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COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN GRUPOS GENERADORES EN LA
SUBESTACIÓN CAYO SANTA MARÍA
MSc Emilio Francesena Bacallao1, Ing Rolando Pérez Gatorno2, Ing. Guillermo Pérez Pérez3
1Centro de Estudios Electroenergéticos, Universidad Central ¨Marta Abreu¨de Las Villas
2Especialista Departamento Protecciones Empresa Eléctrica Provincial Villa Clara
3Ingeniero en Adiestramiento 1e-mail:[email protected]
RESUMEN
En el Sistema Electroenergético Nacional se ha incrementado la generación distribuida mediante grupos de
generación de distintas tecnologías, fundamentalmente MTU, MAN y HYUNDAI, la mayoría de los cuales
están sincronizados con el sistema o formando nodos de generación sincronizados entre sí para alimentar
instalaciones aisladas, como Cayo Santa María. Las protecciones requeridas tanto para el sistema como para
los grupos electrógenos deben ser coordinadas, para que operen con selectividad, lo que depende de sus
características y las particularidades de su instalación.
Este trabajo describe el sistema de generación del Sistema Aislado Cayo Santa María (SACSM) para cada
tecnología y las protecciones que traen incorporadas para operar ante sobrecorrientes, así, apoyado por el
Departamento de Protecciones y la Dirección de Desarrollo de la Empresa Eléctrica Provincial de Villa Clara,
se analiza la selectividad de las protecciones desde los grupos de generación hasta la salida de barra de la
subestación de la Central Eléctrica del SACSM ante cortocircuitos en las salidas a cargas o en las entradas de
generación.
Para la simulación de las condiciones de operación y fallas se utilizan productos de software convenientes,
como: el PSX Explorer v3.02 y otros especializados. Se llega a importantes conclusiones y se ofrecen
recomendaciones para la adecuada coordinación de la protección de las baterías de generadores y su
interacción con el resto del sistema, acorde a los relés utilizados en cada caso.
PALABRAS CLAVES: protecciones, sobrecorriente, selectividad.
COORDINATION OF PROTECTIONS IN GENERATING GROUPS AT CAYO
SANTA MARÍA'S SUBSTATION.
ABSTRACT
The distributed generation by means of generation groups of different technologies has increased in the
National Electric Power System, fundamentally MTU, MAN and HYUNDAI that they are synchronized with
the system and in another cases forming nodes of generation synchronized among themselves to feed facilities
isolated, like in Cayo Santa María. Protections required so much for the system same as for generating sets
must be selective and depend on his characteristics and of the particularities of his installation.
This work describes generation's system of the Isolated System of Cayo Santa María (SACSM) for each
technology and his short circuit protections.
Backed up for Protection's Department in coordination with Technical Direction of Villa Clara's Electric
Company, the selectivity of protections from the groups of generation to the way out of bar of the SACSM's
substation are analyzed.
For the simulation of the operation conditions and faults utilize convenient products of software themselves,
like: PSX Explorer v3.02 and specialized others. It takes place to important conclusions and it offer
recommendations for the adequate coordination of the protection of the generators batteries and his interaction
with the rest of the system, chord to utilized relays in each case.
KEY WORDS: protections, overcurrent, selectivity.
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1. INTRODUCCIÓN
El primer eslabón en la cadena de explotación de los sistemas eléctricos son las unidades generadoras. En los
Sistemas Eléctricos de Potencia a nivel de país o región la salida o entrada de un simple generador puede tener
una mayor o menor repercusión en la operación de dicho sistema, en dependencia de lo robusto o fortaleza del
mismo ante determinadas contingencias [1].
En el caso particular del Sistema Aislado de Cayo Santa María (SACSM) el problema puede tener matices más
relevantes por tratarse, como su nombre lo indica, de un sistema de suministro que en las condiciones actuales
y sin otra variante para un futuro inmediato trabaja aislado del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Por ello
reviste gran importancia la respuesta de dicho sistema ante condiciones de fallas, específicamente los
cortocircuitos, que puedan provocar la salida de solo una máquina, de un grupo de unidades o de secciones
completas de generación, según el esquema de protecciones y la selectividad que posean, como una propiedad
indispensable para lograr que la afectación en la generación sea la mínima necesaria para aislar
convenientemente una falla, que por una razón u otra se refleja en las unidades generadoras con la intensidad
necesaria para afectar su operación presente o futura, porque su contribución a la falla puede afectar otras
componentes del sistema [2].
En este sentido el Departamento de Protecciones en coordinación con la Dirección de Desarrollo de la Empresa
Eléctrica Provincial de Villa Clara manifiesta la conveniencia de realizar el estudio de selectividad en las
barras colectoras de los grupos de generación. Por lo que el trabajo se propone el objetivo fundamental de
verificar la coordinación para una respuesta selectiva de las protecciones en los grupos generadores y su
interacción con el SACSM ante cortocircuitos; para ello se parte del chequeo de sensibilidad de las
protecciones contra cortocircuitos de cada grupo de generadores en condiciones de mínima en el sistema, y la
coordinación gráfica de las mismas con las restantes existentes en las salidas a cargas y las entradas de
generación en las barras de la subestación principal del Cayo y en el rango de cortocircuitos desde los mínimos
a que son sensibles hasta los máximos posibles [3,4].
Por razones de extensión del trabajo, solo se mostrarán las coordinaciones más significativas en cada grupo de
unidades generadoras y agrupadas por tipo de tecnologías.
2. DESARROLLO
Sistema de generación del SACSM y regímenes de operación
La barra de la Subestación Principal del SACSM se alimenta de distintos grupos de generación y de ella parten
varios alimentadores de carga, tanto para instalaciones hoteleras como otras facilidades del Cayo, como se
muestra de forma resumida en el monolineal de la figura 1 [5].
Figura 1: Diagrama monolineal resumido de la subestación principal del SACSM.
La generación de Cayo Santa María (CSM) está compuesta por 26 generadores agrupados por tecnología:
Una batería de dos generadores MAN alimentados con fuel oil.
Una batería de cuatro generadores Hyundai alimentados con fuel oil.
Dos baterías de seis generadores MTU-Chinos cada una y alimentados con diésel.
Una batería de ocho generadores MTU-Alemana alimentados con diésel.
Los dos regímenes de operación utilizados en el trabajo, parten de la información brindada por los especialistas
de explotación del SACSM, y cuyas consideraciones fundamentales son:
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- En Régimen de Mínima se consideran trabajando los siguientes generadores: Hyundai (4), MAN (2),
MTU-China (2) y MTU-Alemana (1).
- En Régimen de Máxima se consideran trabajando los siguientes generadores: Hyundai (4), MAN (2),
MTU-China (6) y MTU-Alemana (2).
Coordinación de la batería Hyundai
En la figura 2 se muestra en conjunto el esquema de la batería Hyundai y los ajustes de las distintas
protecciones de sobrecorriente, cuya operación es factible a fallas tanto en el sistema como en la propia batería,
los ajustes más sensibles de cada protección son de tiempo inverso, según los relé P142 para las salidas, P143
para las entradas de generación a la subestación y el relé DOG-M51D en los generadores [6,7].
Figura 2: Esquema de la batería Hyundai y los ajustes de las distintas protecciones de sobrecorriente.
Se realizan numerosas simulaciones de posibles fallas con el software PSX y se obtienen para ellas las
corrientes y tensiones en los terminales del generador, para compararlas con los ajustes de las protecciones de
sobrecorriente y también las que tienen control o retención por voltaje, comprobando así la operación de la
protección en un intervalo desde la mínima corriente a la que son sensibles las protecciones a coordinar, hasta
la máxima que pudiera circular para otras fallas más cercanas.
Para un ajuste del 80% de la tensión (0,8*4160=3328 V) y de corriente 432 A, la protección de respaldo del
generador (51V) deja de ser sensible por corriente en los circuitos alimentadores 172 y 173 de las Dunas y 174
y 175 de Ensenachos; un ejemplo del límite de sensibilidad es para falla en el Hotel Pta-Madruguilla, la
corriente y la tensión vista por los generadores se muestra en la tabla 1.
Tabla 1: Corrientes y tensiones vistas por el generador Hyundai para falla en Hotel Pta-Madruguilla.
Coordinación entre las protecciones de fases del generador y las protecciones del sistema con la
direccionalidad hacia el sistema en régimen de mínima.
En la figura 3 se muestran las características de operación (tiempo en segundos vs corriente en A multiplicada
por 10) de las protecciones de fase del generador (respaldo 51V), las del totalizador, las celdas de entradas a la
subestación principal y las salidas de cargas, para una falla bifásica en la Casa Criolla, en mínima demanda y
con direccionalidad hacia el sistema, es de señalar que todas las corrientes están referidas al mismo nivel de
tensión 13,8 kV. Para una coordinación correcta ante fallas en los circuitos de los alimentadores a los
consumidores, deben actuar en ese orden, primero la salida de barra, luego la entrada de generación a barra, el
totalizador del grupo de generación y por último la protección del generador
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Figura 3: Esquema de coordinación de las protecciones: generador, totalizador, celdas de entrada y salida de la
subestación con la direccionalidad hacia el sistema en régimen de mínima.
En la figura 3 están representadas la salida por sus tres ajustes no direccionales el de tiempo inverso, corto
tiempo y el instantáneo, la entrada con sus dos ajustes hacia adelante de tiempo inverso y corto tiempo, el
totalizador y el generador con sus ajustes de tiempo inverso e instantáneo cada uno. Los valores mostrados en
la figura son: las corrientes vistas por cada protección para la falla analizada, así como el tiempo de operación
de la misma.
En este caso el relé P142 de la salida actúa primero (para una corriente 5036 A con un tiempo de 0.0469
segundos) lo cual es correcto, mientras el relé P143 de la entrada V950 de generación (actúa para un tiempo de
2.7 segundos con corriente de 983.1 A) y no coordina en varios intervalos de corriente con el totalizador y el
generador porque opera para la falla después de estos.
Coordinación de las protecciones de fase del generador y el sistema con la direccionalidad hacia el
sistema en régimen de máxima.
En la figura 4 se muestran las características de operación (tiempo en segundos vs corriente en A multiplicada
por 10) de las protecciones de fase del generador (respaldo 51V), la del totalizador, la celda de entrada a la
subestación principal y la salida de carga, para una falla trifásica máxima a la salida de carga y la central
eléctrica en máxima demanda y con direccionalidad hacia el sistema, todas las corrientes referidas a 13,8 kV.
Figura 4: Esquema de coordinación de las protecciones, generador, totalizador, celdas de entrada y salida de la
subestación con la direccionalidad hacia el sistema en régimen de máxima.
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Para una coordinación correcta ante fallas a la salida de carga de la subestación, las protecciones deben actuar
en igual orden que en el caso anterior.
En este caso la salida actúa primero (con corriente de 6915 A para un tiempo de 0.0403 segundos) lo cual es
correcto para esta falla, el relé de la celda de entrada V950 no coordina para esta falla porque opera (con un
tiempo de 2.6 segundos a corriente de 996.5 A) después del totalizador (con tiempo de 0.386 segundos con una
corriente de 996.3 A) y el respaldo del generador (con un tiempo de 1.05 segundos y corriente de 248.7 A),
debido a esto las protecciones no son completamente selectivas, aunque el respaldo del generador y el
totalizador sí operan de manera coordinada.
Coordinación de las protecciones de fase del generador y el sistema con la direccionalidad hacia el
generador en régimen de máxima.
En la figura 5 se muestran las características de operación (tiempo en segundos vs corriente en A multiplicada
por 10) de las protecciones trabajando en régimen de máxima demanda, para un cortocircuito trifásico máximo
en los terminales del generador y con la direccionalidad hacia el generador, las corrientes referidas a 13,8 kV.
Se muestra el ajuste del generador y el totalizador y el ajuste hacia atrás de la entrada a la subestación, la
corriente representada es la vista por el relé P143 de la celda de entrada V950.
Figura 5: Esquema de coordinación de las protecciones, generador, totalizador, celdas de entrada con la
direccionalidad hacia el generador en régimen de máxima.
Para este caso la corriente vista por la protección del generador es de 3300.75 A y el totalizador 2263 A, por lo
cual actúan instantáneamente lo cual no es correcto porque en lugar de salir el generador donde ocurrió la falla
sale la batería completa, el relé P143 de la entrada actúa correctamente (para una corriente de 2263 A y tiempo
de 0.13 segundos) después de las protecciones del generador y el totalizador. Para solucionar este problema de
coordinación el ajuste instantáneo del totalizador de 1356.7 A se debe cambiar a 3350 A referido al nivel de
tensión de 13,8 kV.
Coordinación de la batería Man
En la figura 6 se muestra en conjunto el esquema de la batería Man y como en el caso anterior, solo los
principales ajustes de las distintas protecciones de sobrecorriente, la totalidad de los parámetros de ajuste se
muestran en las gráficas de coordinación más adelante [8].
Para un ajuste del 90% de la tensión (0.9*13,8=12,42 kV) y de corriente 237 A, la protección de respaldo del
generador deja de ser sensible por corriente en los circuitos 174 y 175 de Ensenachos.
Coordinación entre las protecciones de fases del generador y las protecciones del sistema con la
direccionalidad hacia el sistema en régimen de mínima.
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Figura 6: Esquema de la batería Man y los ajustes de las distintas protecciones de sobrecorriente.
En la figura 7 se muestran las características de operación (tiempo en segundos vs corriente en A multiplicada
por 100) de las protecciones de fase del generador (respaldo 51V), las del totalizador, la celda de entrada a la
subestación principal y la salida de carga, para un cortocircuito en el CC16 Brujas con la central eléctrica del
SACSM trabajando en mínima demanda y con direccionalidad hacia el sistema. En esta figura están
representadas la salida por sus tres ajustes no direccionales el de tiempo inverso, corto tiempo y el instantáneo,
la entrada con sus dos ajustes hacia adelante de tiempo inverso y corto tiempo, el totalizador y el generador con
sus ajustes de tiempo inverso e instantáneo cada uno, las corrientes representadas son las corrientes vistas por
cada protección para la falla analizada.
Figura 7: Esquema de coordinación de las protecciones, generador, totalizador, celdas de entrada y salida con
la direccionalidad hacia el sistema.
Para este caso el relé P142 de la salida actúa primero con tiempo de 0.045 segundos y corriente de 2600 A lo
que es correcto para esta falla, luego el totalizador con tiempo de 3.07 segundos y corriente de 781 A,
posteriormente la entrada para un tiempo de 12.9 segundos con corriente de 781.7 A y por último la protección
del generador para un tiempo de 14.4 segundos con corriente de 390.8 A, en este caso se pierde selectividad
entre las protecciones del totalizador que actúa primero que la entrada, lo cual no es tan grave en este esquema.
Coordinación entre las protecciones de fase del generador y las del sistema con la direccionalidad
hacia el sistema en régimen de máxima.
En este caso, al igual que para el régimen de mínima y aunque no se muestra la gráfica, el relé P142 de la
salida actúa primero (con corriente de 6963 A y tiempo de 0.0395 segundos) lo cual es correcto, pero hay
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descoordinación de las protecciones porque el totalizador actúa (con corriente de 1918 A y tiempo de 0.493
segundos) antes que la entrada (con corriente de 1917 A y tiempo de 1.14 segundos).
Coordinación entre las protecciones de fase del generador y las del sistema con la direccionalidad
hacia el generador en régimen de máxima.
En la figura 8 se muestra el ajuste del generador y el totalizador y el ajuste hacia atrás de tiempo inverso de la
entrada a la subestación, la corriente representada en esta gráfica es la vista por cada protección.
Figura 8: Esquema de coordinación de las protecciones, generador, totalizador, celdas de entrada con la
direccionalidad hacia el generador.
Para este caso la protección del generador responde primero (con tiempo de 0.05 segundos y corriente de 6020
A) lo cual es correcto para esta falla, mientras el relé P143 de la entrada de la celda 10 de la subestación actúa
(con un tiempo de 0.0609 segundos y corriente de 5076 A) antes que el totalizador (con un tiempo de 0.201
segundos y corriente de 5077 A), por lo tanto, no coordinan correctamente las protecciones del totalizador y la
entrada, aunque como se dijo anteriormente esto no es tan grave en la disponibilidad del esquema actual.
Coordinación de la batería MTU China
La batería 1 está compuesta por 6 generadores divididos en dos grupos de tres generadores cada uno, estos
grupos están conectados mediante el seccionalizador BY300 para en caso de avería pueda salir la generación
por una sola celda. El primer grupo contiene los generadores del 1 al 3 y que entran a la barra 1 de la
subestación del Cayo por la Celda-15 a través del interruptor V940 de 630 A y el otro grupo con los restantes
generadores del 4 al 6 y entran a la barra1 por la Celda-16 mediante el interruptor V980 de 630 A. Mientras la
batería 2 contiene los restantes 6 generadores de igual forma y conectados mediante el seccionalizador BY700,
los generadores del 7 al 9 ubicados en un grupo entran a la barra 2 de la subestación principal por la Celda-7 a
través del interruptor V2000 de 2000 A y el otro grupo compuesto por los generadores del 10 al 12 entran por
la Celda-8 a la barra 2 de generación del cayo mediante el interruptor V930 de 630 A.
En la figura 9 se muestra en conjunto el esquema del primer grupo de la batería 1 y los ajustes de las distintas
protecciones de sobrecorriente, cuya operación es factible a fallas tanto en el sistema como en la propia batería.
Este esquema consta de relés P142 para las salidas a cargas y entradas de generación a la barra de la
subestación, P143 para los totalizadores de generación con dos ajustes hacia los generadores y uno hacia el
sistema (Rev según convenio de especialistas), alimentadores de generación también con P143 y cuatro ajustes
hacia el generador y en este caso el relé de respaldo de los generadores es el NR PCS-985B [9,10].
Para un ajuste del 80% de la tensión (0,8*480=384 V) y de corriente 4,45 kA, la protección de respaldo del
generador (51V del PCS-985B) deja de ser sensible por corriente en los circuitos 178 y 180 Este. Uno de los
principales lugares hasta donde es sensible la protección de respaldo del generador (51V) es un cortocircuito en
el CC8-Circuito-1-Casa Negocio, el cual se toma como ejemplo para la coordinación.
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Figura 9: Esquema de un grupo de la batería MTU China y los ajustes de las protecciones de sobrecorriente.
Coordinación entre las protecciones de fases del generador y las protecciones del sistema con la
direccionalidad hacia el sistema en régimen de mínima.
En la figura 10 se muestran las características de operación de las protecciones de fase del generador (respaldo
51V), la del totalizador, la celda de entrada a la subestación principal y la salida de carga, para la falla anterior
(cortocircuito en el CC8-Circuito-1-Casa Negocio) y la central eléctrica del SACSM trabajando en mínima
demanda con el enlace barra de la batería analizada abierto y con direccionalidad hacia el sistema.
Figura 10: Esquema de coordinación de las protecciones, respaldo generador, totalizador, celdas de entrada y
salida de la subestación con la direccionalidad hacia el sistema en régimen de mínima.
En este caso el relé P142 de la salida actúa primero porque como se ve en la gráfica circula por él una corriente
de 2738 A para un tiempo de operación de 0.05 segundos, lo cual es correcto y después actúan al mismo
tiempo: el relé P142 de la entrada a la subestación con una corriente de 568.7 A y un tiempo de 3 segundos y el
respaldo del generador con una corriente de 197 A y tiempo de 3 segundos, lo cual no es correcto, mientras el
totalizador para una corriente de 568.7 A no es sensible a esta falla, lo cual afecta la selectividad de las
protecciones y por ende la disponibilidad del sistema ante dichas condiciones, lo cual se puede agravar en
pérdida innecesaria de generación si el enlace de las barras de la batería de generadores chinos estuviera
trabajando cerrado.
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Coordinación entre las protecciones de fases del generador y las del sistema con la direccionalidad
hacia el sistema en régimen de máxima.
En este caso, a diferencia del régimen de mínima, al comparar los tiempos de operación de cada protección
según la corriente circulante por ellas, todas las protecciones coordinan y operando con selectividad, lo cual es
satisfactorio para una correcta disponibilidad en el sistema.
Coordinación de las protecciones de fase del generador y el sistema con la direccionalidad hacia el
generador en régimen de máxima.
En la figura 11 se muestran las características de operación (tiempo en segundos vs corriente en A multiplicada
por 10) de las protecciones trabajando en régimen de máxima demanda, para un cortocircuito trifásico máximo
en los terminales de un generador con el enlace de barra de la batería analizada abierto y con la direccionalidad
hacia el generador. Las corrientes representadas son las vistas por cada protección y referidas a 13,8 kV.
Figura 11: Esquema de coordinación de las protecciones, respaldo generador, alimentador, totalizador, celda de
entrada de la subestación con la direccionalidad hacia el generador en régimen de máxima.
En este caso actúan primero el relé P143 (dirección hacia atrás) del alimentador BY-205 del generador (para
una corriente de 1385 A con un tiempo de 1.5 segundos) y el relé P142 de la entrada de generación a la
subestación principal (para una corriente de 1146 A con un tiempo de 1.5 segundos), después el respaldo del
generador (para una corriente de 879.1 A con un tiempo de 3 segundos) y por último P143 del totalizador del
grupo de generación BY200 (con una corriente de 1146 A con un tiempo de 6 segundos), lo que provoca la no
coordinación y falta de selectividad de estas protecciones. Esta falta de selectividad trae consigo que en vez de
salir de funcionamiento el generador fallado salga la batería completa donde se encuentre el generador fallado.
Para solucionar este problema se debe bajar el tiempo de respuesta del respaldo del generador para esta falla, a
partir preferiblemente de la implementación de una característica de tiempo inverso manteniendo el control por
voltaje y que posibilite mantener su coordinación para fallas hacia el sistema, ya que no posee direccionalidad,
para ello el tiempo de operación para fallas en el generador debe estar alrededor de 1,2 segundos y bajar
sensibilidad para lograr coordinación por corriente en ambas direcciones, el ajuste del segundo escalón del
totalizador alrededor de 1.75 segundos y la entrada de generación con direccionalidad hacia el generador
alrededor de 2 segundos.
Coordinación de la batería MTU Alemana
La batería está conformada por ocho generadores, de 2,36 MVA (1,9 MW) cada uno a 0,48 kV para un total de
18,88 MVA (15,2 MW), son conectados a la barra de generación por medio de un transformador de 2,5 MVA
13,8/0,48 kV y un interruptor para cada generador.
Se procede de forma análoga a la batería MTU China, con la diferencia que estos generadores se encuentran
protegidos por la Unidad de Control DEIF, FIS II y el relé de protección de falla a tierra [10,11].
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En la figura 12 se muestra una sección de dos generadores de la batería con los ajustes de las protecciones [12].
Figura 12: Esquema de parte de la batería MTU Alemana y los ajustes de las protecciones de sobrecorriente.
Para un ajuste del 80% de la tensión (0,8*480=384 V) y de corriente 4,11 kA, la protección de respaldo del
generador (51V) deja de ser sensible por corriente en los circuitos 172 y 174 de las Dunas. Un ejemplo hasta
donde es sensible la protección del generador en régimen de mínima, es para una falla bifásica en el Hotel Sol.
Coordinación entre las protecciones de fases del generador y las protecciones del sistema con la
direccionalidad hacia el sistema en régimen de mínima.
En la figura 13 se muestran las características de operación (tiempo en segundos vs corriente en A multiplicada
por 100) de las protecciones de fases del generador (FIS-2 y GPC), la del totalizador, la celda de entrada a la
subestación principal y la salida de carga, para la falla anterior trabajando en mínima demanda con
direccionalidad hacia el sistema, las corrientes representadas en la gráfica están referidas a la tensión 13,8 kV.
Figura 13: Esquema de coordinación de las protecciones de fase del generador MTU Alemán, totalizador, celda
de entrada y salida con la direccionalidad hacia el sistema en régimen de mínima.
En este caso como se observa en la gráfica, actúa primero el relé P142 de la salida (con un tiempo de 0.0479
segundos y corriente de 4760 A) lo que es correcto, pero el relé P143 de la entrada de la subestación y el
totalizador de la batería no son sensibles para la falla (corriente de 709 A) y por último las protecciones de fase
del generador FIS-2 (para una corriente de 138.7 A con un tiempo de 2 segundos) y el GPC (para una corriente
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de 295.5 A con un tiempo de 2 segundos) que si son sensibles a la falla, lo que provoca la no coordinación de
las protecciones involucradas y la salida individual de máquinas del sistema.
Para régimen de máxima ocurre de manera análoga al anterior, el relé P142 de la salida es el primero en actuar,
después el totalizador y por último las protecciones del generador ambas al mismo tiempo, el relé P143 de la
entrada no es sensible a esta falla.
Coordinación de las protecciones de fase del generador y el sistema con la direccionalidad hacia el
generador en régimen de máxima.
En la figura 14 se muestran las características de operación (tiempo en segundos vs corriente en A multiplicada
por 100) de las protecciones de fase del generador (FIS-2 y GPC), totalizador y la celda de entrada a la
subestación, trabajando en régimen de máxima demanda, para un un cortocircuito trifásico máximo en los
terminales del generador y con la direccionalidad hacia el generador. Las corrientes representadas son las vistas
por cada protección para esta falla y todas están referidas al mismo nivel de tensión 13,8 kV.
Figura 14: Esquema de coordinación de las protecciones de fase del generador MTU Alemán, totalizador y
celda de entrada de la subestación con la direccionalidad hacia el generador.
Para una coordinación correcta ante una falla en los terminales de uno de los generadores las protecciones
deben de actuar en ese orden, primero las del generador (FIS-2 y GPC), el totalizador y por último la entrada.
En este caso como se ve en la gráfica el relé del totalizador es el primero que actúa (con un tiempo de 1.6
segundos y corriente de 1323 A), después las protecciones de fase del generador (FIS-2 para una corriente de
332.2 A y el GPC para una corriente de 1374 A, ambas con un tiempo de 2 segundos), lo cual no es correcto
porque saca de servicio la batería y no el generador fallado, mientras el relé P143 de la entrada no es sensible
para esta falla (1323 A).
Esto conlleva a que las protecciones no tengan selectividad y se corre el riesgo de perder un bloque de
generación completo ante la falla en una máquina, situación perjudicial para la operación segura y estable del
SACSM. Debe valorarse cambiar el ajuste de las protecciones de fase del generador a 1.4 segundos y el ajuste
de la entrada hacia atrás a 1100 A.
Todas estas protecciones y su coordinación guardan relación con la Protección Especial de Barras de la
subestación del SACSM, pero por razones de espacio este análisis no se aborda en este trabajo.
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3. CONCLUSIONES
La utilización de productos de software apropiados posibilita una mejor coordinación y visualización
gráfica de la selectividad de las protecciones, cuyo análisis se complica por no formar una cascada de
corriente común a todas.
En la batería Hyundai con la direccionalidad hacia el generador en régimen de máxima, las protecciones
de fase de dicho generador y el totalizador actúan instantáneamente lo cual no es correcto.
En el grupo MTU-China con la direccionalidad hacia el generador en régimen de máxima las
protecciones de fase del generador y la de la entrada a la barra de la subestación no coordinan.
En la batería MTU-Alemana con la direccionalidad hacia el generador en régimen de máxima no
coordinan las protecciones de fase del generador y el totalizador de la batería.
4. RECOMENDACIONES
Realizar cambios de ajustes en cada batería para mejorar la coordinación selectiva.
Implementar la direccionalidad en cada grupo hacia el generador y el sistema siempre que sea posible.
Realizar un trabajo similar para analizar la operación de la Protección Especial de Barras del SACSM.
5. BIBLIOGRAFÍA
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Emilio A Francesena Bacallao es graduado de Ingeniero Electricista en la Universidad Central de Las
Villas en 1985.Titulado de Master en Ingeniería Eléctrica, mención Sistemas Eléctricos en 2001. Profesor
Auxiliar del Centro de Estudios Electroenergéticos en la Universidad Central de Las Villas. Se ha
desempeñado como jefe disciplina y jefe de colectivos pedagógicos en la carrera. Nombrado Profesional
de Alto Nivel de la UNAICC.Laboró desde su graduación y durante nueve años en el montaje, puesta en
marcha y explotación de un Complejo Petroquímico, donde fue especialista técnico, jefe de departamento
eléctrico y eléctrico principal. Cursó entrenamiento en sistema eléctrico industrial en la antigua URSS, impartió cursos de
postgrado en Nicaragua y colabora como especialista en la República de Angola. Cursado varios estudios de postgrado y
participa en la impartición de varios diplomados, cursos de postgrado y maestrías, varios vinculados a la generación
distribuida. Tutor de más de veinte trabajos de diploma en las ramas de Protecciones Eléctricas, Sistema Eléctrico
Industrial, Procesos Transitorios e Ingeniería Eléctrica como integradora, así como oponente y miembro del tribunal
evaluador. Interviene directamente en varias tareas y proyectos en colaboración con la UNE, OBE e industrias de la región
central de Cuba. Participación como ponente en más veinte eventos internacionales, con varias publicaciones nacionales e
internacionales. Email: [email protected]
Rolando Pérez Gatorno es graduado de Ingeniero Eléctrico en la Universidad Central de Las Villas en 2012. Se ha
desempeñado como especialista de Departamento de Protecciones de la Emp. Eléctrica en Villa Clara, ha participado en
varios eventos científico técnicos, forum y soluciones técnicas a distintos niveles.
Guillermo Pérez Pérez es recien graduado de Ingeniero Eléctrico en la Universidad Central de Las Villas. Se desempeña
como graduado en adiestramiento en tareas afines al sistema eléctrico, siendo cadete de las FAR.
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