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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:emiliof@uclv.edu.cu

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].

10

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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[11] Y. CABRERA GONZÁLEZ, «“Análisis de las protecciones en los generadores de grupos electrógenos”,

Facultad de Ingeniería Eléctrica .Departamento de Electroenergética.UCLV». Santa Clara-2007.

[12] V. C. OBE, «Carta de Ajuste de las MTU-Alemanas.» .

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: emiliof@uclv.edu.cu

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.