42 8,16

Tap Castilla 110 kV 2,51 4,31 2,51 2,51 2,71 2,51 0,00 0,11

Paipote 110 kV 4,14 7,71 4,14 4,14 4,57 4,14 0,04 0,66

Magnetita 110 kV 3,22 5,56 3,22 3,22 3,48 3,22 0,01 0,13

Refugio 110 kV 0,98 2,03 0,98 0,98 1,13 0,98 0,05 3,78

Cardones 220 kV 10,54 25,19 10,54 10,54 13,49 10,97 3,04 20,37


Los Loros 110 kV 1,82 3,30 1,82 1,82 1,99 1,82 0,01 0,39

Los Loros 23 kV 2,57 5,99 2,57 2,57 3,21 2,63 0,57 15,57

Cerrillos 110 kV 3,34 6,63 3,34 3,34 3,77 3,34 0,09 1,98

Cerrillos 23 kV 5,82 14,04 5,82 5,82 7,53 6,11 1,86 22,59



Kozan 110 kV 3,25 6,41 3,25 3,25 3,66 3,25 0,08 1,81

Plantas 110 kV 2,91 5,63 2,91 2,91 3,26 2,91 0,05 1,29

Cardones 110 kV 8,29 21,09 8,29 8,29 11,52 9,42 4,48 38,19

Copayapu 110 kV 7,58 19,17 7,58 7,58 10,43 8,51 3,86 36,00

Cenizas 110 kV 7,99 19,93 7,99 7,99 10,78 8,75 3,55 31,43

Cenizas 11 kV 17,93 46,87 17,93 17,93 26,06 21,88 12,53 49,41

Copiapo 110 kV 4,39 9,35 4,39 4,39 5,13 4,40 0,33 5,26

Copiapo 13,8 kV 12,76 31,28 12,76 12,76 16,83 13,63 4,78 26,49


Galleguillos 110 kV 3,62 8,17 3,62 3,62 4,40 3,66 0,55 10,67

Travesía 110 kV 3,66 8,06 3,66 3,66 4,37 3,68 0,42 8,16

Tap Castilla 110 kV 2,76 4,74 2,76 2,76 2,98 2,76 0,00 0,11

Paipote 110 kV 3,92 7,29 3,92 3,92 4,32 3,92 0,04 0,66

Magnetita 110 kV 3,28 5,66 3,28 3,28 3,54 3,28 0,01 0,13

Refugio 110 kV 0,99 2,05 0,99 0,99 1,14 0,99 0,05 3,78

Cardones 220 kV 10,95 26,18 10,95 10,95 14,02 11,40 3,16 20,37






30





Cortocircuito bifásico a tierra después de la conexión de la central




SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



Kozan 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Plantas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copayapu 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 11 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 13,8 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Galleguillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Travesía 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tap Castilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Paipote 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Magnetita 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Refugio 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 220 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00




SDGx5 Los Loros 110 kV 2,20 4,19 2,20 2,20 2,44 2,20 0,03 1,02

Los Loros 110 kV 2,21 4,17 2,21 2,21 2,45 2,21 0,03 0,88

Los Loros 23 kV 2,41 5,75 2,41 2,41 3,08 2,50 0,68 20,04

Cerrillos 110 kV 3,54 7,11 3,54 3,54 4,01 3,54 0,12 2,38

Cerrillos 23 kV 5,51 13,42 5,51 5,51 7,21 5,84 1,93 24,82



Kozan 110 kV 3,19 6,26 3,19 3,19 3,58 3,19 0,08 1,68

Plantas 110 kV 2,83 5,45 2,83 2,83 3,16 2,83 0,05 1,19

Cardones 110 kV 8,27 20,97 8,27 8,27 11,43 9,33 4,32 36,96

Copayapu 110 kV 7,74 19,51 7,74 7,74 10,60 8,63 3,81 34,84

Cenizas 110 kV 8,03 19,95 8,03 8,03 10,77 8,73 3,43 30,19

Cenizas 11 kV 17,99 47,00 17,99 17,99 26,12 21,93 12,54 49,29

Copiapo 110 kV 4,41 9,34 4,41 4,41 5,14 4,42 0,31 4,91

Copiapo 13,8 kV 12,06 29,54 12,06 12,06 15,88 12,86 4,48 26,26


Galleguillos 110 kV 3,71 8,33 3,71 3,71 4,49 3,75 0,54 10,23

Travesía 110 kV 3,68 8,08 3,68 3,68 4,38 3,70 0,40 7,75

Tap Castilla 110 kV 2,52 4,32 2,52 2,52 2,72 2,52 0,00 0,11

Paipote 110 kV 4,21 7,80 4,21 4,21 4,64 4,21 0,04 0,60

Magnetita 110 kV 3,26 5,60 3,26 3,26 3,51 3,26 0,01 0,12

Refugio 110 kV 0,98 2,04 0,98 0,98 1,13 0,98 0,05 3,71

Cardones 220 kV 10,63 25,42 10,63 10,63 13,62 11,07 3,06 20,37




SDGx5 Los Loros 110 kV 2,55 4,86 2,55 2,55 2,83 2,55 0,04 1,02

Los Loros 110 kV 2,52 4,77 2,52 2,52 2,80 2,52 0,03 0,88

Los Loros 23 kV 2,62 6,25 2,62 2,62 3,35 2,72 0,74 20,04

Cerrillos 110 kV 3,66 7,36 3,66 3,66 4,16 3,66 0,12 2,38

Cerrillos 23 kV 5,89 14,36 5,89 5,89 7,71 6,25 2,07 24,82



Kozan 110 kV 3,28 6,45 3,28 3,28 3,69 3,28 0,08 1,68

Plantas 110 kV 2,94 5,66 2,94 2,94 3,28 2,94 0,05 1,19

Cardones 110 kV 8,56 21,71 8,56 8,56 11,83 9,66 4,48 36,96

Copayapu 110 kV 7,85 19,78 7,85 7,85 10,75 8,75 3,87 34,84

Cenizas 110 kV 8,24 20,46 8,24 8,24 11,05 8,96 3,52 30,19

Cenizas 11 kV 17,98 46,98 17,98 17,98 26,11 21,92 12,53 49,29

Copiapo 110 kV 4,45 9,43 4,45 4,45 5,19 4,46 0,31 4,91

Copiapo 13,8 kV 12,82 31,41 12,82 12,82 16,89 13,68 4,76 26,26


Galleguillos 110 kV 3,67 8,24 3,67 3,67 4,44 3,70 0,53 10,23

Travesía 110 kV 3,70 8,12 3,70 3,70 4,40 3,72 0,41 7,75

Tap Castilla 110 kV 2,77 4,74 2,77 2,77 2,98 2,77 0,00 0,11

Paipote 110 kV 3,96 7,34 3,96 3,96 4,37 3,97 0,03 0,60

Magnetita 110 kV 3,30 5,68 3,30 3,30 3,56 3,30 0,01 0,12

Refugio 110 kV 0,99 2,05 0,99 0,99 1,14 0,99 0,05 3,71

Cardones 220 kV 11,04 26,40 11,04 11,04 14,14 11,49 3,18 20,37






31





Anexo D: Resultados cortocircuito monofásico a tierra

Cortocircuito monofásico a tierra previo a la conexión de la central


Los Loros 110 kV 1,36 2,46 1,36 1,36 1,49 1,36 0,01 0,39

Los Loros 23 kV 2,56 5,96 2,56 2,56 3,19 2,62 0,56 15,57

Cerrillos 110 kV 2,84 5,64 2,84 2,84 3,21 2,84 0,08 1,98

Cerrillos 23 kV 5,85 14,12 5,85 5,85 7,57 6,14 1,87 22,59



Kozan 110 kV 2,74 5,41 2,74 2,74 3,09 2,74 0,07 1,81

Plantas 110 kV 2,39 4,62 2,39 2,39 2,67 2,39 0,04 1,29

Cardones 110 kV 8,36 21,26 8,36 8,36 11,60 9,50 4,51 38,19

Copayapu 110 kV 7,75 19,60 7,75 7,75 10,66 8,70 3,95 36,00

Cenizas 110 kV 8,11 20,22 8,11 8,11 10,94 8,87 3,60 31,43

Cenizas 11 kV 0,02 0,04 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01 49,41

Copiapo 110 kV 4,10 8,73 4,10 4,10 4,79 4,11 0,31 5,26

Copiapo 13,8 kV 12,86 31,53 12,86 12,86 16,96 13,73 4,82 26,49


Galleguillos 110 kV 3,31 7,46 3,31 3,31 4,01 3,34 0,50 10,67

Travesía 110 kV 3,01 6,64 3,01 3,01 3,60 3,03 0,35 8,16

Tap Castilla 110 kV 1,97 3,38 1,97 1,97 2,12 1,97 0,00 0,11

Paipote 110 kV 4,16 7,75 4,16 4,16 4,59 4,16 0,04 0,66

Magnetita 110 kV 3,01 5,19 3,01 3,01 3,25 3,01 0,01 0,13

Refugio 110 kV 0,66 1,37 0,66 0,66 0,76 0,66 0,04 3,78

Cardones 220 kV 10,74 25,69 10,74 10,74 13,76 11,18 3,10 20,37


Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



Kozan 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Plantas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copayapu 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 11 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 13,8 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Galleguillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Travesía 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tap Castilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Paipote 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Magnetita 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Refugio 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 220 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



Kozan 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Plantas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copayapu 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 11 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 13,8 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Galleguillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Travesía 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tap Castilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Paipote 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Magnetita 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Refugio 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 220 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cortocircuito monofasico fase B

Cortocircuito monofasico fase C

Cortocircuito monofasico fase A



32





Cortocircuito monofásico a tierra después de la conexión de la central




SDGx5 Los Loros 110 kV 2,36 4,50 2,36 2,36 2,62 2,36 0,03 1,02

Los Loros 110 kV 2,38 4,50 2,38 2,38 2,64 2,38 0,03 0,88

Los Loros 23 kV 2,58 6,16 2,58 2,58 3,30 2,68 0,73 20,04

Cerrillos 110 kV 3,39 6,81 3,39 3,39 3,85 3,39 0,11 2,38

Cerrillos 23 kV 5,89 14,34 5,89 5,89 7,71 6,24 2,07 24,82



Kozan 110 kV 2,77 5,43 2,77 2,77 3,11 2,77 0,07 1,68

Plantas 110 kV 2,41 4,63 2,41 2,41 2,68 2,41 0,04 1,19

Cardones 110 kV 8,53 21,63 8,53 8,53 11,79 9,63 4,46 36,96

Copayapu 110 kV 7,94 20,02 7,94 7,94 10,87 8,85 3,91 34,84

Cenizas 110 kV 8,27 20,55 8,27 8,27 11,10 8,99 3,53 30,19

Cenizas 11 kV 0,02 0,04 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01 49,29

Copiapo 110 kV 4,14 8,78 4,14 4,14 4,83 4,15 0,29 4,91

Copiapo 13,8 kV 12,89 31,58 12,89 12,89 16,99 13,75 4,79 26,26


Galleguillos 110 kV 3,34 7,50 3,34 3,34 4,04 3,37 0,48 10,23

Travesía 110 kV 3,04 6,66 3,04 3,04 3,61 3,05 0,33 7,75

Tap Castilla 110 kV 1,97 3,38 1,97 1,97 2,12 1,97 0,00 0,11

Paipote 110 kV 4,20 7,78 4,20 4,20 4,63 4,20 0,04 0,60

Magnetita 110 kV 3,03 5,20 3,03 3,03 3,26 3,03 0,00 0,12

Refugio 110 kV 0,66 1,37 0,66 0,66 0,76 0,66 0,03 3,71

Cardones 220 kV 10,80 25,82 10,80 10,80 13,83 11,24 3,11 20,37




SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



Kozan 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Plantas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copayapu 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 11 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 13,8 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Galleguillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Travesía 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tap Castilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Paipote 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Magnetita 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Refugio 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 220 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00




SDGx5 Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Los Loros 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cerrillos 23 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00



Kozan 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Plantas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copayapu 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cenizas 11 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Copiapo 13,8 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


Galleguillos 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Travesía 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Tap Castilla 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Paipote 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Magnetita 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Refugio 110 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cardones 220 kV 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Cortocircuito monofasico fase C

Cortocircuito monofasico fase A

Cortocircuito monofasico fase B



resultados cortocircuito bifásico a tierra

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