campus monterrey divisiÓn de ingenierÍa y …
TRANSCRIPT
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY
CAMPUS MONTERREY DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA
ESTANDARIZACIÓN DE TABLEROS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN PARA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ACUERDO A ESPECIFICACIÓN
CFE V6700-62, MEDIANTE EQUIPOS MARCA SEL.
TESIS
PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENER EL GRADO ACADEMICO DE:
MAESTRO EN CIENCIAS ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA
POR:
VÍCTOR GUADALUPE MORALES SOLÍS
MONTERREY, N.L. ENERO DE 2008
CAMPUS MONTERREY
DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA
Los miembros del comité de tesis recomendamos que el presente proyecto de tesis presentado por el Ing. Víctor Guadalupe Morales Solís sea aceptado como requisito parcial para obtener el grado académico de:
Maestro en Ciencias especialidad en Ingeniería Energética
Comité de Tesis:
_________________________ Dr. Armando Llamas Terrés
Asesor
______________________ _________________________________ M.C. Jesús Báez Moreno M.C. Enrique Luis Cervantes Jaramillo
Sinodal Sinodal
Aprobado:
_______________________ Dr. Francisco Ángel Bello
Director del Programa de Graduados en Ingeniería
Enero, 2008
AGRADECIMIENTOS:
A Dios que me ha dado la oportunidad de elegir una vida llena de amor y aprendizaje diario,
A mis padres Guadalupe Morales y Araceli Solís, que a lo largo de toda mi vida me han enseñado con el ejemplo el valor del trabajo, el estudio y la dedicación,
A mí esposa Esmeralda Guajardo, que ha dedicado su tiempo y su amor a construir un hogar donde solo había un sueño, así su apoyo incondicional para la realización de nuestras metas comunes,
A mis hijos Isaac, Aideé y Miriam, que me han dado infinidad de alegrías y aprendizajes, así como su tiempo para la culminación de cada etapa en mi carrera personal y profesional,
A mí hermana Silvia y a mí cuñado Carlos que con su apoyo, tiempo y amor siempre he contado,
A mis parientes de sangre, que son muchos, que me han impulsado a ser mejor cada día,
A todos mis parientes y hermanos elegidos por decisión mutua, mis amigos, que de corazón me han apoyado y he tenido la dicha de compartir mí vida,
A todos los Maestros y Profesores que en este y todos lo planos me han brindado sus enseñanzas, su dedicación y tiempo para mostrarme alternativas mejores para mí vida, y que me han dado la oportunidad de ser realmente como quiero SER,
GRACIAS.
Víctor Morales.
1
INDICE GENERAL
Capítulo 1.......................................................................................................................... 4 1.1 Introducción. ..................................................................................................... 4 1.2 Definición del Problema. .................................................................................. 4 1.3 Objetivo. ........................................................................................................... 5 1.4 Justificación. ..................................................................................................... 5 1.5 Hipótesis. .......................................................................................................... 5 1.6 Metodología. ..................................................................................................... 6 1.7 Actividades. ...................................................................................................... 6 1.8 Validación. ........................................................................................................ 6
Capítulo 2.......................................................................................................................... 7 2.1 Definiciones básicas de esquema de protecciones............................................ 7
2.1.1 Funciones de protección. .......................................................................... 7 2.1.2 Tipos de perturbaciones. ........................................................................... 7 2.1.3 Protección primaria 1 y 2.......................................................................... 7 2.1.4 Protección de respaldo. ............................................................................. 8 2.1.5 Esquema de protección. ............................................................................ 8 2.1.6 Propiedades de las protecciones ............................................................... 8 2.1.7 Definiciones de operación de protecciones............................................... 9
Capítulo 3........................................................................................................................ 10 3.1 Nomenclatura.................................................................................................. 10
3.1.1 Identificación de la Aplicación por Equipo Primario Asociado. ............ 10 3.1.2 Identificación por Tensiones de Operación. ........................................... 10 3.1.3 Identificación por Protecciones Primarias para Líneas y Alimentadores10 3.1.4 Identificación por Arreglo de Barras. ..................................................... 11 3.1.5 Identificación por Equipo de Monitoreo y Medición. ............................ 11 3.1.6 Identificación por Tipo de Construcción. ............................................... 11
3.2 Identificación de las Secciones. ...................................................................... 12 3.2.1 Identificación Para Líneas de Transmisión o Alimentadores. ............... 12 3.2.2 Para Bancos de Transformación. ............................................................ 12 3.2.3 Para Protección de Barras, Reactor en Derivación, Interruptor Auxiliar de Amarre de Barras, Interruptor de Transferencia Seccionamiento de Barras. .... 13 3.2.4 Capacitor en derivación. ......................................................................... 13 3.2.5 Para Registrador de Disturbios, Unidades de Medición Fasorial y Medidores Multifunción. ........................................................................................ 13
Capítulo 4........................................................................................................................ 14 4.1 Arreglos de Barras. ......................................................................................... 14
4.1.1 Arreglo Interruptor y Medio. .................................................................. 14 4.1.2 Arreglo Doble Interruptor. ...................................................................... 16 4.1.3 Arreglo Bus Principal-Bus Auxiliar. ...................................................... 17 4.1.4 Arreglo Bus Principal-Bus de Transferencia. ......................................... 18 4.1.5 Arreglo en Anillo. ................................................................................... 19 4.1.6 Arreglo Barra Sencilla. ........................................................................... 20 4.1.7 Arreglo Alimentadores Distribución. ..................................................... 21 4.1.8 Arreglo Barra 1, Barra 2 y Barra de Transferencia................................. 22
Capítulo 5........................................................................................................................ 23
2
5.1 Equipamiento por Sección. ............................................................................. 23 5.1.1 Componentes de las Secciones Tipo....................................................... 23 5.1.2 Equipamiento de Secciones Tipo para Líneas. ....................................... 25 5.1.3 Equipamiento de Secciones Tipo para Transformadores........................ 26 5.1.4 Equipamiento de Secciones Tipo para Protección de Barras.................. 27 5.1.5 Equipamiento de Secciones Tipo para Interruptor de Transferencia, Amarre o Seccionador de Barras. ........................................................................... 29 5.1.6 Equipamiento de Secciones Tipo para Medidores Multifunción............ 30 5.1.7 Equipamiento de Secciones Tipo para Protección y Control para Banco de Capacitores en Derivación. ................................................................................ 32 5.1.8 Equipamiento de Secciones Tipo para Alimentadores de Distribución.. 33
Capítulo 6........................................................................................................................ 35 6.1 Unidades de Medida. ...................................................................................... 35 6.2 Frecuencia ....................................................................................................... 35 6.3 Tensión de Control.......................................................................................... 35 6.4 Tensión Auxiliar. ............................................................................................ 35 6.5 Características de Diseño y Funcionamiento.................................................. 35
6.5.1 Esquemas de Protección. ........................................................................ 35 6.5.2 Funciones de Disparo.............................................................................. 37 6.5.3 Funciones para Secciones Tipo ID. ........................................................ 44
Capítulo 7........................................................................................................................ 46 7.1 Ejemplos de Líneas de Transmisión. .............................................................. 46
7.1.1 Diagrama Unifilar de una Línea Larga. .................................................. 46 7.1.2 Diagrama Unifilar de una Línea Corta y su Colateral. ........................... 47 7.1.3 Ejemplos de Equipamiento para Líneas.................................................. 48
7.2 Ejemplo de Transformador ............................................................................. 54 7.2.1 Unifilar de Transformador ...................................................................... 54 7.2.2 Ejemplos de Equipamiento para Transformador. ................................... 55
7.3 Ejemplo de Alimentadores.............................................................................. 57 7.3.1 Unifilar para Alimentadores. .................................................................. 57 7.3.2 Equipamiento para Cuatro Alimentadores.............................................. 58
Conclusiones ................................................................................................................... 60 ANEXOS ........................................................................................................................ 61
Anexo 1. Normas que Aplican. .............................................................................. 61 Anexo 2. Definiciones. ........................................................................................... 63
A2.1 Tablero. ....................................................................................................... 63 A2.2 Sección Tipo. .............................................................................................. 63 A2.3 Elemento Protegido..................................................................................... 63 A2.4 Dispositivos Auxiliares............................................................................... 63 A2.5 Tiempo Muerto de Recierre. ....................................................................... 63 A2.6 MCAD. ....................................................................................................... 63 A2.7 CPS. ............................................................................................................ 63 A2.8 DEI.............................................................................................................. 64 A2.9 DEI de Entradas-Salidas. ............................................................................ 64 A2.10 Protocolo. ................................................................................................ 64 A2.11 Puerto de Comunicación del DEI. .......................................................... 64 A2.12 Puerto Transparente. ............................................................................... 64 A2.13 Red de Puertos de Comunicaciones........................................................ 64 A2.14 Red de Puerto Transparente. ................................................................... 64 A2.15 Mímico Convencional............................................................................. 64
3
A2.16 Mímico Microprocesado......................................................................... 65 A2.17 Panel de Alarmas. ................................................................................... 65
Anexo 3. Código ANSI para Tableros. .................................................................. 66 Anexo 4. Características de Fabricación. ............................................................... 80
A4.1 Características de los Gabinetes. ................................................................ 80 A4.2 Recubrimientos Anticorrosivos y Acabados............................................... 80 A4.3 Ensamble de los Componentes. .................................................................. 81 A4.4 Secciones Tipo Integral para Distribución (ID).......................................... 81 A4.5 Secciones Tipo Integral (IN)....................................................................... 82 A4.6 Secciones Tipo Simplex (SX)..................................................................... 82 A4.7 Secciones Tipo Dúplex (DX)...................................................................... 83 A4.8 Mímico........................................................................................................ 83 A4.9 Mímico Microprocesado en MCAD. .......................................................... 84 A4.10 Mímico Microprocesado en CPS. ........................................................... 84 A4.11 Mímico Tipo Mosaico. ........................................................................... 84 A4.12 Mímico Embutido en Lámina. ................................................................ 85 A4.13 Circuitos Auxiliares de c.a...................................................................... 85 A4.14 Circuitos de Control de c.d. .................................................................... 85 A4.15 Circuitos de Señalización y Alarmas de c.d. .......................................... 85 A4.16 Alambrado de la Sección Tipo................................................................ 86 A4.17 Características de los Componentes. ...................................................... 86 A4.18 Condiciones de Operación. ..................................................................... 90 A4.19 Características Particulares. .................................................................... 90
Anexo 5. Referencia cruzada ANSI vs. SEL.......................................................... 91 Anexo 6. Ejercicios Prácticos y Preguntas para Aplicación Práctica..................... 92
Bibliografía ..................................................................................................................... 93 Índice de Tablas. ............................................................................................................. 94 Índice de Figuras............................................................................................................. 94
4
Capítulo 1
1.1 Introducción.
En la actualidad, los Sistemas Eléctricos de Potencia están constituidos por sistemas primarios de generación, transporte y transformación, los cuales están entrelazados para brindar un soporte continuo de energía eléctrica a las industrias, comercios y hogares. Dichos elementos primarios requieren cada vez más de sistemas de protección cada vez más complejos, rápidos y adaptables a las necesidades de continuidad de servicio y protección a usuarios, medio ambiente y uso económico de los recursos. Uno de los grandes saltos en las tareas de la protección de Sistemas Eléctricos de Potencia se debió al cambio tecnológico efectuado del control electromecánico a los dispositivos basados en sistemas microprocesador, por lo que en este trabajo se exponen algunas alternativas y soluciones prácticas para la protección de Sistemas Eléctricos Industriales.
Debido a la gran variedad de equipos disponibles en el mercado, la tarea de selección de un equipo se ha vuelto una prioridad en cuyo costo/beneficio sea justificado por las empresas productores, transformadoras, distribuidoras y consumidoras de energía eléctrica, por lo que el tema desarrollado se basa en la estandarización de las aplicaciones por esquema de protección en algunos de los principales equipos a proteger de la red eléctrica.
En esta exposición veremos las soluciones prácticas basados en equipos de la marca Schweitzer Engineering Laboratiories, Inc. (SEL, Inc), por lo que se hará referencia en lo sucesivo a las soluciones prácticas para el mejor desempeño costo/beneficio para la protección de esquemas de protección específicos.
Así mismo, siendo la Comisión Federal de Electricidad el mayor productor, distribuidor y transformador de energía eléctrica del país, la estandarización de esquemas que nos sirve para dar solución a la protección de los principales equipos dentro de los sistemas eléctricos es la especificación CFE V6700-62 de Febrero de 2006, ya que es usada de base tanto por CFE como por productores independientes, así como por el usuario privado en el país para asegurar el correcto funcionamiento y la coordinación de protecciones.
También se desarrollan los principales arreglos y se describen las funciones de protección básicas para la solución de los esquemas de protección planteados.
1.2 Definición del Problema.
Encontrar y resolver, dentro de las múltiples opciones para la solución y la realización de ingeniería básica, una manera técnica y económica que cumpla con las especificaciones de CFE para los tableros de protección, control y medición, son variadas y con una gama de productos estandarizados y homologados, los cuales cumplen con los arreglos internos de protecciones que hacen que la selección de equipo sea un asunto importante en el renglón de precio/beneficio.
5
Dentro de la gama de productos que se pueden escoger, se tiene que ver en primer instancia que cumplan técnicamente con los requerimientos de la especificación, así mismo, que se puedan agrupar dentro de una formación flexible que cumpla con las normas de cada cliente, y esquema a proteger, y que cubra los requerimientos mínimos indispensables para el apropiado funcionamiento, mantenimiento y respaldo de las protecciones que involucran el Sistema Eléctrico de Potencia.
Así mismo, dentro del área técnico-comercial, la estandarización de los procesos administrativos y la capacitación del personal, es una prioridad para efectuar en forma eficiente una propuesta hacia los clientes, que involucren tanto el conocimiento técnico adecuado y el uso de los dispositivos que tengan como objetivo el mejor uso de los recursos propios de la empresa, tanto como el tiempo que se deba de usar en el análisis de cada solución.
1.3 Objetivo.
El establecimiento de soluciones normalizadas de esquemas de línea, transformador y alimentadores para el cumplimiento de las normas y especificaciones de CFE, en este caso, de la especificación V6700-62 de Febrero 2006 con equipos de relevación marca SEL.
1.4 Justificación.
La justificación por la cual se busca una solución normalizada para cotizar y tener la ingeniería básica que cumpla con la norma CFE V6700-62 de Febrero 2006, se debe a:
Establecimiento de criterios estandarizados de solución, a los arreglos típicos de líneas, transformadores y alimentadores, ya que representan más del 90% de los productos a los cuales está enfocada la protección de equipos en los diferentes esquemas y solicitudes de ampliación o nuevos esquemas en la red de CFE. Rapidez y flexibilidad en las cotizaciones de los equipos, Solución a la ingeniería básica normalizada para los tableros de protección con las diferentes opciones y tipos de construcción basándose en las normas de CFE, Compendiar en un solo documento las referencias cruzadas de los equipos que cumplan en costo/beneficio, de parte del fabricante de relevadores SEL, con la norma antes descrita.
1.5 Hipótesis.
Se propone establecer criterios básicos de soluciones de tipo estándar con los siguientes fines prácticos:
Al realizar un compendio metodológico para la solución práctica de equipos bajo la especificación CFE V6700-62 de Febrero 2006, se incrementará la velocidad de respuesta en capacitación interna y una mejor comprensión del sistema a integrar.
6
Si se proponen la solución para más del 80% de las oportunidades y requerimientos por parte de las licitaciones de tableros de protección, control y medición para la CFE, se ofrecerá una solución económica y técnicamente estándar para la implementación de ingeniería y operaciones de los equipos.
1.6 Metodología.
Se recolectará la información requerida para el conocimiento básico de los arreglos de barras. Se comprobará mediante la revisión de especificaciones y equipo SEL, la mejor solución para tableros de control, medición y protección para las líneas, transformadores y alimentadores que se ofertan para CFE.
1.7 Actividades.
Investigación Bibliográfica sobre estándares de CFE. Revisión de los métodos y sistemas para interpretar los esquemas de protección de CFE aplicables con una solución SEL. Fundamentación teórica de los diferentes esquemas de protección usados en CFE. Documentación de los diferentes estándares y reglamentaciones de CFE. Análisis de opciones a aplicar para cada uno de los esquemas a resolver en el Sistema Eléctrico de Potencia. Conclusiones. Integración de la Información. Proceso de documentación y revisión de la tesis.
1.8 Validación.
La validación del presente trabajo se realizará de la siguiente manera:
Mediante la implementación de ejemplos prácticos y esquemas que permitan la utilización práctica de los conocimientos, que ya se tienen para cada arreglo propuesto: línea, transformador y alimentadores, Se establecerá como un método para realizar propuestas consistentes en el campo de trabajo. Se seguirá desarrollando, a partir del presente desarrollo básico, las otras posibles combinaciones de arreglos y esquemas.
7
Capítulo 2
2.1 Definiciones básicas de esquema de protecciones
2.1.1 Funciones de protección.
La operación de un SEP (Sistema Eléctrico de Potencia) debe ser controlada tanto en el estado estable (sistemas de control de frecuencia y voltaje, por ejemplo), como en el estado transitorio resultante de grandes perturbaciones del sistema (provocadas por corto circuitos, disparos de generadores, líneas de transmisión o transformadores, entre otras causas).
La protección del SEP forma parte de los sistemas de control de la operación durante disturbios, y tiene por función primordial la desconexión automática del elemento del SEP que ha sufrido una perturbación, para evitar que afecte al resto del sistema y para minimizar los daños en ese propio elemento. Una segunda función de la protección es dar una información aproximada del tipo y localización de la perturbación.
2.1.2 Tipos de perturbaciones.
Las perturbaciones son cambios abruptos del estado del sistema que provocan procesos transitorios de consideración. No entran en este concepto las variaciones de la carga que continuamente tienen lugar en la operación normal del SEP.
Entre las perturbaciones del SEP están las fallas, que pueden ser en derivación (corto circuitos y contactos monofásicos con tierra a través de alta impedancia) y fallas serie (fase abiertas u operación incompleta de interruptores, por ejemplo). Existen otros tipos de perturbaciones, como las provocadas por la desconexión de elementos del SEP o los problemas asociados con la estabilidad del sistema, entre otras.
Los corto circuitos son las perturbaciones más frecuentes y más dañinas en los SEP. Los altos valores de corriente asociados ponen en riesgo de daño térmico o mecánico a los equipos; Los corto circuitos en ciertos puntos de la red de transmisión comprometen también la estabilidad del sistema. Los corto circuitos monofásicos a tierra son los más frecuentes, y en ocasiones son difíciles de detectar por los altos valores de impedancia que presentan. Los corto circuitos trifásicos son por lo general los más peligrosos para la estabilidad de los equipos del sistema.
2.1.3 Protección primaria 1 y 2.
Las protecciones primaria 1 y 2 (PP1 y PP2) son la primera línea de defensa de un elemento del SEP. Cuentan con una zona de protección primaria, que incluye a la totalidad del elemento protegido, y que tiene la significación de que un corto circuito en esa zona provoca la apertura de todos los interruptores incluidos en ella, y la consiguiente desconexión del elemento protegido. Las protecciones primarias 1 (PP1) deben de ser de operación rápida, preferiblemente, instantánea. La protección primaria 2 (PP2) implica la necesidad de duplicar elementos de los sistemas de protección para evitar fallos en modo común con la protección primaria 1 (PP1). Se duplican por lo
8
general los relevadores, los núcleos y devanados de los transformadores de corriente y potencial, las fuentes de alimentación de corriente directa para el disparo y los cables de control. No se duplican interruptores por su elevado costo, lo que se resuelve con una protección de respaldo de fallo de interruptor (50BF) en una configuración de barras apropiada.
2.1.4 Protección de respaldo.
La protección del SEP contra corto circuitos debe incluir una segunda línea de protección, denominada de respaldo (PR), que tiene la función de desconectar el elemento fallado cuando fallan de operar las protecciones primarias 1 y 2 (PP1 y PP2) correspondientes. La protección de respaldo debe tener retardo de tiempo para permitir la operación normal de la protección primaria, y solo operar cuando aquella falla. La protección de respaldo puede ser remota o local. El respaldo remoto es aquel que se brinda desde una subestación distinta a la de la protección primaria. El respaldo local es el que se brinda en la propia subestación en que se encuentra la propia subestación en que se encuentra la protección primaria.
La protección de respaldo (PR) se justifica solamente en el caso de la protección contra corto circuitos, debido a la frecuencia relativamente alta de ocurrencia de los corto circuitos y al peligro que estos representan para el SEP.
2.1.5 Esquema de protección.
Un esquema de protección es el conjunto de dispositivos, equipos y otros elementos necesarios para detectar un corto circuito o cualquier otra perturbación para la que se esté diseñado y que ocurra de la misma zona de protección, y para desconectar el elemento fallado. En la red de transmisión del SEP un esquema de protección incluye relevador(es), interruptor(es), transformadores de corriente y de potencial, fuente(s) de alimentación de corriente directa, canal(es) de comunicación, cableado de control y elementos auxiliares. En los circuitos de distribución, por el contrario, el esquema de protección puede consistir en un restaurador automático o un fusible solamente.
Un sistema de eliminación de fallas es la configuración completa de protección de un elemento del SEP y puede estar compuesto por uno o varios esquemas de protección. En el caso de las líneas de transmisión se tiene un sistema de eliminación de fallas en terminal.
2.1.6 Propiedades de las protecciones
a. Selectividad: Es la propiedad de eliminar el disturbio mediante la desconexión del menor número de elementos, durante el menor tiempo posible. Esto garantiza afectar lo menos posible la continuidad de servicio del sistema.
b. Velocidad de operación: Es la propiedad de desconectar el elemento protegido en el menor tiempo posible.
c. Sensibilidad: Es la propiedad de detectar perturbaciones que provoquen variaciones pequeñas de los parámetros de la red.
9
d. Confiabilidad: Es la propiedad de garantizar un funcionamiento correcto de la protección. Incluye la capacidad de la protección de operar cuando se requiere (dependabilidad), y la capacidad de no operar incorrectamente (seguridad).
2.1.7 Definiciones de operación de protecciones
a) Operación correcta: Acción de desconexión del elemento protegido en respuesta correcta a una perturbación.
b) Operación incorrecta: Acción de desconexión innecesaria del elemento protegido. Puede ocurrir en ausencia de perturbación, o durante una perturbación externa al elemento protegido. La seguridad de una protección expresa su capacidad de no operar incorrectamente.
c) Fallo de operación: Situación en que la protección no desconecta a su elemento protegido cuando debe hacerlo. La dependabilidad de una protección expresa su capacidad de no fallar de operar.
d) Funcionamiento incorrecto: Cualquier operación incorrecta o fallo de operación de una protección. La confiabilidad de una protección expresa su capacidad de no funcionar incorrectamente.
10
Capítulo 3
3.1 Nomenclatura.
La nomenclatura de referente en esta sección está referida a la especificación de CFE V6700-62 de Febrero 2006, y la secuencia lógica de cada esquema definida en este capitulo servirá de base para las descripciones presentadas a lo largo de este escrito.
3.1.1 Identificación de la Aplicación por Equipo Primario Asociado.
Nomenclatura Aplicación
LT Líneas de transmisión o distribución de energía en alta o media tensión. TD Autotransformador o transformador con dos devanados. TT Autotransformador o transformador con tres devanados. TA Transformador de arranque. TU Transformador de unidad. DB Diferencial de barras. RP Reactor en derivación. CP Banco de capacitores de compensación en derivación. IA Interruptor para amarre o transferencia. IS Interruptor de seccionamiento de barras. IT Interruptor de transferencia.
3.1.2 Identificación por Tensiones de Operación.
Nomenclatura Aplicación
5 Tensiones de 44 kV y menores. 7 Tensiones mayores de 44kV y hasta 161 kV. 9 Tensiones mayores de 161 kV y hasta 230 kV. A Tensiones de 400 kV y mayores.
3.1.3 Identificación por Protecciones Primarias para Líneas y Alimentadores
Nomenclatura Protección Primaria ANSI
50 Sobrecorriente instantánea. 51 Sobrecorriente temporizado. 67 Sobrecorriente direccional. 21 Distancia. 87L Diferencial de línea.
11
3.1.4 Identificación por Arreglo de Barras.
La siguiente nomenclatura se utiliza para identificar el arreglo de barras de la subestación donde se va a instalar la sección tipo y forma parte del nombre asignado para la descripción del mismo.
Nomenclatura Aplicación
IM Para arreglos de interruptor y medio DI Para arreglos de doble interruptor. PA Para arreglos con barra principal y auxiliar. PT Para arreglos con barra principal y transferencia. AN Para arreglos de conexión en anillo. BS Para arreglo de barra sencilla. AD Para arreglos de alimentadores de distribución. TB Para arreglos de tres barras: barra 1, barra 2 y barra de transferencia
3.1.5 Identificación por Equipo de Monitoreo y Medición.
Nomenclatura Aplicación
RD Registrador de disturbios MM Medidores multifunción
3.1.6 Identificación por Tipo de Construcción.
Nomenclatura Aplicación
IN Integral. ID Integrada para Distribución. SX Simplex. DX Dúplex.
12
3.2 Identificación de las Secciones.
Las secciones tipo se identifican por su aplicación en el equipo primario a proteger, de acuerdo a la tensión de operación de éste, las protecciones primarias utilizadas, por el arreglo de barras de la subestación y por el tipo de construcción.
La identificación de la sección contiene nomenclatura mnemotécnica para facilitar su aplicación, y se conforma de acuerdo a la estructura indicada en los siguientes incisos.
El arreglo de barras de la selección tipo estará definido en el diagrama unifilar entregado por CFE; o bien, en la descripción de las Características Particulares.
Los documentos de ingeniería y las placas de identificación de la sección tipo, deben contar con la identificación completa con base en lo solicitado en Características Particulares y el diagrama unifilar de la subestación.
3.2.1 Identificación Para Líneas de Transmisión o Alimentadores.
XX-X-XX-XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6)
Por arreglo de barras (véase inciso 3.1.4)
Por protecciones primarias en líneas y alimentadores, pueden colocarse en orden: PP1, PP2, separadas por un guión; o simplemente PP (véase inciso 3.1.3)
Por tensión de operación (véase inciso 3.1.2)
Por equipo primario asociado (véase inciso 3.1.1)
3.2.2 Para Bancos de Transformación.
XX-XX-XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6)
Por arreglo de barras en baja tensión (véase inciso 3.1.4)
Por arreglo de barras en alta tensión (véase inciso 3.1.4)
Por equipo primario asociado (véase inciso 3.1.1)
13
3.2.3 Para Protección de Barras, Reactor en Derivación, Interruptor Auxiliar de Amarre de Barras, Interruptor de Transferencia Seccionamiento de Barras.
XX-XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6)
Por arreglo de barras en alta tensión (véase inciso 3.1.4)
Por equipo primario asociado (véase inciso 3.1.1)
3.2.4 Capacitor en derivación.
XX-X-XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6)
Por arreglo de barras (véase inciso 3.1.4)
Por tensión de operación (véase inciso 3.1.2)
Por equipo primario asociado (véase inciso 3.1.1)
3.2.5 Para Registrador de Disturbios, Unidades de Medición Fasorial y Medidores Multifunción.
XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6)
Por equipo de monitoreo o medición asociado (véase inciso 3.1.5)
14
Capítulo 4
4.1 Arreglos de Barras.
La importancia de los arreglos de barras en los sistemas eléctricos de potencia deriva en que sirven para brindar flexibilidad en la operación y mantenimiento para cada una de las bahías en donde se encuentran los esquemas de protección, así mismo hacen que la operación y la continuidad del servicio sean, de acuerdo al arreglo elegido, una variable más a tomar en cuenta, debido al número de elementos con los que cuenta cada uno de los mismos y a la cantidad de maniobras a efectuar para realizar un cambio en la configuración del sistema.
4.1.1 Arreglo Interruptor y Medio.
4.1.1.1 Arreglo Interruptor y Medio en H .
52
C
C
52
C
C
B1
B2
C
L1
T1
TCTC
TCTC
52
CTC TCC
Figura 1. Arreglo IM - Interruptor y Medio en H .
Este tipo de arreglo se usa principalmente en voltajes de 400 kV y con algunas excepciones para voltajes de 230 kV; como características principales, es que tiene una gran versatilidad, ya que se pueden sacar líneas o transformadores sin necesidad de afectar el uso ni la operación de los dispositivos continuos; además, no hay necesidad de transferir protecciones; cada interruptor lleva asociado dos cuchillas para efectos de maniobra de uso sin carga.
Asimismo, se puede observar como con tres interruptores se permite el uso y manejo de dos esquemas.
15
4.1.1.2 Arreglo Interruptor y medio en I .
T1
B1
B2
52
C
C
52
C
C
52
C
C
C
C
L1
TC
TC
TC
TC
TC
TC
Figura 2 . Arreglo IM - Interruptor y medio en I
Esta es la otra representación unifilar gráfica en la cual podemos encontrar al arreglo interruptor y medio; tiene exactamente las mismas características del tipo H y solo cambia la disposición gráfica de las barras y las líneas de salida.
16
4.1.2 Arreglo Doble Interruptor.
B1
B2
52
C
C
52
C
C
C
L1
TC
TC
TC
TC
Figura 3 . Arreglo DI Doble Interruptor.
Este arreglo, permite un solo esquema por cada par de interruptores, obsérvese que a diferencia del arreglo de interruptor y medio por un solo interruptor, solo que en este arreglo, la versatilidad queda diminuida al manejo de un esquema, por lo que su relación costo/beneficio es más baja.
Su uso es principalmente en los voltajes de 400 kV y 230 kV.
17
4.1.3 Arreglo Bus Principal-Bus Auxiliar.
TP
C
C
BA
BP
L1
TC
TC
5252
INTERRUPTOR DE AMARRE
CTCC
C C
TP
TP
Figura 4. Arreglo PA - Bus Principal - Bus Auxiliar
Este arreglo se usa principalmente para voltajes de 230 kV y con algunas excepciones para 115 kV; en este tipo de arreglo, las condiciones de operación, el interruptor que une a las barras puede usarse como comodín o como amarre.
Cuando se usa de amarre, significa que sirve para unir las barras principal y auxiliar en una maniobra de transferencia o balance de cargas. Y por lo mismo, no puede usarse como interruptor comodín.
Cuando se usa como interruptor comodín, la maniobra es para usarse en sustitución de alguno de los esquemas para efectos de efectuar mantenimientos o libranzas; para este efecto, se deben de transferir todas las características de protección y disparo desde el interruptor a sustituir al relevador comodín para que se conserven las características de protección en el esquema.
18
4.1.4 Arreglo Bus Principal-Bus de Transferencia.
TP
52
C
C
BT
BP
L1
TC
TC
52 INTERUPTOR DE TRANSFERENCIA
CTCC
C
TP
TP
Figura 5. Arreglo PT - Barra Principal-Barra de Transferencia.
Este arreglo es usado comúnmente en sistemas cuyo voltaje es de 115 kV y en raras ocasiones en sistemas cuyo voltaje es de 69 kV; la principal función de este arreglo es la transferencia de cargas del bus principal a la barra de transferencia mediante el interruptor de transferencia.
Observando este arreglo, la diferencia del de bus principal-bus auxiliar, es que la función de las cuchillas para el arreglo PA nos permite intercambiar los buses como principal-auxiliar y viceversa y en este arreglo PT, solo tenemos la opción de transferir mediante interruptor, y no por cuchillas, las funciones de las barras.
Operativamente hablando, es el arreglo de buses de transferencia más sencillo y económico por la simplicidad del uso en las maniobras de las cuchillas y la transferencia de valores de protección de un relevador a otro.
19
4.1.5 Arreglo en Anillo.
52
C
C
52
C
C
L1 L2
T2
TCTC
TCTC
52
CTC TCC
52
CTC TCC
T1
Figura 6. Arreglo AN Anillo.
Este tipo de arreglo es usado en las subestaciones de maniobra en 230 kV y es muy usado en sistemas de 115 kV; este arreglo permite establecer con gran flexibilidad las maniobras de transferencia de cargas y protecciones de una línea a otra, así como la libranza de interruptores para mantenimiento en una forma muy eficiente, ya que las combinaciones para alimentar y proteger se ven aumentadas con el incremento en el número de interruptores y relevadores de protección y la disminución del número de cuchillas para maniobra, lo que permite tener diferentes recorridos de la corriente.
El incremento en el número de protecciones en este arreglo conlleva una desventaja como podrá observarse es el incremento de interruptores de potencia, lo que elevará el costo de la subestación sensiblemente.
20
4.1.6 Arreglo Barra Sencilla.
52
C
C
BP
L1
TC
TC
C
TP
Figura 7. Arreglo BS - Barra Sencilla.
Este arreglo es usado para sistemas cuyos voltajes son de 115 kV, 69 kV y 34.5 kV. Es el sistema más sencillo en cuanto a buses o arreglos se refiere, limitándose a actuar desde un solo bus y para un solo esquema, por lo que el arreglo de cuchillas sirve para dar mantenimiento al interruptor, solo que deja a la carga sin las protecciones del o los relevadores asociados, por lo que debe de tenerse cuidado de tenerlo en sistemas con respaldos cercanos a la carga.
Económicamente hablando, es el más económico de los arreglos de transferencia de barras a carga que además brindan la posibilidad de dejar fuera el interruptor para mantenimiento y es una de las opciones más viables cuando las cargas tienen su propia protección.
Así mismo en el arreglo de barras más usado en los sistemas de protección eléctrica en los voltajes antes mencionados, ya que la simpleza y economía de su diseño permite adaptarse fácilmente a los esquemas de protección sin incurrir a altas inversiones iniciales o de mantenimiento.
21
4.1.7 Arreglo Alimentadores Distribución.
52
BP
TC
T1
BD
52
TC
52
TC
52
TC TC
52
L1 L2 L4L3
Figura 8. Arreglo AD - Alimentadores de Distribución
Este tipo de arreglo es ampliamente utilizado en los sistemas industriales y comerciales, para voltajes de 34.5 kV y 13.8 kV; así como los sistemas de baja tensión. Los motivos por los cuales se usan son que además de no tener control y monitoreo de cuchillas, es que se tiene una gran economía debido a la cercanía de las cargas; generalmente aplican solamente las protecciones de corto circuito y de sobrecarga en los elementos de protección principal.
En este caso el estudio de coordinación de protecciones cobra gran importancia debido a que no existe diferencial de barras y aplica el llamado Fast Bus Tripping (FBT), o disparo rápido de bus, que consiste en que el esquema de protección debe estar asociado y coordinado de tal manera que los tiempos de disparo para sobrecorriente o corto circuito sean aplicados con selectividad de acuerdo al lugar de la falla o disturbio, ya que un error en dicha coordinación, puede hacer que todas las cargas salgan de operación innecesariamente.
22
4.1.8 Arreglo Barra 1, Barra 2 y Barra de Transferencia.
TP
52
C
C
B2
B1
52 INTERRUPTOR COMODIN
CTCC
C C
TP
TP
BT
52 INTERRUPTOR DE TRANSFERENCIA
CTCCC
TC
L1
52
C
C
C C
TP
TC
L2
Figura 9. Arreglo TB - tres barras: barra 1, barra 2 y barra de transferencia
Este arreglo es utilizado principalmente por sistemas de potencia en voltajes de 230 kV, la complejidad y costo de arreglo de barras es compensado por la flexibilidad de tener en el mismo, un sistema que tiene al mismo tiempo la posibilidad de tener un amarre entre barras y la posibilidad de transferir a cualquiera de los interruptores el interruptor comodín sin que estas operaciones interfieran.
Dicho de otro modo, se puede utilizar el interruptor comodín para sustituir a otro interruptor, sin la necesaria la transferencia de todos los interruptores a otra barra, además de tener múltiples combinaciones de transferencia con los arreglos de cuchillas desde o hacia las barras 1, barra 2 o barra de transferencia.
23
Capítulo 5
5.1 Equipamiento por Sección.
Los componentes de cada sección tipo son aquellos que constituyen la solución práctica constructiva y de protecciones para un arreglo o grupo de esquemas determinado dependiendo de las características particulares de equipo primario asociado, tensión de operación, arreglo de barras y tipo de construcción.
5.1.1 Componentes de las Secciones Tipo.
Se debe entregar el número de las secciones tipo que se indican en las Características Particulares.
Los esquemas de las secciones tipo, deben cumplir con lo establecido en la norma NRF-041-CFE y la especificación CFE G40000-62, según corresponda a su aplicación.
Todas las secciones tipo deben contener la cantidad y tipo de relevadores auxiliares, conmutadores, botones pulsadores y cuadros de alarma por su correcto funcionamiento de acuerdo a su aplicación, conforme con lo establecido en el presente documento, y lo indicado en Características Particulares.
Se requiere suministrar por cada sección tipo y para cada componente que forme parte de la sección tipo block de pruebas para cubrir la funcionalidad indicada en el punto 7.2.1 y cumplir con las características del punto 7.13.12 debe suministrarse, por cada tipo de block de prueba suministrado, al menos dos peinetas de prueba y puntas de prueba (24 piezas de 2 metros de longitud mínimo o el indicado en Características Particulares) compatibles con las tablillas de prueba. Se deben de entregar, dos peinetas y puntas de prueba anteriores, por subestación incluida en un proyecto.
Se debe contar con la medición de: Valores instantáneos de tensión (V), corriente (A), potencia activa (MW), potencia reactiva (MVAr) y frecuencia (Hz); valores integrados de energía activa (MWh), y energía reactiva (MVArh), y cuando se indique en Características Particulares, el registro de sags y swells .
En las secciones tipo de construcción SX y DX, se deben suministrar transductores para la medición instantánea, mismos que deben cumplir con lo establecido en el punto 7.3.14.
En las secciones tipo de construcción IN, la medición instantánea se debe obtener del MCAD.
Todas las secciones del tipo TT, TD, TA, y TU, deben contar con medición digital de la temperatura, misma que se debe obtener de un transductor ubicado en cada unidad que conforme el transformador.
24
En las secciones tipo IN con la construcción tipo integral, se debe suministrar un MCAD por cada interruptor.
En las secciones tipo ID con construcción integrada para distribución se debe entregar un DEI de medición multifunción por cada línea de alta o media tensión y transformador protegido en cada sección tipo.
En las secciones ID con construcción integrada para distribución se debe entregar un DEI de entradas salidas por cada sección tipo.
Los equipo y accesorios principales que integran cada sección tipo se describen en las secciones siguientes. En las tablas siguientes se indica el equipo y el tipo de sección aplicable; con un 1 se marcan las secciones que deben contener dicho equipo; con un 0 para aquellas en las que la celda esta vacía.
25
5.1.2 Equipamiento de Secciones Tipo para Líneas.
El equipamiento que debe contener cada sección tipo de protección para líneas debe cumplir con lo establecido en la Tabla 1.
El número de gabinetes a utilizar en cada sección tipo y el número de líneas a proteger debe ser el siguiente:
Tabla 1. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de líneas.
Se deben de incluir transductores para medición de tensión y frecuencia de cada una de las barras cuando se indique en Características Particulares .
Tabla 1.- Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de líneas
Sección Tipo LT-A LT-9 LT-7 LT-5 Tipo de Construcción IN SX DX IN SX DX IN SX DX ID IN SX DX IDEquipamento MCAD 1 0 0 1 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 DEI de I/O 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 Mímico convencional 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 0 1 1 0
Esquemas de protección (NRF-041-CFE) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
50FI (Uno por cada interruptor) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0
86 FI uno por cada 50 FI (Se acepta como función adicional del 50 FI)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0
79 con disparo y recierre tripolar 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 79 con disparo y recierre monopolar 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0
Verificador de sincronismo (25/27) (Uno por cada interruptor)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0
Protección contra baja tensión (27) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 Protección contra alta tensión (59) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0
Relevador de cierre en sincronismo para líneas de interconexión de sistemas (25 SL)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0
Relevador de desbalance de tensión (60) 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0
Relevador de recepción de disparo transferido de línea (94 DTL)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0
Temporizador de recepción de DTL (62DTL) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0
Temporizador de recepción de DTD (62DTD)1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0
Relevador de recepción de disparo transferido directo (86DTD)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0
Supervisor de bobinas de disparo SBD 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Medidor multifunción de parámetros eléctricos y calidad de energía
0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 1 1 1
Medidor multifunción de parámetros eléctricos
1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 0
26
El número de gabinetes por cada sección tipo debe cumplir con lo siguiente:
Tabla 2. Número de máximo de gabinetes de acuerdo a sección tipo de línea.
5.1.3 Equipamiento de Secciones Tipo para Transformadores.
En todas las secciones tipo para protección y control de transformadores, el diseño debe contemplar un banco de transformación por cada sección tipo. Véase la Tabla 3
Se deben incluir transductores para medición de tensión y frecuencia de cada una de las barras cuando se indique en Características Particulares.
La medición de los parámetros eléctricos indicados en la Tabla 3, debe ser tomada del lado de baja tensión del banco.
Tabla 3. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de transformadores.
Sección Tipo
Número máximo de líneas a proteger
Número máximo de gabinetes
LT-A 1 2LT-9 1 2LT-7 2 1LT-5 4 1
Sección TipoTipo de Construcción IN SX DX ID IN SX DX ID IN SX DX IN SX DXEquipamentoMCAD 1 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 1 0 0DEI de I/O 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1Mímico convencional 0 1 1 0 0 1 1 0 0 1 1 0 1 1Esquema de protección de acuerdo especificación CFE G0000-62
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Relevador de disparo y bloqueo sostenido 86T 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Supervisión de bobinas de disparo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Relevador verificador de sincronismo (25/27) 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0Relevador para cierre en sincronismo (25SL) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0Relvador 50FI (uno para cada interruptor, aplica en tensión 69 kV o mayores)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
86FI uno por cada 50FI (se acepta como función adicional del 50FI)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Protección de baja frecuencia (81) 0 0 0 0 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0Relvador de tensión sobre frecuencia V/F 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 0 0Medidor multifunción 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1Medidor multifunción y de calidad de energía ("sags-swells")
1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0
Tabla 3.- Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de transformadores
TT TD TU TA
27
El número de gabinetes por cada sección tipo debe cumplir con lo siguiente:
Tabla 4. Número de máximo de gabinetes de acuerdo a sección tipo de línea.
5.1.4 Equipamiento de Secciones Tipo para Protección de Barras.
Estas secciones tipo deben cumplir con lo siguiente:
a) Debe estar totalmente equipada para proteger barras cada una con 9 alimentadores independiente del arreglo de barras, a menos que se trate de una sección tipo digital distribuida (ver inciso d) o cuando se indique otra cantidad en las Características Particulares.
b) Los relevadores auxiliares de disparo y bloqueo sostenido (86B) deben contar con capacidad de 12 alimentadores por barra, o el indicado en las Características Particulares, para el bloqueo al cierre de disparo en las bobinas 1 y 2 de cada interruptor todos ellos alambrados a tablillas. Véase la Tabla 3. Cuando relevador 87B es del tipo digital: Se acepta como función adicional de dicho relevador.
c) Debe contar con relevadores 86BU (1 por barra correspondiente al esquema de falla del interruptor), con capacidad de 12 alimentadores por barra, o el indicado en las Características Particulares, para el bloque de al cierre y disparo de bobinas 1 y 2 de cada interruptor; el diseño debe ser tal que permita el disparo de dicho relevador por todas las secciones existentes en la subestación. Solo cuando se indique en Características Particulares, no se debe suministrar este relevador cuando ya existe en la subestación o cuando se indique que se ubicará en la sección tipo IA, IT o IX.
d) Cuando se solicite una protección diferencial de barras digital tipo distribuida, las unidades de bahía de dicha protección se deben instalar en las secciones tipo de protección, control y medición de cada alimentador o donde se indique en Características Particulares. El número requerido de dichas unidades debe determinarse con base en el arreglo de barras de la subestación y el equipamiento requerido para la cantidad de alimentadores, conectados a cada barra, en la subestación o los indicados en Características Particulares. La unidad central de la protección diferencial de barras digital distribuida debe estar totalmente equipada para operar con el número de alimentadores conectados a cada barra de la subestación y los alimentadores futuros
Tipo de seccón tipo Número máximo de gabinetesTT 2TD 1TU 1TA 1
28
indicados en el diagrama unifilar de dicha subestación (en su defecto por lo menos se debe equipar para contar con dos alimentadores futuros por barra), o el indicado en Características Particulares. Se deben entregar en especie las unidades de bahía para contar con capacidad de ampliación de dos alimentadores por barra.
e) Cuando se indique en Características Particulares, la sección tipo DB IM debe contar con medición de tensión y frecuencia en cada barra (excepto para la barra de transferencia).
f) El alcance para la ampliación de protecciones diferenciales se indica en Características Particulares.
g) El número máximo de gabinetes que deben conformar estas secciones es de 2 o el indicado en Características Particulares.
Tabla 5. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de transformadores.
Para cuando el número de gabinetes por esquema,
Tabla 6. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de transformadores.
La sección tipo DB-IM, aplica para arreglos IM e ID la sección tipo DB-PA, aplica para arreglos PA y TB; y la sección tipo DB-TP, aplica para arreglos PT y BS.
Tipo de seccón tipo Número máximo de gabinetesDB-IM 2DB-PA 2DB-PT 2
Equipos DB-IM DB-PA DB-PTDiferencial de barras de 2 zonas (un arreglo de relevadores o una unidad central para cada zona) 1 0 0
Diferencial de barras de 2 zonas 0 1 0Diferencial de barras de 1 zona 0 0 186B (uno por cada zona de protección) 1 1 186BU (uno por cada zona de protección) 1 1 1Relevador para cierre en sincronismo (25L), sólo cunado se solicite en Características Particulares 1 0 0
Tabla 5.- Equipamiento de secciones tipo para protección de barras
29
5.1.5 Equipamiento de Secciones Tipo para Interruptor de Transferencia, Amarre o Seccionador de Barras.
Las secciones tipo IT o IA para el control y protección de interruptores de transferencia, en general deben contar con el equipamiento necesario para trabajar con por lo menos 12 alimentadores; en caso que se requiere mayor capacidad se indicará en las Características Particulares.
Para secciones tipo IA utilizadas en interruptores de amarre o transferencia en arreglos PA o TB, el diseño debe admitir disparo y recierres monopolares al interruptor, provenientes de otra sección tipo (cuando se utiliza como transferencia) a menos que se establezca lo contrario en las en las Características Particulares, y admitir disparos tripolares provenientes del relevador 86B o 86BU. Véase la Tabla 4.
Para secciones tipo IS, utilizadas en interruptor seccionador de barras, el diseño debe admitir el disparo tripular por operación de la protección diferencial de barras o de falla de interruptor, que permita aislar la barra en la cual se encuentre la falla. En arreglos de barras IM o DI, cuando se indique en las Características Particulares, se debe suministrar un relevador 86BU por barra.
En esta sección tipo, se deberá contar con medición de frecuencia y tensión de la fase B, de cada una de las barras, mediante traductores o del MCAD, de conformidad a lo establecido en el inciso 6.6 o lo indicado en las Características Particulares.
En las secciones tipo IT e IA, para arreglos PA y PT, así como en secciones tipo IT en arreglos TB, donde se ubiquen los TC´s lado barra, como con interruptores de tanque muerto, se debe suministrar un esquema de protección para cuando el interruptor se ocupa como transferencia. Este esquema se describe en las Características Particulares.
El número máximo de gabinetes que deben conformar estas secciones debe ser 1 (uno).
Tabla 7. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de interruptores de transferencia, amarre o seccionador de barras.
La sección tipo IT debe admitir disparo y recierre tripolares, en caso de requerirse disparo y recierre monopolar se debe indicar en las Características Particulares.
Sección TipoTipo de Construcción IN SX DX ID IN SX DX ID IN SX DX IDEquipamentoMCAD 1 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0DEI de I/O 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 1Mímico convencional 0 1 1 0 0 1 1 0 0 1 1 0Rlevador 50FI (uno para cada interruptor, aplica para tensiones de 69 kV o mayores)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
86Fi uno por cada 50FI (se acepta como función adicional del 50 FI) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Relevador para cierre en sincronismo (25L) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 186BU (uno por cada barra) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Supervisión de bobinas de disparo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Relevador verificador de sincronismo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0
Tabla 7.- Equipamiento de las secciones tipo para interruptor para transferencia, amarre o seccionador de barras
IT IA IS
30
5.1.6 Equipamiento de Secciones Tipo para Medidores Multifunción.
Esta sección no aplica para tablero tipo ID a menos que se especifique en las Características Particulares, en las secciones ID los medidores multifunción son instalados en las secciones de línea o transformador.
En las secciones tipo MM deben ser instalados un máximo de seis (6) medidores multifunción, con sus tablillas y accesorios de pruebas correspondientes.
Las entradas de corriente y potencial de los medidores multifunción deben conectarse a los transformadores de corriente y potencial del alimentador al que estén asociados.
En un punto de intercambio de energía, cuando se indique en las Características Particulares, el medidor incluido en la sección tipo MM, debe utilizar los transformadores de potencial (TP) de barras para sus entradas de tensión. Se deben usar preferentemente, los transformadores de potencial de la barra principal en arreglos PT, PA, y TB; de la barra propia en arreglos IM y de la barra 1 en arreglos ID.
En un punto de intercambio de energía indicados en las Características Particulares en arreglos IM, DI, PA y TB, la sección tipo MM debe contar con un arreglo que permita conmutar las tensiones del medidor al transformador de potencial de la otra barra, mismo que debe de ser seleccionado mediante contactos auxiliares de posición del equipo primario; lo anterior, en caso de perder la tensión de las fases o de una de ellas, y cuando se opere en condiciones de barras separadas.
Se deben interconectar todos los medidores contenidos en cada sección tipo MM para formar una red RS-485, misma que debe terminar en tablillas terminales, para conectarse con otras redes existentes del mismo tipo.
El número máximo de gabinetes que deben conformar estas secciones debe ser uno (1).
Equipamiento de secciones tipo para registro de disturbios.
Esta sección no aplica para tableros tipo ID a menos que se especifique en las Características Particulares.
Esta sección tipo debe contener dos registradores de disturbios, o el número establecido en las Características Particulares, que cumplan con lo establecido en la especificación CFE GAHR0-89.
Cuando se solicite en las Características Particulares se debe entregar una unidad de valuación e impresora de registros. Las características del equipo anterior se establecen en las Características Particulares.
Equipamiento de secciones tipo para protección de reactores en derivación.
31
Su aplicación es para la protección y el control de un reactor paralelo, conectado a una línea de transmisión o a una barra en el terciario de un banco y debe contener el siguiente equipo:
a) MCAD (integrales).
b) Mímico convencional (simplex y dúplex).
c) Relevador de protección diferencial de alta o baja impedancia para el reactor de fase (87R).
d) En caso de que se utilice reactor de neutro, relevador de protección diferencial de alta impedancia (87RN).
e) Relevador de disparo y bloqueo sostenido (86R).
f) Relevador de sobrecorriente para fase y desbalance de corriente (50R/51R/51N).
g) Relevador de sobrecorriente para neutro (50/51RN). Se acepta como función adicional de otro relevador, siempre que cuente con una entrada para unidad de medición de corriente independiente.
h) Relevador de falla de interruptor (50FI). Con arranque supervisado con sobrecorriente y arranque sin supervisión de sobrecorriente.
i) Cuando se indique en Características Particulares se debe suministrar relevador verificado de apertura y cierre de interruptor en cruce por cero.
j) Relevador de disparo y bloqueo sostenido (86FI).
k) Relevador de disparo (86RC), para la recepción del disparo transferido de línea (DTL).
l) Supervisión de bobinas de disparo. Se acepta como función adicional de otro relevador.
m) Debe contar con medición de corriente de cada fase y MVAr.
n) Medidor de kWh para aplicación en reactores.
o) En número máximo de gabinetes que deben conformar debe ser uno (1).
32
5.1.7 Equipamiento de Secciones Tipo para Protección y Control para Banco de Capacitores en Derivación.
Las secciones tipo para banco de capacitores, deben cumplir con lo establecido en las especificaciones: CFE V8000-53 para bancos en tensión mayor o igual a 69 kV y CFE V8000-52 para bancos en tensión menor o igual a 34,5kV. Esta sección debe incluir lo siguiente:
a) Función de protección de sobretensión por corriente de neutro (59N) en bancos en estrella flotante y con tensiones de 69 kV y mayores. En bancos de capacitores con doble estrella debe contarse con un relevador de sobrecorriente de desbalance entre neutros.
b) Función de sobrecorriente de fase y neutro (50/51CN).
c) Función de protección para falla de interruptor (50FI), con redisparo tripolar para interruptores de tensiones de 69 kV y mayores. Cuando se indique en Características Particulares, se acepta como función adicional de otro relevador, cuando la tensión de operación del banco sea menor a 161 kV.
d) Función de sobretensión, tres unidades de medición fase-fase (59).
e) Función de sobre y baja tensión, para control automático del banco de capacitores; a menos que se indique que no se requiere de manera explícita en Características Particulares.
f) Supervisión de bobinas de disparo, Se acepta como función adicional de otro relevador.
g) Deben contar con medición de corriente por fase y MVAr, se acepta dentro de cualquier DEI de control o protección del banco de capacitores.
h) En número máximo de gabinetes que deben conformar estas secciones debe ser uno (1).
Se aceptan relevadores que cuenten con más de una de las funciones de protección anteriores; excepto la función para falla de interruptor que debe ser un relevador independiente.
En las secciones tipo ID (integrada de distribución) el equipamiento de bancos de capacitores podrá instalarse sustituyendo un esquema en las secciones tipo LT siempre que las tensiones de la línea y el banco de capacitores sean las mismas.
33
5.1.8 Equipamiento de Secciones Tipo para Alimentadores de Distribución.
Los alimentadores de distribución en tensiones iguales o menores a 34,5 kV, deben cumplir con lo establecido en la norma de referencia NRF-041-CFE y con lo siguiente:
a) Los relevadores de sobrecorriente PPA en alimentadores de distribución, deben bloquear el control de los interruptores únicamente con falla inminente (dando tiempo a que se alcance una condición para cierre y disparo). El bloqueo del control debe restablecerse automáticamente, sin requerir restablecer el relevador.
b) El relevador PPA no debe bloquear el control del interruptor cuando se presente una operación de alguna de las funciones de protección para el alimentador.
c) Los relevadores de sobrecorriente PPA deben poder seleccionar el ajuste de la protección 81 mediante un botón por cada paso (ajuste) que opere con una entrada digital y mediante una orden proveniente del sistema de control supervisorio. Dichos relevadores deben contar con por lo menos 3 pasos (ajustes) y una opción de bloqueado para la protección 81.
d) Todos los relevadores de alimentadores (PPA) en una sección de barras en 34,5 kV o menores, deben conectase en un arreglo de disparo rápido por falla en la barra , es decir: deben indicar mediante una señal binaria cuando dichos relevadores de alimentador detecten una corriente de falla, de tal forma que en caso de no presentarse dicha señal, el relevador del lado de baja del banco (PRS) con un pequeño retardo de 3 a 4 ciclos para liberar la falla en la barra. Esta función debe poder deshabilitarse en el relevador PRS por el usuario.
e) El esquema de cada línea de media tensión menor a 66 kV debe tener un esquema de recierre programable hasta 4 recierres.
Solo cuando exista un disparo tripolar por operación de protección y cuando los conmutadores asociados lo permitan, el esquema debe iniciar el ciclo de recierre, una vez que el disparo tripolar se haya completado.
Para el bloqueo y habilitación local del recierre el esquema debe contar con un conmutador (43/79) por cada línea, este debe ser de 2 posiciones (fuera de servicio/en servicio).
La habilitación y bloqueo del recierre también debe ser posible a través de señales del CPS o de control remoto de la UCM de los centros de operación de la subárea, área de control o de operación zonal de distribución, teniendo siempre como prioridad el bloqueo de la señal, es decir con cualquier de las indicaciones de bloqueo activadas el recierre debe permanecer bloqueado enviando una señal local y remota de este estado.
34
El recierre debe bloquearse cuando:
- Exista una orden manual local o remota de apertura del interruptor.
- Cuando la falla involucre más de una fase.
- Cuando opere una protección de baja frecuencia 81.
- Cuando concluya su ciclo de operación y el interruptor este abierto.
- Cuando la posición de los conmutadores u órdenes locales o remotas lo indique.
35
Capítulo 6
Las características y condiciones generales aplican a todos los arreglos y se basa en las normas a seguir para la construcción y adaptabilidad de los tableros en aplicación en campo.
6.1 Unidades de Medida.
Las unidades de medida utilizadas para la aplicación de la especificación CFE-V6700-62, cumplen con lo indicado en la norma NOM-008-SCFI.
6.2 Frecuencia
El equipo contenido en las secciones tipo debe diseñarse para operar a 60 Hz.
6.3 Tensión de Control.
Equipo contenido en las secciones tipo debe operar a una tensión de control de 125 V c.d. a menos que se indique otra tensión en Características Particulares con una tolerancia de + 15%.
6.4 Tensión Auxiliar.
La tensión auxiliar que proporciona la CFE para alumbrado y resistencias calefactores es de 220/127 V c.a., tres fases, cuatro hilos.
6.5 Características de Diseño y Funcionamiento.
6.5.1 Esquemas de Protección.
Los relevadores contenidos en la sección tipo deben trabajar en conjunto (como esquema) para realizar efectivamente sus tareas de protección y control, con la redundancia adecuada, para lograr el mayor grado de confiabilidad.
Se requiere que estos equipos interactúen y envíen sus disparos mediante cables y contactos directamente hasta los interruptores.
Los esquemas de protección deben contar con relevadores auxiliares necesarios para cumplir con lo establecido anteriormente; la cantidad de relevadores auxiliares debe minimizarse sin demeritar la confiabilidad del esquema de protección, de acuerdo con el arreglo de barras. Las señales de disparo, deben provenir directamente desde los relevadores de protección.
Los esquemas para la protección de líneas y bancos de trasformación deben cumplir con lo establecido en la norma de referencia NRF-041-CFE y en la especificación CFE G0000-62 respectivamente. Para secciones integradas para distribución (ID), deben cumplir adicionalmente con lo establecido en la especificación CFE V6700-55.
36
Los esquemas de protección, control y medición contenidos en las secciones tipo deben cumplir con lo indicado a continuación:
a) Detectar fallas en líneas de transmisión, líneas de distribución en alta y media tensión, barras, equipo primario y alguna otra condición peligrosa o intolerable.
b) Deben iniciar o permitir acciones de apertura de interruptores y proveer las señales de alarma para aislar o prevenir fallas en los equipos, tanto para sus interruptores asociados, como aquellos en otras secciones tipo (locales o remotos) que requieren ser abiertos con el fin de aislar completamente la falla.
c) Debe supervisar cada una de las bobinas de disparo de los interruptores proporcionando una alarma en caso de la bobina se encuentre abierta. La supervisión debe ser continua cuando el interruptor esté abierto o cerrado.
d) Supervisar el desbalance de tensión en las barras y entregar una alarma local y remota (SCADA).
e) Supervisar la alimentación de cada circuito de disparo, de cierre y de cada relevador de protección, mediante un relevador de baja tensión (27), mismo que en caso de pérdida de tensión, debe entregar una alarma local y remota (SCADA).
f) Señalizar local y remotamente como alarma los siguientes eventos; operación de los relevadores de protección; falta de tensión en los circuitos de alimentación; operación de las protecciones mecánicas del equipo primario.
En secciones tipo integrales para distribución (ID), las señales requeridas deben cumplir con lo establecido en la especificación CFE V6700-55.
g) Permitir aislar los disparos, locales y remotos, y salidas de control de cada uno de los equipos que conforman la sección tipo, con el fin de supervisar su comportamiento mediante terminales de block de pruebas en el frente de la sección tipo.
h) Permitir la medición e inyección de tensiones y corrientes, a los equipos que conforman la sección tipo que cuenten con entradas para estas señales, mediante blocks de prueba.
i) Estos blocks deben, como medida de seguridad, al insertar la peineta y en forma automática sin necesidad de puentes externos, realizar lo siguiente:
- Abrir los circuitos de potencial.
- Cortocircuitar automáticamente los circuitos de corriente.
- Permitir aislar los disparos, locales y remotos relacionados al equipo asociado a la peineta.
- Permitir aislar los comandos de cierre y apertura.
37
6.5.2 Funciones de Disparo.
Los disparos generados por los relevadores de protección; por las protecciones propias de los equipos primarios y provenientes de otras secciones tipo o señales remotas, deben cumplir con lo siguiente:
a) El contacto del relevador debe ser potencial.
b) Estar alambradas a tablillas terminales que permitan enviar estas señales hasta los interruptores en las bahías.
c) Las protecciones mecánicas propias de los bancos de transformación, deben disparar el interruptor de lado de alta tensión y para bancos de transformación también el lado de baja tensión, Se debe contar con una señalización de alarma para cada fase para discriminar la fase fallada.
d) Cada señal de disparo debe iniciar un ciclo de recierre (en aplicaciones de líneas) y el arranque del relevador 60FI. Este último debe ejecutar un redisparo para cada bobina del interruptor.
e) Las protecciones de falla de interruptor (50FI) deben ser arrancadas por todas las protecciones que operen sobre el interruptor al cual protege, y enviar un redisparo a cada bobina del interruptor. La operación de este relevador debe actuar sobre un relevador 86FI y sobre el 86BU (que corresponde a la barra a la cual el alimentador está actualmente conectado).
f) El relevador 86FI, debe disparar y mantener bloqueados al cierre el interruptor fallado y en arreglos IM, DI y AN, al interruptor fallado y a las adyacentes.
6.5.2.1 Modos de Disparo.
6.5.2.1.1 Disparo Tripolar.
Debe entenderse como disparo tripolar cuando cualquier comando de apertura, disparo o cierre del interruptor se realiza de tal forma que el interruptor opera para abrir los contactos de las cámaras de interrupción de las tres fases simultáneamente.
6.5.2.1.2 Disparo Monopolar.
Debe entenderse como disparo monopolar cuando el esquema de protección está preparado para poder realizar de forma independiente el disparo de cualquiera de las fases del interruptor. Este esquema es aplicable solo en esquemas de protección para líneas de transmisión.
38
6.5.2.1.3 Esquemas de Disparo Tripolar.
6.5.2.1.3.1 Líneas de Alta Tensión de Distribución.
Las líneas de alta tensión de 69 kV a 161 kV deben de contar con un esquema de protección de disparo tripolar y recierre programable, de conformidad con lo establecido en la norma de referencia NRF-041-CFE y con lo siguiente:
a) Las protecciones, deben disparar sobre bobinas 1 y 2.
b) Las señales de redisparo del 50FI deben enviarse a bobinas de disparo 1 y 2.
c) Para el bloqueo y habilitación local del recierre el esquema debe contar con un conmutador (43/79) por cada línea de 2 posiciones (fuera de servicio/en servicio). La habilitación y bloqueo del recierre también debe ser posible a través de señales del CPS o de control remoto de la UCM de los centros de operación de la subárea, área de control o de operación zonal de distribución, teniendo siempre como prioridad el bloqueo de la señal, es decir con cualquier de las indicaciones de bloqueo activadas el recierre debe permanecer bloqueado enviando una señal local y remota de este estado.
d) Cuando el programa del esquema así lo contemple; cada señal, de disparo en secciones tipo LT para interruptor auxiliar (IA) o interruptor de transferencia (IT) debe iniciar un ciclo de recierre.
- En instalaciones con interruptor de transferencia, el esquema de interruptor de transferencia debe estar preparado para operar el recierre cuando sustituya a un interruptor de línea.
- En arreglos de interruptor y medio o de anillo se requiere un relevador de recierre para dos interruptores y un conmutador de cuatro posiciones: fuera de servicio , recierre sobre interruptor 1 , recierre sobre interruptor 2 y recierre sobre ambos interruptores . Se acepta que dicha funcionalidad sea
programada en el relevador de recierre; en cuyo caso se debe contar con mandos externos y señalización el estado actual seleccionado.
e) Sólo cuando se indique en las Características Particulares, las secciones LT-7 deben contar con disparos transferidos directos DTD y DTL. En las secciones LT-5 no aplican los disparos transferidos.
6.5.2.1.3.2 Esquemas de Teleprotección.
En caso de contar con esquemas de teleprotección.
a) Debe contarse con un block de pruebas que permita deshabilitar la recepción y transmisión de la señal de teleprotección.
39
b) Las señales de teleprotección deben utilizarse en los siguientes casos:
- En el esquema de POTT con relevadores de distancia (21/21N).
- En el esquema de POTT con relevadores de sobrecorriente direccional.
- En un disparo transferido DTL operado por las siguientes funciones:
- Cuando se realice la operación de un recierre sobre falla, la recepción de este DTL debe bloquear cualquier operación de recierre.
- Cuando se realice la operación de la unidad de tiempo de la protección 67/67N de líneas de alta tensión.
- Cuando opere una zona 2, 3 o zonas de 4 de un relevador de distancia.
- En secciones de tipo ID se acepta que las señales de POTT, CUD o DTL sean recibidas o procesadas a través de los relevadores de protección del esquema de la línea asociada a esta señal.
- Enviará un disparo transferido directo DTD, cuando se tenga operación por falla de interruptor (50FI).
c) Las señales de disparo remotas, deben conectarse a las bobinas de disparo 1 a través de contactos independientes. Entre las señales remotas se encuentran: DTD y DTL.
6.5.2.2 Esquemas con Disparos y Recierre Monopolar.
Las secciones tipo para las líneas de transmisión con tensiones mayores a 161 kV, deben contar con un esquema de protección de disparo y recierre monopolar, debe contar con un esquema de protección que cumpla con la norma de referencia NRF-041-CFE y con lo siguiente:
a) Debe realizar el disparo de la fase fallada e iniciar el ciclo de recierre.
b) Realizar las acciones pertinentes para aislar la falla mediante la transmisión y recepción de señales por medio del equipo de teleprotección.
c) Las señales de disparo de la protección primaria del esquema, deben conectarse a la bobina de disparo 1.
d) Las señales de disparo de protección primaria 2 (para aplicaciones de líneas) y de respaldo deben conectarse a la bobina de disparo 2.
e) Las señales de redisparo de 50FI debe enviarse a bobinas de disparo 1 y 2 y debe ser monopolar o tripular dependiendo tipo de disparo de la protección PP1, PP2 o 67N.
40
f) En caso de que la falla evolucione a dos o tres fases o se efectúe recierre con falla, debe realizar un disparo tripolar y cancelar el proceso de recierre.
g) En caso de operación de la función de detección de extinción de arco secundario , se debe cancelar el proceso de recierre.
h) Siempre deben proveerse de disparos tripolares cuando una falla involucre más de una fase o por protección de respaldo.
i) Las señales de teleprotección deben enviarse de las siguientes formas:
- Un disparo transferido DTL operado por las siguientes funciones: - Por operación de funciones tripolares en los esquemas de protección PP1 y
PP2. - Cuando se realice la operación de la protección de respaldo (67N).
- Un disparo transferido directo DTD: - Cuando se tenga operación del esquema de falla de interruptor (50FI).
j) Las señales de disparo remotas, deben conectarse a las bobinas de disparo 1 a través de contactos independientes. Entre las señales remotas se encuentran: DTD y DTL.
k) Las señales de redisparo de la protección para falla de interruptor (50FI), deben conectarse a las bobinas de disparo 1 y 2.
l) En caso de disparo tripolar no se debe iniciar el proceso de recierre.
m) En instalaciones con interruptor de transferencia, el esquema debe estar preparado para operar monopolarmente al interruptor de transferencia cuando sustituya a un interruptor de línea.
n) Con el conmutador 43/79 en posición fuera de servicio el relevador de recierre debe recibir una señal de bloqueo y las protecciones de línea deben recibir una señal de selección de disparo tripolar.
o) En arreglos de dos interruptores, cuando el conmutador 43/79 habilite solo uno de los interruptores para disparo y recierre monopolar, adicionalmente se debe preparar al segundo interruptor para disparo tripolar, de conformidad con el inciso anterior.
p) La acción de recierre hacia el(los) interruptor(es) debe pasar a través de un contacto permisivo de un relevador 27 para utilizarse en arreglos de recierres secuenciales, en los que se requiere verificar la tensión sana en las tres fases. Esta función debe poder ser deshabilitada, con el fin de realizar recierres sin supervisión.
41
q) Esquemas de recierre:
- Se debe contar con un conmutador de accionamiento eléctrico para control de recierre (43/79), debe permitir su operación local y remota, y contar con dispositivos para indicación de posición local y remota.
- En arreglos de barra principal-barra de transferencia y barra 1 + barra 2 con transferencia es suficiente con habilitar exclusivamente el esquema en el interruptor propio, por lo que basta con un relevador de recierre para un solo interruptor y un conmutador de dos posiciones: fuera de servicio y en servicio . Lo anterior aplica también para el caso de interruptor auxiliar y/o de transferencia.
- En arreglos de doble interruptor, interruptor y medio o de anillo se requiere un relevador de recierre para dos interruptores y un conmutador de cuatro posiciones: fuera de servicio , recierre sobre interruptor 1 , recierre sobre interruptor 2 y recierre sobre ambos interruptores . Se acepta que dicha funcionalidad sea programada en el relevador de recierre; en cuyo caso se debe contar con mandos externos y señalización del estado actual seleccionado.
r) Las funciones de protección de sobretensión (59) deben disparar el interruptor cuando se alcance el valor de ajuste y debe conectarse a al bobina de disparo 1, y no debe arrancar el relevador de recierre.
s) La función de protección de desbalance de tensión (60) debe activar una alarma cuando se alcance el valor de ajuste.
6.5.2.2.1 Esquemas de Protección con DTD y DTL.
Cuando se requiera de un esquema de teleprotección para utilizar disparos transferidos directos (DTD) y/o disparos transferidos de línea (DTL), dichos esquemas deben cumplir con lo siguiente:
a) Los disparos transferidos directos (DTL y DTD), se deben transmitir a los extremos remotos de las líneas con servicios de teleprotección independientes.
b) La recepción de los disparos transferidos directos (DTL y DTD), deben operar de la siguiente forma:
- La recepción del disparo transferido DTL debe operar a través de un temporizador (62DTL) con un intervalo de ajuste de 0 ms a 100 ms (no se aceptan temporizadores con respaldo de batería); que a su vez operará a un relevador auxiliar de disparo de alta velocidad (94DTL) con tiempo de operación 4 ms y de reposición automática.
- La recepción de disparo transferido DTD debe operar a través de un temporizador (62DTD) con un intervalo de ajuste de 0 ms a 100 ms (no se aceptan temporizadores con respaldo de batería); que a su vez operará a un relevador auxiliar de bloqueo sostenido y reposición eléctrica (86DTD).
42
6.5.2.3 Esquemas de Control de Equipo Primario.
La sección tipo debe contar con medios para realizar los mandos de cierre y apertura de interruptores y cuchillas asociadas al elemento protegido; dichos medios deben ser conmutadores o salidas digitales cuando se utiliza un DEI de control (MCAD o DEI de entradas y salidas digitales).
El control remoto del equipo primario asociado al equipo protegido debe ser habilitado de deshabilitado desde el MCAD en secciones tipo IN o desde el CPS en secciones tipo ID.
Todas las secciones tipo deben proporcionar una alarma en caso de que el conmutador local/remoto del interruptor se encuentre en posición local; dicha señal debe ser supervisada por el MCAD en secciones tipo IN y supervisada desde el DEI de entradas y salidas en secciones tipo ID.
6.5.2.3.1 Cierre de Interruptores.
El cierre debe estar supervisado por el estado de las cuchillas se debe realizar mediante uno de los siguientes métodos:
a) Supervisado por el relevador verificador de sincronismo (25/27).
b) Supervisado por el relevador de cierre en sincronismo (25SL).
En tensiones menores a 69 kV, no se requiere verificación de sincronismo, a menos que se solicite dicha función en Características Particulares.
El método a utilizar, con verificador, con cierre en sincronismo o sin supervisión, debe ser seleccionado localmente mediante un conmutador en secciones tipo con mímico convencional o mediante el MCAD en tableros tipo integral.
El proceso de cierre automático se debe abortar cuando haya transcurrido un tiempo definido en el intervalo de 0,5 min a 3,0 min, en caso de no operar el verificador de sincronismo y/o el relevador para cierre en sincronismo (25S). En tableros tipo IN, el MCAD debe registrar cuando se aborte el proceso de cierre, en los tableros del tipo ID dicha señal debe enviarse al CPS.
Las operaciones de cierre realizadas directamente en el equipo primario, deben estar supervisadas por el estado de las cuchillas a ambos lados del interruptor.
El relevador verificador de sincronismo (25/27) y el relevador de cierre en sincronismo (25SL), deben alimentarse de las señales de tensión requeridas para su operación (línea o barra), sólo cuando se inicie el proceso de cierre; a menos que cada interruptor cuente con dichas funciones asociadas de manera individual en algún relevador, en cuyo caso se acepta permanentemente energizado.
43
Las señales de tensión a ambos lados del interruptor deben alimentarse a dichos relevadores, dependiendo del arreglo de barras y del estado de los interruptores y cuchillas de la bahía de la que se trate.
Se debe contar con una alarma cuando el conmutador se encuentre en posición local.
6.5.2.3.2 Apertura de Interruptores.
Todas las aperturas de interruptores deben realizarse de manera directa sin permisivos.
6.5.2.3.3 Apertura Emergente.
6.5.2.3.3.1 Secciones Integrales Tipo IN.
En secciones tipo con construcción integral (IN), se debe permitir la apertura del interruptor bajo una condición emergente. Dichas señales no deben contar con permisivos en la sección tipo y deben estar alambrados directamente a los circuitos de disparo del interruptor. Para poder enviar una de estas señales, deben presionar dos contactos normalmente abiertos colocados a los extremos de la sección tipo. Se debe registrar en el control supervisorio su operación.
6.5.2.3.3.2 Secciones Integrales para Distribución Tipo ID.
En secciones tipo ID se debe permitir la apertura del interruptor bajo una condición emergente. Esta señal, no debe depender de:
a) Permisivos. b) Alimentación de algún DEI. c) Funcionamiento del algún DEI.
Deben estar alambrados directamente a los circuitos de disparo del interruptor.
En secciones tipo ID se debe permitir el cierre del interruptor bajo una condición emergente, esta debe estar supervisada por el estado y condición operativa del interruptor, conmutadores local-remoto, el verificador de sincronismo, los relevadores de disparo y bloqueo sostenido (86), entre otros.
6.5.2.3.3.3 Apertura y Cierre de Cuchillas.
Las operaciones de cierre y apertura deben estar supervisadas por el estado de los interruptores, con el fin de garantizar, en cualquier circunstancia, una operación sin carga.
44
6.5.3 Funciones para Secciones Tipo ID.
Las secciones tipo ID deben estar diseñadas para la interconexión del esquema de protección, control y medición de la sección tipo con el CPS del SISCOPROMM de la subestación. El CPS y sus componentes, no forman parte del alcance de esta especificación, por lo que es necesario referirse a la especificación CFE V6700-55.
En cada sección tipo ID debe contemplarse un DEI de entradas y salidas para aquellas señales que no están contempladas en ningún DEI de protección que forman parte de la misma.
Solo el DEI de entradas y salidas, puede realizar funciones de controlador de comunicaciones de los DEI´s de protección y medición de su misma sección, debiendo integrar la estructura, perfil, mapeo, ejecución y operación de comandos de los DEI´s que controla, esta función de controlador de comunicación facilita la modularidad de las secciones tipo y debe de especificarse en Características Particulares el protocolo abierto a utilizar para garantizar la conectividad con el SISCOPROMM.
La sección tipo ID debe contar con los preparativos para su integración al SISCOPROMM mediante la interconexión de cada uno de los DEI´s de protección, control y entradas-salidas, a las redes locales de comunicación local de la subestación:
a) Red de comunicación de protocolo abierto. b) Red de comunicación de puerto transparente.
Únicamente el DEI de entradas-salidas puede utilizarse para controlar la comunicación del CPS con otros DEI´s de protección y medición.
El proveedor debe proporcionar en forma impresa y electrónica, el perfil y mapeo de todos los DEI´s que conforman la sección tipo.
6.5.3.1 Redes de Comunicación.
La sección tipo ID, debe contar con redes de comunicación que permitan su interconexión con las redes del SISCOPROMM.
Con base a la especificación CFE V6700-55 todos los DEI´s pertenecientes a una sección tipo ID deben contar con un puerto frontal para comunicación local y estar conectados a dos redes de comunicación local:
a) A través de la red de comunicación local (DEI´s) con protocolo abierto: señales digitales provenientes de los DEI´s hacia el CPS (consultas) tales como diagnósticos, alarmas, mediciones e indicaciones que hacen la función de supervisión del dispositivo y de los dispositivos que tiene conectados; así como la ejecución y operación de comandos, instrucciones o funciones que se tenga implementado en un DEI desde el CPS.
b) A través de puertos transparentes para configuración y ajuste de DEI´s: configuración y ajustes de los DEI´s tales como
45
protecciones, parámetros de comunicación, acumuladores, muestreos, integraciones, registros de almacenaje, nivel de las alarmas y toda configuración de cada uno de os DEI´s que integran el SISCOPROMM. Adquisición de información de los DEI´s (consultas) tales como los parámetros de configuración, mediciones instantáneas, mediciones acumuladas, mediciones congeladas, mediciones de cambio de horario, mediciones de cambio de estación, oscilografías, eventos y toda clase de archivos de las funciones que desempeña el dispositivo interrogado.
6.5.3.1.1 Redes de Comunicación Local con Protocolos Abiertos para Interrogación de DEI´s.
La comunicación hacia los DEI´s de protección y medición debe hacerse con protocolos abiertos y cumpliendo con los siguientes estándares:
a) IEC-61850. b) DNP 3.0 nivel 2 c) IEC 60870-5-101, 103 o 104
Se acepta que estas redes locales utilicen puertos RS232, RS485, ópticos o ethernet con RJ45 para redes LAN 10/100 Mb.
Para cualquiera de los casos anteriores, la documentación de referencia debe ser del dominio público y el integrador debe proporcionar el device profile y mapeo de los protocolos utilizados en los DEI´s y la información que permita a otros licitantes la conectividad e intercambio de información.
6.5.3.1.2 Redes de Comunicación de Puertos Transparentes para Configuración y Ajustes de DEI´s.
La comunicación entre el CPS y los DEI´s se acepta que utilice puertos RS232, RS485, ópticos o ethernet con RJ45, para redes LAN, 10/100 MB, a través del protocolo propietario para el puerto transparente.
El acceso a los DEI´s, mediante la red de puertos transparentes, nunca debe bloquear la red de comunicaciones en el control y transferencia de información.
Para garantizar su integración al SISCOPROMM de la subestación, el proveedor debe demostrar que el protocolo cumple con lo solicitado, entregado para su validación: las pruebas de aceptación y rutina, los comandos, objetos, perfiles, mapeo, configuraciones, entre otros, solicitados en la especificación CFE V6700-55.
46
Capítulo 7
La finalidad de los ejemplos es que mediante un caso práctico, generalizar y dar por sentado la utilización práctica del marco teórico presentado; para este caso nos enfocaremos en la realización de los casos más usados para la aplicación de la especificación. Siendo estos, las líneas de transmisión, las de transformador y las de alimentación.
7.1 Ejemplos de Líneas de Transmisión.
7.1.1 Diagrama Unifilar de una Línea Larga.
52
1 25
TP
TC213
3
67 50 51
8179
TP
Figura 10. Unifilar y protecciones para una línea larga.
47
7.1.2 Diagrama Unifilar de una Línea Corta y su Colateral.
52
1 25
TP
TC87L 213
3
67 50 51
8179
Canal de ComunicaciónFibra Optica
52
1 25
TC87L 213
3
67 50 51
8179
TP
TP
Figura 11. Unifilar y protecciones para una línea corta y su colateral.
48
7.1.3 Ejemplos de Equipamiento para Líneas.
SUBPARTIDA : A.1 Cantidad : 1(una) pieza Descripción corta: Sección para 1 línea larga y 1 línea corta (LT-7-87L-21-BS-ID) Descripción : Sección para una línea corta, marca SEL, con equipo de protección,
control y medición para una línea larga y una línea corta de 115 KV.
El equipamiento de esta sección se detalla en la tabla siguiente.
Tabla 8. Descripción del equipo contenido en la sección para una línea larga y una línea corta.
Equipo de medición, control y protección Función Cant. Modelo y número de catálogo
Fabricante
Relevador de distancia Oscilografía Secuencia de eventos
21F/21N OSC SOE
1 SEL-311C SEL
Relevador diferencial de línea Oscilografía Secuencia de eventos
87L OSC SOE
1 SEL-311L SEL
Relevador de protección de sobrecorriente direccional Relevador de Falla Interruptor Recierre Relevador de Frecuencia Oscilografía SOE I2T
67/67N 50FI 79 81 OSC SOE I2T
2 SEL-351 SEL
Módulo de entradas salidas con DNP3.0 E/S 1 SEL-2411 SEL Relevador de bloqueo sostenido 86FI 2 2TB20BR* VOLTAMP Botón pulsador luminado BP 4 HW4L IDEC Equipo de medición tipo multifunción conforme a CFE G0000-48
MED 2 ION-8600C PML
Bloc de prueba BP 4 RTXP18 ABB Relevador auxiliar biestable de 125 VCD 52X 1 lote BF4 ARTECHE Relevador auxiliar de disparo 125 VCD 51X 1 lote RF4-R ARTECHE Relevador auxiliar de control de tres contactos 125 VCD RA, AL, 27 1 lote MT323125 SCHRACK Cables de Comunicación 1 lote SEL-C273A SEL Material misceláneo: Tablillas, fusibles, MCB´s, etc. 1 lote
49
Figura 12. Vista frontal de equipamiento para una línea larga y una línea corta.
50
SUBPARTIDA : A.2 Cantidad : 1 (una) pieza Descripción corta: Sección para una línea corta (LT-7-87L-BS-ID) Descripción : Sección para una línea corta, marca SEL, con equipo de protección,
control y medición para dos líneas de 115 KV.
El equipamiento de esta sección se detalla en la Tabla siguiente.
Tabla 9. Descripción del equipo contenido en la sección para una línea corta.
Equipo de medición, control y protección Función Cant. Modelo y número de catálogo
Fabricante
Relevador diferencial de línea Oscilografía Secuencia de eventos
87L OSC SOE
1 SEL-311L SEL
Relevador de protección de sobrecorriente direccional Relevador de Falla Interruptor Recierre Relevador de Frecuencia Oscilografía SOE I2T
67/67N 50FI 79 81 OSC SOE I2T
1 SEL-351 SEL
Módulo de entradas salidas con DNP3.0 E/S 1 SEL-2411 SEL Relevador de bloqueo sostenido 86FI 1 2TB20BR* VOLTAMP Botón pulsador luminado BP 2 HW4L IDEC Equipo de medición tipo multifunción conforme a CFE G0000-48
MED 1 ION-8600C PML
Bloc de prueba BP 2 RTXP18 ABB Relevador auxiliar biestable de 125 VCD 52X 1 lote BF4 ARTECHE Relevador auxiliar de disparo 125 VCD 51X 1 lote RF4-R ARTECHE Relevador auxiliar de control de tres contactos 125 VCD RA, AL, 27 1 lote MT323125 SCHRACK Cables de Comunicación 1 lote SEL-C273A SEL Material misceláneo: Tablillas, fusibles, MCB´s, etc. 1 lote
51
Figura 13. Vista frontal de equipamiento para una línea corta.
52
SUBPARTIDA : A.3 Cantidad : 1 (una) pieza Descripción corta: Sección para dos líneas largas (LT-7-21-21-BS-ID) Descripción : Sección para dos líneas largas, marca SEL, con equipo de protección,
control y medición para dos líneas de 115 KV.
El equipamiento de esta sección se detalla en la tabla siguiente.
Tabla 10. Descripción del equipo contenido en la sección para dos líneas largas.
Equipo de medición, control y protección Función Cant. Modelo y número de catálogo
Fabricante
Relevador de distancia Oscilografía Secuencia de eventos
21F/21N OSC SOE
2 SEL-311C SEL
Relevador de protección de sobrecorriente direccional Relevador de Falla Interruptor Recierre Relevador de Frecuencia Oscilografía SOE I2T
67/67N 50FI 79 81 OSC SOE I2T
2 SEL-351 SEL
Módulo de entradas salidas con DNP3.0 E/S 1 SEL-2411 SEL Relevador de bloqueo sostenido 86FI 2 2TB20BR* VOLTAMP Botón pulsador luminado BP 4 HW4L IDEC Equipo de medición tipo multifunción conforme a CFE G0000-48
MED 2 ION-8600C PML
Bloc de prueba BP 4 RTXP18 ABB Relevador auxiliar biestable de 125 VCD 52X 1 lote BF4 ARTECHE Relevador auxiliar de disparo 125 VCD 51X 1 lote RF4-R ARTECHE Relevador auxiliar de control de tres contactos 125 VCD RA, AL, 27 1 lote MT323125 SCHRACK Cables de Comunicación 1 lote SEL-C273A SEL Material misceláneo: Tablillas, fusibles, MCB´s, etc. 1 lote
53
Figura 14. Vista frontal de equipamiento para dos líneas largas.
54
7.2 Ejemplo de Transformador
7.2.1 Unifilar de Transformador
T1
TC
TC
503 51
87T
3 50 51
TC
TC50 G 51 G
50 G 51 G
1
1
67G
67G
52
52
Figura 15. Unifilar y protecciones para un transformador.
55
7.2.2 Ejemplos de Equipamiento para Transformador.
SUBPARTIDA : A.4 Cantidad : 1 (una) pieza Descripción corta: Sección para Transformador (TD-BS-BS-ID) Descripción : Sección marca SEL, con equipo de protección, control y medición para un
transformador de dos devanados relación 115/13.8 kV.
El equipamiento de esta sección se detalla en la tabla siguiente.
Tabla 11. Descripción del equipo contenido en la sección para Transformador
Equipo de medición, control y protección Función Cant. Modelo y número de catálogo
Fabricante
Relevador diferencial de transformador de tres devanados I2T Oscilografía
87T I2T OSC
1 SEL-387A SEL
Relevador de Sobrecorriente Relevador de Sobrecorriente Relevador de Sobrecorriente Relevador de Falla Interruptor Relevador de supervisión de bobina Oscilografía
50/51F AT 50/51N AT 51NT 50FI SBD OSC
1 SEL-351A SEL
Relevador de Sobrecorriente Relevador de Sobrecorriente Relevador de supervisión de bobina Oscilografía
50/51F BT 50/51N BT SBD OSC
1 SEL-351A SEL
Control de Cambiador de Derivaciones Bajo Carga TAP 1 1511-LTC INCON Módulo de entradas salidas con DNP3.0 E/S 2 SEL-2411 SEL Relevador de bloqueo sostenido 86T, 86FI 2 2TB20BR* VOLTAMP Botón pulsador luminado BP 4 HW4L IDEC Equipo de medición tipo multifunción conforme a CFE G0000-48 Medidor A.T
MMED 1 ION-8600C PML
Equipo de medición tipo multifunción conforme a CFE G0000-48 Medidor de Servicios Propios
MMED 1 (*) ION-8600C PML
Bloc de prueba BP 3 RTXP18 ABB Relevador auxiliar biestable de 125 VCD 52X 1 lote BF4 ARTECHE Relevador auxiliar de disparo 125 VCD 51X 1 lote RF4-R ARTECHE Relevador auxiliar de control de tres contactos 125 VCD RA, AL, 27 1 lote MT323125 SCHRACK Cables de Comunicación 1 lote SEL-C273A SEL Material misceláneo: Tablillas, fusibles, MCB´s, etc. 1 lote
56
Figura 16. Vista frontal de equipamiento para un transformador.
57
7.3 Ejemplo de Alimentadores.
7.3.1 Unifilar para Alimentadores.
52
1 25
TP
TC673
3
50 51
8179
67N 50N1 51NTC
TP
Figura 17. Unifilar y protecciones para alimentador.
58
7.3.2 Equipamiento para Cuatro Alimentadores.
SUBPARTIDA : A.5 Cantidad : 1 (una) pieza Descripción corta: Sección para 4 alimentadores (LT-5-50/51-AD-ID) Descripción : Sección marca SEL con equipo de protección, control y medición para
cuatro (4) alimentadores de 13.8 KV.
El equipamiento de esta sección se detalla en la tabla siguiente.
Tabla 12. Descripción del equipo contenido en la sección para 4 alimentadores
Equipo de medición, control y protección Función Cant. Modelo y número de catálogo
Fabricante
Relevador de sobrecorriente de fases y neutro Relevador de Recierre tripolar Relevador de Frecuencia Oscilografía Relevador de supervisión de bobina I2T
50/51F/N 79 81 OSC SBD I2T
4 SEL-351A SEL
Módulo de entradas salidas con DNP3.0 E/S 2 SEL-2411 SEL Botón pulsador luminado BP 8 HW4L IDEC Equipo de medición tipo multifunción conforme a CFE G0000-48
MED 4 ION-8600C PML
Bloc de prueba BP 4 RTXP18 ABB Relevador auxiliar biestable de 125 VCD 52X 1 lote BF4 ARTECHE Relevador auxiliar de disparo 125 VCD 51X 1 lote RF4-R ARTECHE Relevador auxiliar de control de tres contactos 125 VCD RA, AL, 27 1 lote MT323125 SCHRACK Cables de Comunicación 1 lote SEL-C273A SEL Material misceláneo: Tablillas, fusibles, MCB´s, etc. 1 lote
59
Figura 18. Vista frontal de equipamiento para cuatro alimentadores.
60
Conclusiones
El presente trabajo es la introducción al desarrollo teórico-práctico de la solución a los diferentes esquemas de protecciones en los Sistemas de Protección Eléctrica presentes en el mercado mexicano, predominantemente dominados por CFE. Esto es, solo la punta del iceberg.
Existen muchas variaciones a la solución ya sea por diferentes equipos o marcas que se complementan o que pueden coexistir en el libre mercado, sin embargo, la constante evolución de la tecnología y los requerimientos de manejo de información hacia niveles superiores, tanto técnicos como administrativos, para el correcto uso, distribución, control y protecciones del Sistema Eléctrico, así como su operación, hacen que la flexibilidad y el manejo de la información sea un punto vital; lo que nos lleva a pensar en el costo que ello implica.
Podemos aprender mucho de los sistemas y los enlaces que hacen los demás países en cuanto a filosofía de protecciones, auxiliares y redundancia de sistemas.
Debido a la gran flexibilidad que tiene el uso de los relevadores microprocesador, existe la posibilidad que en poco tiempo veamos dos grandes tendencias en el desarrollo de los sistemas eléctricos de protección, como lo son la concentración de los esquemas en muy pocos relevadores de protección, y la implementación de sistemas pequeños, distribuidos e interconectados entre sí para resolver esquemas más complejos, ambos sin la duplicidad de señales tan persistente al momento.
Además este escrito servirá como base para la capacitación e implementación base de muchas de las soluciones que día con día son solicitadas por la CFE a las diferentes compañías que brindan servicio de integración de soluciones a los esquemas de protecciones. Así como base para la capacitación en la integración de nuevos colaboradores en las áreas de ingeniería y propuesta para la empresa donde laboro, y la estandarización de soluciones prácticas para mejorar el costo/beneficio de las soluciones a los diferentes esquemas.
Debido a las exigencias del mercado mexicano, de las especificaciones, del diseño robusto en pruebas y equipo exigido por CFE, la calidad de las soluciones supera en muchas ocasiones a los estándares de los mercados internacionales, lo que ha llevado a la empresa donde laboro a competir de igual a igual en los mercados internacionales y de ahí la importancia de conocer las especificaciones de CFE para el diseño de los tableros de protección, control y medición expuestas brevemente en este trabajo.
Se deja abierta una gran posibilidad para futuros trabajos la implementación en laboratorio y prácticas de arreglos flexibles y sus pruebas correspondientes para la demostración práctica de lo que sucede en campo; así como la investigación de alternativas y propuestas para la implementación de esquemas de protección que cumplan con viabilidad técnica y económica para la solución de esquemas cada vez más interdependientes entre sí.
61
ANEXOS
Anexo 1. Normas que Aplican.
NOM-008SCFI-2002; Sistema General de Unidades de Medida.
NMX-J438-ANCE-2003; Conductores Cables en Aislamiento de Policloruro de Vinilo, 75 °C y 90 °C para Alambrado de Tableros Especificaciones.
NRF-001-CFE-2001; Empaque, Embalaje, Embarque, Transporte, Descarga, Recepción y Almacenamiento de Bienes Muebles Adquiridos por CFE.
NRF-002-CFE-2001; Manuales Técnicos.
NRF-041-CFE-2005; Esquemas Normalizados de Protecciones para Líneas de Transmisión.
IEC-60050-351-1998; International Electromechanical Vocabulary. Part 351: Automatic Control
IEC-61850-2005; Communication Networks and Systems in Substations.
IEC-60870-5-101-2003; Telecontrol Equipment and Systems Part 5-101: Transmission Protocols Companion Standard for Basic Telecontrol Tasks.
IEC-60870-5-103-1997; Telecontrol Equipment and Systems Part 5-103: Transmission Protocols Companion Standard for the Informative Interface of Protection Equipment.
IEC-60870-5-104-2000; Telecontrol Equipment and Systems Part 5-104: Transmission Protocols - Networks Access for IEC 60870-5101 Using Standard Transport Profiles.
CFE D8500-01-2004; Selección y Aplicación de Recubrimientos Anticorrosivos.
CFE D8500-02-2004; Recubrimientos Anticorrosivos.
CFE G0000-37-1992; Transductores para Instrumentos de Medición.
CFE G0000-48-1999; Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos.
CFE G0000-62-2002; Esquemas Normalizados de Protección para Transformadores de Potencia.
CFE G0000-34-1999; Sistema de Información y Control Local de Estación (SICLE).
CFE G0000-81-2004; Características Técnicas para Relevadores de Protección.
62
CFE G6800-59-1998; Relevador Auxiliar de Disparo con Bloqueo y Reposición Manual Tipo Rotativo.
CFE GAHRO-89-2000; Registradores Digitales de Disturbio para Sistemas Eléctricos.
CFE GR94X-99-2001; Relevadores Auxiliares.
CFE L0000-15-1992; Código de Colores.
CFE V5700-55-2005; Sistemas Integrados de Control, Protección, Medición y Mantenibilidad para uso en Subestaciones de Distribución (SISCOPROMM).
CFE V8000-52-1995; Bancos de Capacitores para Subestaciones de Distribución hasta 34,5 kV.
CFE V8000-53-2002; Banco de Capacitores de 69 a 161 kV para Subestaciones.
Nota: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados debe tomarse en cuenta la edición en vigor a la última edición en el momento de la licitación, salvo que la Comisión indique otra cosa.
63
Anexo 2. Definiciones.
Las definiciones que aplican a este documento están basadas en la norma IEC 60050-351, en las utilizadas en las especificaciones CFE V6700-55 y CFE G0000-34, además en las siguientes:
A2.1 Tablero.
Está formado por un conjunto de secciones tipo.
A2.2 Sección Tipo.
Está integrada por uno o más gabinetes autosoportados, Cada Sección determina la aplicación específica y funciones de protección, control y medición requeridas.
A2.3 Elemento Protegido.
Es el equipo eléctrico primario que se encuentra protegido y puede ser: línea de transmisión en alta o media tensión, transformador de potencia, reactor, banco de capacitores, barras, entre otros.
A2.4 Dispositivos Auxiliares.
Los dispositivos auxiliares son aquellos que son utilizados dentro de los sistemas de protección, control y medición para realizar funciones complementarias propias de cada sistema; y se refiere a los relevadores auxiliares, conmutadores, lámparas indicadores, entre otros.
A2.5 Tiempo Muerto de Recierre.
Es el tiempo que transcurre desde que el interruptor dispara por protecciones hasta que cierra por la acción del relevador de recierre.
A2.6 MCAD.
Modulo de control y adquisición de datos. Conjunto de equipos y programas para realizar el intercambio de datos entre los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (DEI s), de la subestación y el servidor SCADA para el control y supervisión desde cualquier nivel de seguridad para su operación.
A2.7 CPS.
Controlador principal de la subestación. Está integrado por los siguientes elementos: - Servidor de comunicaciones, - Servidor de información con Interfaz Humano Máquina, - DEI de entradas y salidas, - Reloj sincronizado vía satélite.
64
A2.8 DEI.
Dispositivo electrónico inteligente, Microprocesado, puede realizar una o varias funciones de protección, comunicación, medición, supervisión, adquisición, control y funciones lógicas programables.
A2.9 DEI de Entradas-Salidas.
Módulo de control y adquisición de señales de entrada y salida que no son registradas por los relevadores de protección, registradores o medidores multifunción, este módulo adicionalmente puede controlar la comunicación de otros dispositivos electrónicos inteligentes.
A2.10 Protocolo.
Conjunto de Normas y reglas que coordinan el flujo de información entre diversos elementos que componen un enlace de comunicación teniendo como funciones básicas el establecimiento del enlace, transmisión de información, detección de fallas en la transmisión y corrección de errores.
A2.11 Puerto de Comunicación del DEI.
Es el punto de interconexión de comunicaciones a través del cual se enlaza un DEI a la red de adquisición de información, para su configuración, consulta, ejecución de comandos y adquisición de datos.
A2.12 Puerto Transparente.
Es el punto de interconexión de comunicaciones que el fabricante de DEI s suministra para configurar y explotar al 100% el desarrollo implantado en su DEI, con su propio protocolo.
A2.13 Red de Puertos de Comunicaciones.
Es un punto de interconexión de comunicaciones a través del cual se enlaza un DEI a la red de adquisición de información, para su configuración, consulta, ejecución de comandos y adquisición de datos.
A2.14 Red de Puerto Transparente.
Es la interconexión del CPS con los diversos DEI s del sistema SCADA, destinada a la configuración y consulta de los parámetros que no pueden ser accesados a través de los protocolos indicados en las características particulares y generales de la licitación.
A2.15 Mímico Convencional.
Conjunto de conmutadores, panel de alarmas e indicadores luminosos que muestran el estado de los interruptores y cuchillas; permite realizar operaciones de cierre y apertura; y muestra un diagrama unifilar con una representación de la disposición
65
física de los elementos, con conmutadores para las operaciones y leyendas de identificación.
A2.16 Mímico Microprocesado.
Mímico incluido en el modulo de control y adquisición de datos con la capacidad de realizar todas las funciones de control y supervisión necesarias. La información desplegada, es completamente gráfica y contiene el diagrama unifilar de la o las bahías correspondientes al MCAD incluyendo el estado de los dispositivos y mediciones de MW, MVAR, voltaje, corriente, frecuencia y una ventana con la secuencia de eventos.
A2.17 Panel de Alarmas.
Elemento que permite mostrar la operación de una alarma asociada a la sección tipo o al equipo primario asociado al elemento protegido.
66
Anexo 3. Código ANSI para Tableros.
CODIGO NUMÉRICO POR FUNCIÓN PARA DISPOSITIVOS ELÉCTRICOS EN TABLEROS DE MANIOBRA (INCLUYENDO LETRAS Y SUFIJOS)
Normas Americanas para Equipo Automático de Control Supervisorio y de Telemedición Asociado en Subestaciones, C37.2-1956 . American Standards Association, Inc., 70 E. 45th St. New York 17, N. Y. (Reference)
Se ha diseñado un sistema de nomenclatura conocido como número de función de dispositivo para poder conocer rápidamente el objetivo principal de cualquier dispositivo que forme parte de un tablero de maniobra. Este sistema, que en sus inicios se desarrolló con relación a tableros automáticos de maniobra, se aplica ahora a cualquier tipo de tablero de maniobra. Se basa en adscribir un número a cada una de las funciones fundamentales desarrolladas por los elementos que forman el equipo de tableros de maniobra.
Estas funciones de los dispositivos pueden referirse a la función en sí que el dispositivo desempeña dentro del tablero o al estímulo, eléctrico o de otra naturaleza, al cual responde el dispositivo. De aquí, que puede haber casos en que se puedan tener dos números aplicables para un mismo dispositivo. En todos los casos se tomará el número que, para las mentes de los individuos involucrados en el diseño y operación del equipo, identifique más específicamente al dispositivo.
Los números de función del dispositivo, complementados con letras y sufijos adecuados, se usan principalmente en diagramas eléctricos, instructivos y especificaciones.
Números de función de dispositivos normalizados. Los números de función de dispositivos, cada uno con su correspondiente nombre de la función y la descripción general de cada función, quedan listadas en esta publicación.
NOTA
Cuando se incluyen en la función nombre y descripciones alternativas, deberá usarse únicamente el nombre y descripción que corresponde en cada caso específico. En general se incluye solamente un nombre para cada dispositivo, como relevador, contactor, interruptor, desconectador o dispositivo, en la designación de la función. Sin embargo, cuando la función por su propia naturaleza no se encuentra restringida a un tipo específico de dispositivo y en que el tipo de dispositivo es incidental a la función, se puede usar cualquiera de los nombres alternativos que sea aplicable. Por ejemplo, si para la función No. 6 se utiliza un contacto en vez de un interruptor, el nombre de la función deberá especificarse como Contactor de Arranque.
67
Número de dispositivo, Función y Descripción.
1 ELEMENTO MAESTRO es el dispositivo iniciador p. ej. desconectador de control, relevador de voltaje, desconectador de flotador, etc. que sirve, ya sea directamente o a través de dispositivos permisivos como relevadores de protección o de tiempo, para meter o sacar un equipo de operación.
2 RELEVADOR CON RETRASO, PARA ARRANCAR O CERRAR es un dispositivo que funciona para dar un retraso intencional definido antes o después de cualquier punto u operación de una secuencia de control o sistema de protección, excepto para los casos específicamente señalados para los números de función 62 y 79, y que se describen más adelante.
3 RELEVADOR DE ENCLAVAMIENTO O COMPROBACIÓN es un relevador que opera en respuesta a la posición de algún(os) otro(s) dispositivo(s), o a un número de condiciones predeterminadas en un equipo, para permitir que continúe o se detenga cierta secuencia de operación, o para verificar la posición de los dispositivos o la situación de las condiciones, en cualquier objeto.
4 CONTACTO MAESTRO es un dispositivo, generalmente controlado por un dispositivo No. 1 o equivalente, y por los dispositivos permisivos y de protección necesarios que sirven para cerrar y abrir los circuitos de control necesarios para poner un equipo en operación bajo ciertas circunstancias y para sacarlo en otras (que pueden ser condiciones anormales).
5 DISPOSITIVO DE PARO es un dispositivo cuya función primaria es sacar y mantener fuera de operación a un equipo.
6 INTERRUPTOR DE ARRANQUE es un dispositivo cuya función es conectar una máquina con su alimentación de arranque
7 INTERRUPTOR DE ÁNODO es el usado en los circuitos de ánodo de un rectificador de potencia con el fin primordial de interrumpir el circuito de rectificación en caso de un arco cruzado.
8 DISPOSITIVO DE DESCONEXIÓN DE ALIMENTACIÓN DE CONTROL es un dispositivo de desconexión p. ej. desconectador de navajas, interruptor usado para conectar y desconectar la alimentación de control de los colectores o equipo de control.
NOTA: Se considera circuito de control el que incluye alimentación auxiliar para aparatos tales como motores pequeños y calefactores.
9 DISPOSITIVO INVERSOR es un dispositivo que se usa para invertir el campo de una máquina o para realizar cualquier otra función inversora.
10 CONTROLADOR DE SECUENCIA es un dispositivo que se usa para cambiar la secuencia en la cual se puede meter o sacar de servicio las unidades en un sistema de varias unidades.
68
11 TRANSFORMADOR DE CONTROL es un transformador que a partir de cualquier fuente de alimentación de CA, entrega voltaje, con la capacidad adecuada, al circuito de control.
12 DISPOSITIVO DE SOBREVELOCIDAD es usualmente un juego de contactos gobernado por un actuador de montaje directo, que funciona cuando la máquina llega a una sobrevelocidad predeterminada.
13 DISPOSITIVO DE VELOCIDAD SÍNCRONA es un dispositivo p. ej. un juego de contactos con actuador centrífugo, un relevador de voltaje, un relevador de baja corriente, o cualquier otro dispositivo que opera a aproximadamente la velocidad sincronía de la máquina.
14 DISPOSITIVO DE BAJA VELOCIDAD es un dispositivo que funciona cuando la velocidad de una máquina cae debajo de un valor predeterminado.
15 DISPOSITIVO DE IGUALACIÓN DE VELOCIDAD O FRECUENCIA es un dispositivo cuyo objetivo es igualar y mantener la velocidad o la frecuencia de una máquina o sistema igual a , o aproximadamente igual a la de otra máquina, fuente o sistema.
16 DISPOSITIVO DE CONTROL PARA CARGA DE BATERÍAS es un dispositivo cuyo objetivo es proporcionar alimentación controlada de carga a una batería.
17 INTERRUPTOR O DESCONECTADOR DERIVADOR O DE DESCARGA es un dispositivo que sirve para abrir o cerrar un circuito derivado alrededor de cualquier elemento o aparato (excepto un resistor), tal como el campo o la armadura de una máquina, de un capacitor o de un reactor.
18 DISPOSITIVO DE ACELERACIÓN O DESACELERACIÓN es un dispositivo (interruptor, relevador, etc.), que se usa para cerrar o hacer que cierren, los circuitos que hacen que aumente o disminuya la velocidad de una máquina.
19 CONTACTOR DE TRANSICIÓN DE ARRANQUE A MARCHA es un dispositivo que inicia o causa la transferencia automática de la conexión de arranque a la de marcha para una máquina.
20 VÁLVULA DE OPERACIÓN ELÉCTRICA es una válvula accionada por motor o solenoide y usada en líneas de vacío, aire, gas, aceite, agua o similares.
NOTA: La función de la válvula puede indicarse insertando palabras descriptivas como Freno , Reducción de presión , en el nombre de la función, como Válvula de freno de Operación Eléctrica .
21 RELEVADOR DE DISTANCIA es un relevador que opera cuando la admitancia, impedancia o reactancia del circuito aumenta o disminuye más allá de límites predeterminados.
69
22 INTERRUPTOR O CONTACTOR DE IGUALACIÓN es un interruptor o contactor que sirve para controlar o para abrir o cerrar las conexiones igualadoras o de balance de corriente del campo de una máquina, o de un equipo igualador, en una instalación con varias máquinas.
23 DISPOSITIVO DE CONTROL DE TEMPERATURA es un dispositivo que funciona para aumentar o disminuir la temperatura de una máquina, de otro aparato, del medio ambiente o de cualquier otro medio, cuando la temperatura baja, o sube, con respecto a un valor predeterminado.
NOTA: Une ejemplo es un termostato que conecta un calefactor de espacio, en un tablero de maniobra, cuando la temperatura baja hasta un valor preestablecido, a diferencia de otros dispositivos que se usan para proporcionar regulación automática de temperatura entre límites más estrechos y que se designarían como 90T.
24 DISPOSITIVO DE ENLACE es un interruptor, contactor o cualquier otro medio de desconexión que sirva para conectar a voluntad las barras colectoras de tableros de maniobra correspondientes a diferentes fuentes que puedan estar o no interconectadas, en un momento dado.
25 DISPOSITIVO PARA SINCRONIZAR O PARA COMPROBAR SINCRONISMO es un dispositivo que opera cuando dos circuitos de corriente alterna se encuentran dentro de límites deseados de frecuencia, ángulo de fase o voltajes, para permitir o provocar las puestas en paralelo de estos dos circuitos.
26 DISPOSITIVO TÉRMICO EN APARATOS es un dispositivo que opera cuando la temperatura del campo en derivación o del devanado amortiguador de una máquina, o de un resistor limitador o derivador de carga, o de un líquido u otro medio excede un valor predeterminado; o si la temperatura del aparato protegido, tal como un rectificador de potencia, o cualquier medio disminuye debajo de un valor predeterminado.
27 RELEVADOR DE BAJO VOLTAJE es un relevador que funciona a un valor dado de voltaje abajo del predeterminado.
28 DISPOSITIVO TÉRMICO EN RESISTORES es un dispositivo que opera cuando la temperatura del o los resistores que protege rebasan un valor predeterminado.
29 DISPOSITIVO DE SEPARACIÓN DE CIRCUITOS es un interruptor, contactor o desconectador que se usa expresamente para desconectar un circuito de otro con objeto de realizar operaciones de emergencia, de mantenimiento o de prueba.
30 RELEVADOR SEÑALADOR es un dispositivo, de restablecimiento no automático, que proporciona un cierto número de indicaciones visuales independientes a consecuencia de la operación de dispositivos de protección, y el cual también puede acondicionarse para realizar funciones de bloqueo.
31 DISPOSITIVO DE EXCITACIÓN SEPARADA es un dispositivo que conecta un circuito, tal como el campo derivación de un convertidor sincrónico a una fuente
70
separada de excitación durante la secuencia de arranque; o también el que energiza los circuitos de excitación e ignición de un rectificador de potencia.
32 RELEVADOR DIRECCIONAL DE POTENCIA es un relevador que funciona al haber un flujo determinado de potencia en cierta dirección, o cuando ha habido un arco inverso en los circuitos de ánodo o de cátodo de un rectificador de potencia y en consecuencia se ha presentado una inversión de potencia.
33 CONMUTADOR DE POSICIÓN es un conmutador que cierra o abre sus contactos cuando el dispositivo principal o parte de algún aparato sin número de función, alcanza una determinada posición.
34 CONMUTADOR SECUENCIA MOTORIZADA es un conmutador de contactos múltiples que establece la secuencia de operación de los dispositivos principales durante el arranque o el paro, o durante otras operaciones secuenciadas de conmutación.
35 DISPOSITIVOS PARA MOVIMIENTO DE CARBONES O PARA CORTO CIRCUITAR ANILLOS DESLIZANTES es un dispositivo que levanta, baja o desplaza los carbones de una máquina, o que une en corto circuito los anillos deslizantes de un motor que embraga o desembraga los contactos de un rectificador mecánico.
36 DISPOSITIVO DE POLARIDAD es un dispositivo que opera o permite la operación de otro dispositivo solamente cuando hay una polaridad determinada.
37 RELEVADOR DE BAJA CORRIENTE O BAJA POTENCIA es un relevador que funciona cuando el flujo de corriente o potencia llega debajo de un valor predeterminado.
38 DISPOSITIVO PARA PROTECCIÓN DE RODAMIENTOS es uno que funciona por temperatura excesiva de un rodamiento, o alguna otra condición mecánica anormal, como podría ser desgaste excesivo, lo cual puede resultar eventualmente en exceso de temperatura del rodamiento.
39 CONTACTOR DE REDUCCIÓN DE CAMPO es un contactor que al recibir una señal predeterminada, hace o inicia la acción de reducir el campo de una máquina.
40 RELEVADOR DE CAMPO es un relevador que funciona al haber un valor de determinado o anormalmente bajo o cuando falla el campo de una máquina, o al haber un valor excesivo en la componente reactiva de la corriente de armadura en una máquina de corriente alterna lo cual indica una excitación de campo anormalmente baja.
41 INTERRUPTOR DE CAMPO es un dispositivo (interruptor, contactor, desconectador) que funciona para aplicar o remover la excitación de campo de una máquina.
42 INTERRUPTOR, CONTACTOR O DESCONECTADOR DE MARCHA es un dispositivo cuya principal función es conectar una máquina a su alimentación de
71
voltaje de marcha, después de que este ha llegado a la velocidad deseada en su conexión de arranque.
43 SELECTOR O DISPOSITIVO DE TRANSFERENCIA MANUAL es un dispositivo operado manualmente que transpone los circuitos de control modificando el plan de operación del equipo de conmutación o el de alguno de sus elementos
44 RELEVADOR DE INICIACIÓN O SECUENCIA es un relevador que funciona para arrancar la siguiente unidad disponible en un equipo de unidades múltiples, al fallar o no estar disponible la unidad que normalmente la precede.
45 RELEVADOR DE SOBREVOLTAJE DE CD es un relevador que funciona al excederse el valor prefijado de voltaje de CD.
46 RELEVADOR DE CORRIENTES DE INVERSIÓN O DESBALANCES DE FASES es un relevador que funciona cuando las corrientes polifásicas tienen su secuencia de fases invertida o cuando están desbalanceadas o contienen componentes de secuencia de fase negativa en exceso de un nivel predeterminado.
47 RELEVADOR DE VOLTAJE DE SECUENCIA DE FASE es un relevador que funciona a un valor predeterminado de voltaje en la secuencia de fases deseada.
48 RELEVADOR DE SECUENCIA INCOMPLETA es un relevador que regresa el equipo a la posición normal, o fuera, y lo bloquea fuera de la secuencia normal de arranque u operación o paro, sí dicha secuencia no queda determinada correctamente en un lapso determinado de tiempo.
49 RELEVADOR TÉRMICO DE MAQUINA O TRANSFORMADOR es un relevador que funciona cuando la temperatura de la armadura de una máquina de corriente alterna, o de la armadura o de otro devanado o elemento que lleve carga de una máquina de corriente directa, o de un convertidor, o de un rectificador de potencia, o de un transformador de potencia (incluyendo el transformador de un rectificador de potencia), excede un valor predeterminado.
50 RELEVADOR INSTANTÁNEO DE SOBRECORRIENTE O DE RÉGIMEN DE AUMENTO es un relevador que funciona instantáneamente cuando se presenta un valor excesivo de corriente, o del régimen de aumento de la misma, indicando la presencia de una falla en el aparato o circuito que esta protegiendo.
51 RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE CON RETRASO INTENCIONAL es un relevador con una característica de retraso, sea definido o inverso que funciona cuando la corriente en un circuito de corriente alterna excede un valor predeterminado.
52 INTERRUPTOR DE CORRIENTE ALTERNA es un dispositivo que se usa para cerrar e interrumpir un circuito de potencia de corriente alterna en condiciones normales o para interrumpir este circuito bajo condiciones de falla, o emergencia.
72
53 RELEVADOR DE EXCITADOR O DE GENERADOR DE CD es un relevador que fuerza la excitación del campo de una máquina de corriente directa para que aumente durante el arranque, o que funciona cuando el voltaje de la máquina ha alcanzado un valor predeterminado.
54 INTERRUPTOR DE CORRIENTE DIRECTA DE ALTA VELOCIDAD es un interruptor que empieza a reducir la corriente en el circuito principal en 0.01 segundos o menos, después de ocurrir la sobrecorriente o el régimen de aumento de corriente excedido.
55 RELEVADOR DE FACTOR DE POTENCIA es un relevador que opera cuando el factor de potencia en un circuito de corriente alterna queda arriba o abajo del valor predeterminado.
56 RELEVADOR DE APLICACIÓN DE CAMPO es un relevador que controla en forma automática la aplicación de la excitación al campo de un motor de corriente alterna, en un punto predeterminado del ciclo de deslizamiento.
57 DISPOSITIVO PARA CORTO CIRCUITAR O ATERRIZAR UN CIRCUITO es un dispositivo operado con energía almacenada, que funciona para poner a tierra o corto circuitar un circuito en respuesta a mandos manuales o automáticos.
58 RELEVADOR DE FALLA DE ENCENDIDO DE IGNITRONES es un relevador que funciona si uno o más de los ánodos de un rectificador de potencia falla en el encendido.
59 RELEVADOR DE SOBREVOLTAJE es un relevador que funciona a un valor dado de sobrevoltaje.
60 RELEVADOR DE BALANCE DE VOLTAJE es un relevador que opera a una diferencia dada de voltaje entre dos circuitos.
61 RELEVADOR DE BALANCE DE CORRIENTE es un relevador que opera por una diferencia dada de las corrientes de entrada o salida de dos circuitos.
62 RELEVADOR DE RETRASO DE APERTURA O PARO es un relevador de tiempo que se utiliza en combinación con el dispositivo que inicia la operación de apagado, parado o apertura, en una secuencia automática.
63 RELEVADOR DE PRESIÓN, FLUJO O NIVEL DE GAS O LÍQUIDO es un relevador que opera a valores dados de presión, flujo o nivel de gas o líquido, o a un régimen dado de cambio de estos parámetros.
64 RELEVADOR DE PROTECCIÓN A TIERRA es un relevador que funciona al fallar el aislamiento de una máquina, transformador u otro aparato eléctrico a tierra, o al establecerse arco circular a tierra en el conmutador de una máquina de corriente directa.
73
NOTA: Esta función se asigna únicamente a un relevador que detecta el flujo de corriente de la armazón de una máquina, o la envolvente o estructura de algún aparato a tierra, o detecta cuando aparece una tierra en un devanado o circuito normalmente aislado de tierra. No se aplica a un dispositivo conectado en el circuito secundario de un transformador o unos transformadores de corriente que se encuentran en el circuito de potencia de un sistema aterrizado normalmente.
65 GOBERNADOR es el dispositivo que controla la apertura de la compuerta o válvula de un motor primario.
66 DISPOSITIVO DE PASOS O DE APROXIMACIÓN es un dispositivo que funciona para permitir solamente un número determinado de operaciones de un dispositivo o equipo dado, o un número especificado de operaciones sucesivas a intervalos definidos. También se aplica a un dispositivo que funciona para energizar periódicamente un circuito, o que se usa para permitir operaciones de aceleración o aproximación a bajas velocidades para posicionar mecánicamente elementos de una máquina.
67 RELEVADOR DIRECCIONAL DE SOBRECORRIENTE EN CORRIENTE ALTERNA es un relevador que funciona a un valor definido de sobrecorriente en corriente alterna fluyendo en una dirección predeterminada.
68 RELEVADOR DE BLOQUEO es un relevador que inicia una señal piloto para bloquear el disparo por fallas externas en una línea de transmisión u otros aparatos, bajo condiciones predeterminadas, o que coopera con otros dispositivos para bloquear el disparo o el recierre en condiciones de oscilaciones o salida de paso en sistemas de potencia.
69 DISPOSITIVO PERMISIVO DE CONTROL generalmente es un conmutador de dos posiciones, de operación manual, que en una posición permite el cierre del interruptor, o poner un equipo en operación, y en la otra posición impide que sean operados el interruptor o el equipo.
70 REOSTATO DE OPERACIÓN ELÉCTRICA es un reóstato que se usa para variar la resistencia de un circuito obedeciendo a algún medio de control eléctrico.
71 RESERVADO PARA APLICACIÓN FUTURA.
72 INTERRUPTOR DE CORRIENTE DIRECTA es un interruptor que se usa para cerrar o interrumpir un circuito de corriente directa en condiciones normales o para interrumpir este circuito bajo condiciones de falla o emergencia.
73 CONTACTOR PARA RESISTENCIA DE CARGA es un contactor que se usa para derivar o insertar un paso de resistencia limitadora de carga o indicadora en un circuito de potencia, o para poner un calefactor de espacio en circuito, o para conmutar un resistor de carga ligero o regenerativo de un rectificador de potencia u otra máquina dentro y fuera de circuito.
74
74 RELEVADOR DE ALARMA es un relevador, diferente del relevador señalador correspondiente a la función 30, que se usa para operar (o para operar en conexión con) una alarma visual o audible.
75 MECANISMO DE CAMBIO DE POSICIÓN es el mecanismo que se usa para mover un interruptor removible entre las posiciones de: conectado, desconectado y prueba
76 RELEVADOR DE SOBRECORRIENTE DE CORRIENTE DIRECTA es un relevador que funciona cuando la corriente en un circuito de corriente directa excede un valor determinado.
77 TRANSMISOR DE IMPULSOS se usa para transmitir pulsos por un circuito de telemedición o de hilo piloto hasta el dispositivo remoto indicador o receptor.
78 RELEVADOR SENSIBLE AL ÁNGULO DE FASE O A LA SALIDA DE PASO es un relevador que funciona a un ángulo de fase predeterminado entre dos voltajes o entre dos corrientes o entre voltaje y corriente.
79 RELEVADOR DE RECIERRE DE CORRIENTE ALTERNA es un relevador que controla el recierre automático y en su caso, el bloqueo en posición de fuera de un interruptor de recierre.
80 SE RESERVA PARA APLICACIONES FUTURAS
81 RELEVADOR DE FRECUENCIA es un relevador que funciona a un valor predeterminado de frecuencia ya sea abajo o arriba de la frecuencia normal del sistema o al régimen de cambio de frecuencia.
82 RELEVADOR DE RECIERRE DE CORRIENTE DIRECTA es un relevador que controla el cierre y recierre automáticos de un interruptor de corriente directa, generalmente en respuesta a condiciones cambiantes de carga.
83 RELEVADOR DE TRANSFERENCIA O SELECCIÓN AUTOMÁTICA es un relevador que opera para seleccionar automáticamente entre ciertas fuentes o condiciones en un equipo, o desempeña automáticamente una operación de transferencia.
84 MECANISMO DE OPERACIÓN es el mecanismo o servomecanismo eléctrico completo, incluyendo el motor, los solenoides, los conmutadores de posición, etc., de un cambiador de derivaciones, regulación de inducción o cualquier elemento de aparato sin número de función.
85 RELEVADOR RECEPTOR DE SISTEMA DE ONDA PORTADORA O HILO PILOTO es un relevador que opera o restringe una señal que se usa en conexión con un sistema de protección direccional de onda portadora o hilo piloto.
86 RELEVADOR DE BLOQUEO es un relevador operado eléctricamente y restablecido en forma manual o eléctrica, que funciona para apagar y mantener fuera de servicio un equipo al ocurrir condiciones anormales.
75
87 RELEVADOR DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL es un relevador de protección que funciona a partir del porcentaje de un ángulo de fase u otra diferencia cuantitativa de dos corrientes o de algunas otras cantidades eléctricas.
88 MOTOR, O MOTOR GENERADOR AUXILIAR es aquel usado para operar equipo auxiliar como bombas, ventiladores, excitadores, amplificadores magnéticos rotatorios, etc.
89 CONMUTADOR O DESCONECTADOR DE LÍNEA es aquel usado como conmutador de desconexión o separación en un circuito de potencia de corriente alterna o directa, cuando este dispositivo es de operación eléctrica o tiene accesorios eléctricos como un conmutador auxilia, bloqueo magnético, etc.
90 DISPOSITIVO REGULADOR es un dispositivo que funciona para regular cierta cantidad o cantidades, como voltaje, corriente, velocidad, frecuencia, potencia, temperatura y carga, a un cierto valor o dentro de ciertos límites para máquinas, líneas de enlace y otros aparatos.
91 RELEVADOR DIRECCIONAL DE VOLTAJE es un relevador que opera cuando el voltaje a través de un interruptor o contacto abierto, excede un valor determinado en cierta dirección.
92 RELEVADOR DIRECCIONAL DE VOLTAJE Y POTENCIA es un relevador que permite o provoca la conexión de dos circuitos cuando la diferencia de voltaje o potencia entre ellos, rebasa un valor dado en una dirección predeterminada y hace que estos dos circuitos se desconecten cuando la potencia fluyendo entre ellos excede un valor dado en la dirección contraria.
93 CONTACTOR DE MODIFICACIÓN DEL CAMPO es un contactor que funciona para aumentar o disminuir un paso el valor de la excitación de campo en una máquina.
94 RELEVADOR DE DISPARO, O DE DISPARO LIBRE es un relevador que funciona para disparar un interruptor, contactor o equipo, o para permitir el disparo inmediato realizado por otros dispositivos; o para impedir el recierre inmediato de un interruptor cuando se abre automáticamente, aún cuando el circuito de cierre se mantenga activado.
95
96
97
98
99
Usados únicamente para aplicaciones específicas en instalaciones individuales que no resulten aplicables de las funciones 1 a 94.
76
ARTÍCULO 2-9.3.
Se usará una serie similar de números, empezando con el 201 en vez de 1, para las funciones de dispositivos en una máquina, alimentador u otro equipo cuando éstos son controlados directamente desde el sistema de control supervisorio. Ejemplos típicos de dichos números de función son 201, 205 y 294.
ARTÍCULO 2-9.4.
SUFIJOS ALFABÉTICOS. Se usan en combinación con los números de función de dispositivos con diversos fines. Con objeto de evitar posibles confusiones y/o duplicaciones, cualquier sufijo de una o más letras deberá tener solamente un significado en un equipo dado. Todas las demás palabras que comparten el sufijo se escriben completas. Más aún, el significado de cada sufijo usado deberá listarse en la clave de significados correspondiente al dibujo y equipo y que debe acompañarlos.
NOTA: Con objeto de aclarar aún más el uso, estos sufijos alfabéticos se han dividido a su vez en varios grupos que se encuentran listados a continuación, del 2-9.4.1 al 2-9.4.5. las letras agrupadas del 2-9.4.1 al 2-9.4.3., ya que forman parte de la designación de la función del dispositivo, se escriben directamente después del número de función, por ejemplo: 23X, 90V o 52BT. Las letras en el grupo 2-9.4.4, que designan partes del dispositivo principal, y aquellas en 2-9.4.5. que no pueden o no necesitan formar parte de la designación de función, se escriben directamente abajo del número de función del dispositivo, por ejemplo:
20 43 LS ó A
ARTÍCULO 2-9.4.1.
Estas letras designan a dispositivos auxiliares separados del dispositivo que afectan, como:
X Y Relevador auxiliar Z S Relevador para subir B Relevador para bajar A Relevador para abrir C Relevador para cerrar CC Conmutador de control CE Relevador auxiliar a contactos auxiliares tipo a . AB Relevador auxiliar a contactos auxiliares tipo b . AR Relevador auxiliar a conmutador de posición arriba . ABA Relevador auxiliar a conmutador de posición abajo . EB Estación de botones
77
NOTA: En el control de un interruptor que tenga el arreglo de control llamado relevador X-Y, el relevador X es el dispositivo cuyos contactos principales se usan para energizar la bobina de cierre y los contactos del relevador Y proporcionan la característica antibombeo del interruptor.
ARTÍCULO 2-9.4.3.
Estas letras indican la ubicación del dispositivo principal en el circuito, o el tipo de circuito en que se usa, o el tipo de dispositivos o aparatos con los que esta asociado, cuando esto es necesario, como:
A Alarma o Alimentación o Adelante B Batería o Barra Colectora BP By-pass (Circunvalación) EB Enlace de barras colectoras C Capacitor o Campo o Calefactor E Excitador o Emergencia G Generador L Línea M Motor o Medición N Neutro* R Reactor o Reversa o Rectificador S Sincronización, Sincronizar T Transformador o Tierra U Unidad
El sufijo N se usa con preferencia al T para dispositivos conectados en el neutro del secundario de transformadores de corriente, o en el secundario de un transformador de corriente, cuyo devanado primario, esta conectado en el neutro de una máquina o transformador de potencia, excepto en el caso de protección de líneas, en que se usa el sufijo T para aquellos relevadores que operan por causa de una falla a tierra.
ARTÍCULO 2-9.4.4.
Estas letras designan a elementos del dispositivo principal, divididas en las dos siguientes categorías:
ARTÍCULO 2-9.4.4.1.
Todas las partes, excepto los contactos auxiliares y conmutadores de límite, que se verán en el 2-9.4.4.2 como:
BO Barra de oposición (en el interruptor de alta velocidad, CD) B Bobina BC Bobina de cierre BD Bobina de disparo C Capacitor DI Derivador inductivo F Freno
78
BR Bobina de retención IL Interruptor de límite M Motor de operación DS Dispositivo de sello S Solenoide V Válvula MS Motor de sincronización
ARTÍCULO2-9.4.4.2.
Todos los contactos auxiliares y conmutadores de límite para equipos y dispositivos tales como interruptores, contactores, válvulas y reóstatos, se designan como sigue:
a Contacto auxiliar, abierto cuando el dispositivo principal está en la condición de no operado o desenergizado.
b Contacto auxiliar cerrado cuando el dispositivo principal está en la condición de no operado o desenergizado.
aa Contacto auxiliar, abierto cuando el mecanismo de operación del dispositivo principal está en la posición de no operado o desenergizado.
bb Contacto auxiliar, cerrado cuando el mecanismo de operación del dispositivo principal está en la posición de no operado o desenergizado.
e, f, g, h, etc., ab, ac, ad, etc., ba, bb, bc, etc., son contactos auxiliares diferentes de los a, b, aa, bb. Para estos contactos se usarán letras minúsculas.
NOTA: Si hay varios contactos auxiliares semejantes en el mismo dispositivo se designarán numéricamente 1, 2, 3 según sea necesario.
ARTÍCULO 2-9.4.5.
Estas letras cubren todas las otras características o condiciones distintivas que no estén específicamente descritas en los incisos anteriores, y que sirven para describir el uso del dispositivo o de sus contactos en el equipo, como:
A Aceleración o Automático o Alto o Arriba o Abierto C Cerrar o Caliente D Desaceleración o Derecho o Disparo RM Restablecimiento Manual TI Tiempo Inverso I Izquierda. M Manual RC Retraso para cerrar RA Retraso para abrir.
79
ARTÍCULO 2-9.5.
SUFIJOS NUMÉRICOS: Si dos o más dispositivos con el mismo número de función y el mismo sufijo se encuentran en el mismo equipo, puede distinguirse uno de otro con sufijos numéricos, por ejemplo 52X-1, 52X-2 y 52X-3, según sea necesario.
ARTÍCULO 2-9.6.
DISPOSITIVOS QUE REALIZAN MÁS DE UNA FUNCIÓN: Si un dispositivo realiza dos funciones del mismo orden de importancia en un equipo, de tal forma que sea deseable identificar ambas funciones, puede hacerse usando un número de función doble, así como doble nombre de función, como:
27 59 Relevador de Bajo y Sobre Voltaje.
80
Anexo 4. Características de Fabricación.
A4.1 Características de los Gabinetes.
Los gabinetes deben cumplir con las siguientes características de construcción:
a) El calibre de la lámina de acero utilizada para formar cualquier parte del gabinete debe ser de un espesor no menor de 2,5 mm, excepto las tapas laterales y la puerta posterior, las cuales deben ser de un espesor no menor a 1,7 mm.
b) La estructura de cada gabinete debe estar conformada por un bastidor basado en perfiles angulares de acero, que garantice la rigidez mecánica del conjunto en cualquier condición de transporte y montaje.
c) La base de cada gabinete, debe estar conformada con una estructura de acero preparada con orificios para recibir los pernos de anclaje.
d) La parte superior de cada gabinete, debe estar conformada con una estructura de acero preparada con orificios para recibir los pernos para maniobra de transporte y embarque.
e) La puerta de acceso al interior debe ser a todo lo alto, giratoria, con bisagras, con empaques de sello para evitar la entrada de polvo, cerradura de manivela de tipo pivote con seguro de cilindro, limitador de apertura, con apertura en un ángulo de hasta 120° y refuerzo estructural para evitar que se flexione, la puerta debe tener conexión a tierra por medio de trenzas flexibles de cobre hacia el cuerpo principal del gabinete.
f) La construcción de toda sección tipo debe ser lo suficientemente rígida para soportar el equipo cuando se abra, en ángulo máximo, el marco estructural abatible.
g) Se deben diseñar de manera que puedan añadirse secciones en los extremos, sin que sean necesarias secciones de transición.
h) Debe contar con dos acceso para el cable de control en la parte superior e inferior; dichos accesos deben contar con tapas removibles y empaques para evitar la entrada de polvo.
A4.2 Recubrimientos Anticorrosivos y Acabados.
Tanto las estructuras como los gabinetes deben limpiarse en toda su superficie con chorro o granalla de grado comercial, o en su defecto tratar la superficie químicamente y bonderizarla con fosfato de zinc, conforme a lo establecido en la especificación CFE D8500-01.
Antes del acabado final del equipo, se deben aplicar en seco una capa de catalizado de 25µm de espesor, conforme a lo establecido en la especificación CFE D8500-02.
El acabado final de las estructuras y gabinetes, debe consistir de epóxico catalizado del color 5 gris claro o el que se indique en las Características Particulares, mismo que debe cumplir con lo indicado en la especificación CFE L0000-15. La aplicación del acabado final debe hacerse en seco y como mínimo dos capas de 38 µm de espesor cada una, conforme a la especificación CFE D8500-02.
81
A4.3 Ensamble de los Componentes.
a) Todos los equipos deben estar colocados de tal forma que sean fáciles de desmontar sin interrumpir la operación de otros equipos.
b) Para su conexión a tierra, la sección tipo debe contar con una barra de cobre de capacidad no menor a 300 A.
c) La sección tipo debe contar con resistencias calefactores con su correspondiente termostato.
d) El montaje de los relevadores principales, los dispositivos necesarios para el control del equipo asociado, así como la señalización, debe efectuarse en el frente de la sección tipo.
e) Las caras laterales del gabinete se pueden utilizar para montar ductos y tablillas.
f) No se acepta montar equipo en las puertas. g) En caso de secciones tipo con acceso al interior por parte frontal, la parte
trasera debe estar formada por una pieza de lámina a todo lo alto. h) En secciones tipo, integral o simplex, con acceso por la parte frontal deben
contar con un marco estructural giratorio al frente para el montaje de equipos que cumplan con el inciso del punto 7.2.2.1
i) En el interior de cada gabinete de la sección, tipo debe proveerse de alumbrado por medio de lámparas fluorescentes de 127 V c.a., montadas en el techo y controladas por un interruptor de accionamiento manual y otro a la apertura de las puertas.
j) En el interior y en la parte frontal de cada sección debe tener dos tomacorrientes monofásicos a 127 V c.a., para 30 A, polarizado de tres terminales.
k) En el interior se debe contar con resistencias calefactoras. l) Se debe señalizar las alarmas propias del equipo primario, de los relevadores y
de la sección tipo; en secciones de tipo.
A4.4 Secciones Tipo Integral para Distribución (ID).
a) Esta sección esta formada por un solo gabinete. b) Esta sección tipo, contiene todo el equipamiento de protección, control y
medición; incluyendo DEI de entradas y salidas, controles emergentes (apertura y cierre) con señalización del estado de cada interruptor para cada elemento a proteger y medidor multifunción con registro de calidad de energía por cada elemento a proteger.
c) Para su compatibilidad con tableros existentes la dimensión del gabinete de la sección tipo ID puede ser por sus dimensiones simplex y dúplex, el tipo de la misma se indicará en Características Particulares.
d) En caso tamaño simplex la sección ID el gabinete debe cumplir con lo siguiente:
o En el frente debe contar con una puerta con acrílico transparente de un espesor no menor a 5 mm, con empaques de sello para evitar la entrada de polvo, cerradura de manivela de tipo pivote y marco estructural para evita que se flexione.
o En estos gabinetes, el acceso al interior es por la parte posterior.
82
o La parte frontal de la sección tipo debe tener marcos con elementos de sujeción tipo modular ("rack de 48,26 cm).
o Cada gabinete debe tener las siguientes dimensiones: 800 mm de fondo y 2 300 mm de alto.
- El mímico reside en el CPS de la subestación; cuando se solicite en Características Particulares, debe contar mímico convencional del mosaico o embutido en la lámina,
- Las alarmas se deberán enviar al CPS de la subestación,
e) En el dúplex el gabinete de la sección ID debe cumplir con lo siguiente: - Los gabinetes deben contar con dos frentes: uno posterior para el montaje de los
equipos de protección y otro frontal para el montaje de los equipos de medición, - El acceso al interior es por los costados. Estos accesos deben contar con
preparaciones para montar una puerta, - Debe contar con una puerta desmontable, con las preparaciones para colocarse
en cualquiera de los costados del gabinete. Esta puerta debe cumplir con lo establecido en el inciso e) del punto 7.2.2.1,
- Los frentes deben ser de una pieza de lámina con las preparaciones para el montaje semiembutido de los equipos,
- Cada sección vertical debe contar con las siguientes dimensiones: 900 mm de ancho por 1,600 mm de fondo y 2,300 mm de alto,
- El mímico reside en el CPS de la subestación; cuando se solicite en Características Particulares, debe contar con un mímico convencional del tipo mosaico o embutido en lámina,
- Las alarmas se deben enviar al CPS de la subestación,
A4.5 Secciones Tipo Integral (IN).
a) Esta sección tipo está formada por uno o más gabinetes, que contienen todo el equipo de protección y control.
b) En el frente debe contar con una puerta con acrílico transparente de un espesor no menor a 5 mm, con empaques de sello para evitar la entrada de polvo, cerradura de manivela tipo pivote y marco estructural para evitar que se flexione.
c) En cada sección tipo, el acceso al interior es por la parte frontal. d) Debe contar con un marco estructural giratorio para permitir el acceso al
interior; dicho marco debe contar con elementos de sujeción tipo modular ( rack de 48,26 cm), a todo lo alto en el interior de la sección tipo, abatible hacia el frente, cerradura de manivela de tipo pivote con seguro de cilindro, limitador de apertura, con apertura en un ángulo de hasta 90 grados y refuerzo estructural para el montaje de relevadores de protección, la puerta debe tener conexión a tierra por medio de trenzas flexibles de cobre hacia el cuerpo principal del gabinete.
e) Cada gabinete debe tener las siguientes dimensiones: 900 mm de ancho por 800 mm de fondo y 2,300 mm de alto.
A4.6 Secciones Tipo Simplex (SX).
a) Esta sección tipo está formada por uno o más gabinetes, que contienen todo el equipo de protección, control y medición; y un gabinete que contiene el
83
mímico tipo mosaico, a menos que se indique en Características Particulares que dicho mímico, se instale en los gabinetes que contienen el equipo de protección, control y medición.
b) En el frente debe con contar con una puerta con acrílico transparente de un espesor no menor a 5 mm, con empaques de sello para evitar la entrada de polvo, cerradura de manivela tipo pivote y marco estructural para evitar que se flexione.
c) En esta sección tipo, el acceso al interior es por la parte posterior. d) La parte frontal de la sección tipo debe tener marcos con elementos de
sujeción tipo modular ( rack de 48,26 cm). e) Cada gabinete debe tener las siguientes dimensiones: 800 mm de ancho por
800 mm de fondo y 2,300 mm de alto. f) El gabinete del mímico en la parte frontal debe ser de una sola pieza de
lámina, y contar con una cuadrícula de soporte para el montaje de las fichas cuadradas y los elementos de control como conmutadores, botones o lámparas de señalización. No deben contar con puerta frontal de acrílico.
g) El gabinete para el mímico, debe contar con las siguientes dimensiones: 600 mm de ancho por 600 mm de fondo y 2,300 mm de alto.
h) La conexión del gabinete del mímico del tipo mosaico con el resto de gabinetes que conforman la sección tipo, debe realizarse mediante un cable multiconductor; con conectores metálicos de uso rudo en la parte superior de cada sección vertical.
i) Las alarmas se deben mostrar en un panel de alarmas, mismo que debe montarse en la parte superior del mímico.
A4.7 Secciones Tipo Dúplex (DX).
a) En los gabinetes que forman estas secciones tipo, se deben montar los equipos de protección en la parte posterior y en la parte frontal se debe montar el mímico, panel de alarmas y equipos de medición.
b) El acceso al interior es por los costados. Estos accesos deben contar con preparaciones para montar una puerta.
c) Debe contar con una puerta desmontable, con las preparaciones para colocarse en uno de los costados de la sección tipo. Esta puerta debe cumplir con lo establecido en el inciso e) del punto 7.2.2.1.
d) La cara frontal y posterior de cada gabinete, deben ser de una sola pieza de lámina con las preparaciones para el montaje semiembutido de los equipos. La parte posterior, se acepta que cuente con marcos con elementos de sujeción tipo modular ( rack ) de 48,26 cm.
e) Cada sección vertical debe contar con las siguientes dimensiones: 900 mm de ancho por 1,600 mm de fondo y 2,300 mm de alto.
f) Las alarmas se deben mostrar en un panel de alarmas, mismo que debe montarse en la parte superior del mímico,
A4.8 Mímico.
Las secciones tipo deben contar con un mímico, a menos que se indique lo contrario en Características Particulares o lo indicado en la especificación CFE V6700-62, que se utilizará para le control del equipo primario asociada al elemento protegido.
84
Deben presentar el diagrama unifilar del arreglo de barras asociada al elemento protegido; mostrar visiblemente el estado de los interruptores y cuchillas.
Tipos de mímico
Los mímicos se clasifican en los siguientes tipos: microprocesado en MCAD o en el CPS, y convencional; éste último, se subdivide en tipo mosaico y embutido en lámina.
A4.9 Mímico Microprocesado en MCAD.
Las características de los mímicos microprocesador en MCAD, se establecen en la especificación CFE G0000-34.
A4.10 Mímico Microprocesado en CPS.
El mímico de las secciones tipo ID debe programarse en las pantallas del CPS del SISCOPROMM, por lo que estas secciones no cuentan con mímico, ya que no se considera como parte del alcance de las secciones tipo ID el suministro del CPS.
Las características de los mímicos microprocesador en CPS, se establecen en la especificación CFE V6700-55.
A4.11 Mímico Tipo Mosaico.
Están conformados por fichas cuadradas de 24 mm x 24 mm; todos los componentes deben estar diseñados para montaje en la cuadrícula de soporte.
La operación del equipo primario se debe realizar mediante conmutadores; para servicio pesado del tipo mosaico.
El mímico debe indicar por lo menos dos estados: abierto o cerrado; y deben indicar el estado de discrepancia, que se presenta cuando la posición del conmutador no corresponde con el estado real del interruptor.
La señalización para un estado abierto se debe realizar mediante una indicación luminosa (multiled) color verde ; y la señalización para un estado cerrado, se debe realizar mediante una indicación luminosa (multiled) color rojo . Para cuchillas de puesta a tierra, la señalización de un estado cerrado se debe realizar mediante una indicación luminosa (multiled) color ámbar ; dicha señalización debe estar apagada para un estado abierto. El código de colores a utilizar en el diagrama unificar debe cumplir con lo establecido en la referencia (1) del capítulo 14 de esta especificación.
Tipo de mímico Sección tipoMicroprocesado en MCAD IntegralMicroprocesado en CPS Integral para DistribuciónMosaico SimplexEmbutido en lámina Duplex
85
El mímico debe contar con medidores digitales de tensión, corriente y frecuencia, de conformidad con los parámetros eléctricos a medir indicados para cada tipo de sección en el inciso 6.6.
A4.12 Mímico Embutido en Lámina.
Todos los componentes se montan embutidos en la lámina que forma el frente de la sección tipo.
La señalización para un estado abierto se debe realizar mediante conmutadores; los conmutadores deben ser para servicio pesado.
La señalización para un estado abierto se debe realizar mediante una indicación luminosa (multiled) color verde ; y la señalización para un estado cerrado, se debe realizar mediante una indicación luminosa (multiled) color rojo . Para cuchillas de puesta a tierra, la señalización de un estado cerrado se debe realizar mediante una indicación luminosa (multiled) color ámbar ; dicha señalización debe estar apagada para un estado abierto.
El código de colores a utilizar en el diagrama unificar debe cumplir con lo establecido en las Reglas del Despacho y Operación del Sistema Eléctrico Nacional.
El mímico debe contar con medidores digitales de tensión, corriente y frecuencia, de conformidad con los parámetros eléctricos a medir indicados para cada tipo de sección en el inciso 6.6.
A4.13 Circuitos Auxiliares de c.a.
La sección tipo, para cada circuito de control de cierre, así como de alimentación está formado por: toma correines, resistencia calefactora y alumbrado interior. Este circuito debe ser de 220 V c.a. /127 V c.a., 3 hilos mas tierra física en los toma corriente o lo indicado en Características Particulares protegido con fusibles o termomagnéticos.
A4.14 Circuitos de Control de c.d.
En cada sección tipo, para cada circuito de control de cierre, así como alimentación de equipos protección, medición, registro de disturbios, equipos de control y lógicas auxiliares, deben proveerse alimentaciones independientes protegidas con fusibles o termomagnéticos en los polos positivo y negativo.
En cada circuito de apertura y disparo de los interruptores, la alimentación debe ser directa sin el uso de fusibles e independiente a otros circuitos del mismo interruptor.
A4.15 Circuitos de Señalización y Alarmas de c.d.
En cada sección tipo, para señalización y alarmas deben de proveerse alimentaciones independientes protegidas con fusibles o termomagnéticos en los polos positivo y negativo.
86
A4.16 Alambrado de la Sección Tipo.
El alambrado de la sección tipo debe efectuarse atendiendo a los siguientes requisitos:
a) Las conexiones al exterior de los gabinetes que conforman la sección tipo, deben alambrarse a tablillas de conexiones. Se deben reservar un lado de estas tablillas de conexiones para su conexión al exterior, por lo que no deben existir en este lado, las conexiones relacionadas con el alambrado interno del gabinete.
b) Las terminales de los relevadores auxiliares de estado de interruptores y cuchillas deben alambrarse a tablillas de conexiones.
c) No deben existir más de 2 conductores por punto de conexión. d) La trayectoria del alambrado debe ser ordenada y no obstaculizar la revisión
del equipo, acceso a terminales de relevadores y al cableado externo. e) Los conductores para la conexión entre gabinetes que formen la sección tipo,
se deben realizar mediante tablillas terminales. f) Se deben de identificar las terminales de las tablillas de conexiones
utilizadas para disparos de interruptores, mediante: zapatas de color distinto en los conductores o agrupando dichas terminales en tablillas de conexiones separadas del resto; los conductores deben contar con leyendas para identificar el equipo primario al cual opera.
g) Los cables de control deben llegar a la sección tipo por la parte superior o inferior dependiendo de las Características Particulares.
h) Debe existir el suficiente espacio para tener fácil acceso a la conexión del cableado externo a las tablillas de conexiones de cada sección. No se acepta el diseño y fabricación de secciones tipo donde sea necesario el desmontar equipos para la conexión del cableado externo.
i) Para el caso de los relevadores auxiliares utilizados en la detección de tensión (27), estos deben alambrarse al final del circuito de c.d. al cual están monitoreando.
j) El alambrado completo de la sección tipo debe ser probado por el fabricante y aprobado por la CFE antes del embarque.
k) El alambrado de corrientes y tensiones a la sección tipo y su conexión interna dependerá del esquema de protección utilizado, de acuerdo con lo establecido en la norma de referencia NFR-041-CFE y la especificación CFE G0000-62.
l) El alambrado debe de soportar las pruebas indicadas en el capítulo de esta especificación.
A4.17 Características de los Componentes.
A4.17.1 Relevadores de Protección.
Los relevadores de protección deben de cumplir con lo establecido en la especificación CFE G0000-81 y estar dentro del listado en la vigencia de LAPEM-05L.
Los relevadores de protección para secciones tipo de construcción ID, deben cumplir con lo indicado en el punto 7.2.1.3.
A4.17.2 Medidores Multifunción.
87
Todos los medidores multifunción deben cumplir con lo establecido en la especificación CFE G0000-48.
Los medidores con calidad de energía deben cumplir, adicionalmente, con lo establecido en la especificación CFE V6700-55 o lo establecido en Características Particulares.
A4.17.3 DEI de Entradas y Salidas.
Las características del dispositivo electrónico inteligente de entradas/salidas ha de utilizarse en secciones tipo ID, se establecen en la especificación CFE V6700-55. Las funcionalidades de dicho equipo se establecen en la especificación.
A4.17.4 Módulo de Control y Adquisición de Datos.
El módulo de control y adquisición de datos (MCAD), debe cumplir con lo establecido en la especificación CFE G0000-34.
A4.17.5 Resistencias Calefactoras.
Las resistencias calefactoras deben alimentarse a 127 V c.a. o 220 V c.a. y calcularse, para evitar la condensación de humedad interna.
A4.17.6 Panel de Alarmas.
El panel de alarmas debe colocarse cuando se cuente con mímicos convencionales. Aplica para tableros tipo: DX y SX.
Mediante indicadores luminosos tipo LED , debe mostrar la operación de algún estado de alarma ocurrido en la sección tipo y en el equipo primario asociado al elemento protegido. Los indicadores deben de mantenerse en estado de operados aún después de desaparecer la señal de alarma.
Cada indicación debe contar con una leyenda indeleble para identificar el origen de la alarma.
Debe contar con una indicación audible por operación de alguna de las alarmas. Debe contar con botones para callar la alarma luminosa, probar las indicaciones luminosas y para reponer las alarmas operadas.
La alimentación debe ser a la tensión de control, establecida para la sección tipo; las entradas digitales de cada una de las alarmas deben operar a una tensión de control establecida para la sección tipo.
A4.17.7 Protección de Circuitos Auxiliares.
Los fusibles y la base portafusibles de 2 polos deben ser de la misma marca. Los fusibles deben ser tipo cartucho, con una característica de alta velocidad, corriente y tensión adecuada al circuito asociado. La base portafusibles debe tener las siguientes
88
características: construida de material termoplástico; aislada a 600 V c.a., para 30 amperes; con modazas de conexión platinadas y que garanticen una sujeción adecuada del fusible y del cable de conexión.
Se admite el uso de termomagnéticos con las mismas características de capacidad interruptiva.
A4.17.8 Conductores.
Los conductores que se utilizan en el alambrado deben cumplir con lo indicado a continuación:
a) Los conductores empleados deben cumplir con lo indicado en la norma NMX-J-438-ANCE.
b) Los conductores que se conecten a terminales de equipos o de tablillas de conexiones, deben contar con identificación.
c) Nos se deben hacer empalmes en los cables. d) Los colores y la sección transversal serán distintivos de cada equipo o
circuito a alimentar. e) El alambrado para las parte móviles de las secciones tipo, debe ser con
conductores del tipo extraflexible de 41 hilos, esto es cableado tipo K. f) El alambrado para las partes fijas de las secciones tipo, debe ser con
conductores del tipo flexible de 19 hilos, esto es cableado tipo C.
A4.17.9 Tablillas de Conexiones.
Las tablillas utilizadas en las secciones tipo deben de cumplir con lo siguiente:
a) Las tablillas y los puntos de conexión a estas, deberán estar identificados de acuerdo a los diagramas de alambrado.
b) Debe de contar con dos extremos de conexión, uno de los cuales es exclusivo de la CFE.
c) Se debe de dejar un 20% de terminales de reserva en cada sección vertical, para uso de CFE.
d) Cumplir con la especificación CFE 54000-48.
A4.17.10 Terminales.
Las terminales de los conductores para los circuitos de corriente, deben tener funda aislante y ser de tipo ojo o anillo para sujetarse a tablillas mediante tornillos.
Las terminales de los conductores para los circuitos de potenciales, control, señalización y alarma, deben tener funda aislante y ser de tipo abiertas en U para sujetarlas a tablillas mediante tornillos.
El material utilizado en la fabricación de las terminales debe ser una aleación con cobre y cubierta plateada, con la funda aislante de PVC.
89
A4.17.11 Canaletas de Plástico.
Las canaletas deben contar con tapas y perforaciones para facilitar la colocación del cableado y el acceso a las tablillas, además deberán estar colocadas verticalmente en paneles laterales de la sección tipo y soportados rígidamente por medio de tornillos o remaches.
La medida del mismo debe permitir que se alojen por completo en ellos el cableado interno del gabinete, así como el alambrado de cables de control externo; debiendo considerarse independientes para cada uno de estos.
A4.17.12 Tablilla de Prueba.
Estas tablillas deben cumplir con lo establecido en la especificación CFE 54000-48.
Estas tablillas deben colocarse en los extremos laterales de los gabinetes de las secciones tipo.
Se deben utilizar para desconectar las entradas y salidas digitales de los MCAD.
A4.17.13 Block de Prueba.
Los block de prueba deben ser compactos y colocarse en un lugar accesible para conectar una herramienta para aislar los circuitos de corriente, potencial y de elemento al que están conectadas.
Debe existir por lo menos un bolck de prueba para cada equipo de protección, medición y control.
Los block de prueba deben de instalarse en la misma cara del gabinete de la sección tipo, donde esté montado el equipo de protección, control y medición. No se acepta utilizar un bolck de pruebas para más de un equipo instalado en la sección tipo.
A4.17.14 Transductores.
Los transductores deben cumplir con la especificación CFE G0000-37 y con lo siguiente:
- deben contar con una exactitud de 0.5 %, - la salida de los transductores de tensión y corriente debe ser de 4 mA a 20 mA a
menos que se especifique otro valor en Características Particulares, - la salida de los transductores de MVar y MW deben ser de 1,0 mA a +1,0 mA a
menos que se especifique otro valor en Características Particulares.
Los transductores pueden ser tipo multifunción y contar con un puerto y protocolo de comunicaciones de conformidad con las Características Particulares.
90
A4.17.15 Conmutadores.
Los conmutadores deben cumplir con lo siguiente:
- Servicio continuo, - 600 Vc.a. - 20 A continuos y 250 A durante 3 s.
A4.17.16 Relevadores Auxiliares.
Los relevadores deben cumplir con lo establecido en la especificación CFE GR94X-99.
A4.17.17 Relevadores de Disparo con Bloqueo Sostenido
Los relevadores auxiliares de disparo y bloqueo sostenido (86), deben cumplir con lo establecido en la especificación CFE G6800-59. Estos relevadores, deben contar con:
- una lámpara indicadora de tensión, - bobina de operación y reposición eléctrica, - servicio continuo, - 600 V c.a., - 20 A continuos y 250 A durante 3 s, - debe contar con reposición manual, ya sea mediante manija o botón pulsador.
A4.18 Condiciones de Operación.
A4.18.1 Tipo de Servicio.
Las secciones tipo deben diseñarse para servicio interior.
A4.18.2 Temperatura Ambiente.
La temperatura de operación de los equipos que conforman la sección tipo, deben cumplir con lo establecido en la especificación que le corresponda; en caso que no tienen establecida dicha temperatura, deben operar en un intervalo de temperatura de 5 a +55 grados centígrados.
A4.19 Características Particulares.
En la elaboración de estas características para su inclusión en la requisición del equipo, se debe proporcionar la descripción de todos los bienes solicitados, de manera clara, tal como se indica en el formato de CFE CPE-410.
91
Anexo 5. Referencia cruzada ANSI vs. SEL.
1. Puede estar incluido en el relevador 67/67N 2. Puede estar incluido en el relevador 67/67N, o en 50/51N 3. Uno por interruptor, en 13.8 uno por cada 4 interruptores 4. 230 kV uno por esquema, 115 kV uno cada dos esquemas
Tabla 13. Referencia Cruzada ANSI vs. Productos SEL homologados en CFE.
Numero ANSI FUNCION Equipo SEL TENSION (KV)85L COMPARACIÓN DIRECCIONAL DE LINEA SEL-421-0 40087L DIFERENCIAL DE LINEA SEL-311L 400, 230, 115
SEL-321, SEL-421-1 400, 230SEL-311C 115, 69, 13.8SEL-351-6 400, 230, 115SEL-351-A 115, 69, 13.8
50/51N SOBRECORRENTE INSTANTANEA DE TIEMPO INVERSOSEL-351A, SEL-551, SEL-551C, SEL-351-A
115, 69, 13.8
RECIERRE MONOPOLAR SEL-279H 400, 230RECIERRE TRIPOLAR SEL-351A 115, 69, 13.8
SEL-351 400, 230 (1)SEL-351A 115 (2)SEL-387-6 400, 230SEL-387A 230, 115SEL-387E 230. 115SEL-587 115, 69, 13.8
87B DIFERENCIAL DE BARRAS SEL-487B 400, 230, 11587R DIFERNECIAL DE REACTOR DE ALTA IMPEDANCIA SEL-587Z 400, 230, 115
59N/64 SEL-451 230, 11559N SEL-351-7 34.5, 13.8
FALLA DE INTERRUPTOR (Monopolar) SEL-352 400, 230, 115, 69FALLA DE INTERRUPTOR (Tripolar) SEL-351 Cualquier tensión
87G DIFERENCIAL DE GENERADOR SEL-300G Cualquier tensiónMCAD MODULO DE CONTROL Y ADQUICIÓN DE DATOS SEL-451-4 + SEL-2411 400, 230, 115 (3)
30 CUADRO DE ALARMAS SEL-2522 Cualquier tensión (4)SEL-351 115SEL-351A 13.8
49M SOBRECORRIENTE DE MOTOR SEL-387 + SEL-2600A Cualquier tensión49G SOBRECORRIENTE DE GENERADOR SEL-300G + SEL-2600A Cualquier tensiónNA SERVIDOR SCADA SEL-1102 Sistemas IntegradosNA SERVIDOR DE COMUNICACIONES SEL-2032 Sistemas IntegradosNA PROCESADOR DE PROTOCOLOS SEL-3331, SEL-3351 Sistemas Integrados
GPS RELOJ SATELITAL SEL-2407 Cualquier tensiónI/O'S ENTRADAS/SALIDAS DIGITALES Y ANALOGAS SEL-2411 Cualquier tensiónI/O'S ENTRADAS/SALIDAS DIGITALES SEL-2505, SEL-2506, SEL-2515, SEL-2516
79
87T
25
81
21/21N
67/67N
DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR
DISTANCIA DE FASE Y TIERRA
SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL
VERIFICADOR DE SINCRONISMO
SOBRETENSION DE BANCO DE CAPACITORES
FRECUENCIA
50FI
92
Anexo 6. Ejercicios Prácticos y Preguntas para Aplicación Práctica.
1- Dibujar el diagrama unifilar y representar mediante simbología ANSI así como el equipamiento básico necesario para resolver el esquema LT-7-PT-SX para una línea corta, así mismo describir los equipos necesarios que conformarán el tablero.
2- Dibujar el diagrama unifilar y representar mediante simbología ANSI así como el equipamiento básico necesario para resolver el esquema TD-PT-PT-IN, así mismo describir los equipos necesarios que conformarán el tablero.
3- Describir las principales diferencias entre los esquemas que involucran esquemas tipo Simplex y los de tipo Integral, en cuanto a los equipos principales que conforman el esquema, no en la construcción de los gabinetes.
4- Dibujar el diagrama unifilar y representar mediante simbología ANSI el arreglo en anillo (AN), así como describir los principales usos y descripción de operación.
5- Dibujar el diagrama unifilar y representar mediante simbología ANSI así como el equipamiento básico necesario para resolver el esquema LT-5-50/51-ID, para tres (3) alimentadores, así mismo describir los equipos necesarios que conformarán el tablero.
6- Describir las principales diferencias entre los esquemas que involucran esquemas de línea corta y línea larga en cuanto a la distancia que cada uno protege.
7- Mencionar las principales protecciones necesarias para el uso adecuado en un esquema de transformador de dos devanados en arreglo bus principal-bus transferencia.
93
Bibliografía
1. CFE. V6700-62. Especificación de Protección, Control y Medición para Subestaciones Eléctricas . Febrero 2006
2. CFE. Guía 00200-20. Diagramas Unifilares de Arreglos para Subestaciones . Marzo 1995
3. CFE. LAPEM-05-L. Listado de Relevadores de Protección Aprobados No. 23/2007. Agosto 2007.
4. CFE. NRF-041-CFE-2005.Esquemas Normalizados de Protecciones para Líneas de Transmisión.
5. James S. Thorp, The Protection System in Bulk Power Networks, September 8, 2003.
6. Francisco Hernández Cortes, El Arte de Distribuir Energía Eléctrica. 7. ICE (Instituto Costarricense de Electricidad). Norma de Diseño Sistemas de
Protección para Subestaciones y Líneas de Transmisión. 2005. 8. CFE. G0000-48. Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos. 9. CFE. V6700-55. Sistemas Integrados de Control, Protección, Medición y
Mantenibilidad (SISCOPROMM). 2005. 10. CFE. G0000-34. Sistema de Información y Control de Estación SICLE. 2005
94
Índice de Tablas.
Tabla 1. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de líneas. ......... 25 Tabla 2. Número de máximo de gabinetes de acuerdo a sección tipo de línea. ............. 26 Tabla 3. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de
transformadores. ..................................................................................................... 26 Tabla 4. Número de máximo de gabinetes de acuerdo a sección tipo de línea. ............. 27 Tabla 5. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de
transformadores. ..................................................................................................... 28 Tabla 6. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de
transformadores. ..................................................................................................... 28 Tabla 7. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de interruptores
de transferencia, amarre o seccionador de barras. .................................................. 29 Tabla 8. Descripción del equipo contenido en la sección para una línea larga y una línea
corta. ....................................................................................................................... 48 Tabla 9. Descripción del equipo contenido en la sección para una línea corta. ............. 50 Tabla 10. Descripción del equipo contenido en la sección para dos líneas largas.......... 52 Tabla 11. Descripción del equipo contenido en la sección para Transformador ............ 55 Tabla 12. Descripción del equipo contenido en la sección para 4 alimentadores........... 58 Tabla 13. Referencia Cruzada ANSI vs. Productos SEL homologados en CFE. ........... 91
Índice de Figuras.
Figura 1. Arreglo IM - Interruptor y Medio en H . ...................................................... 14 Figura 2 . Arreglo IM - Interruptor y medio en I ........................................................ 15 Figura 3 . Arreglo DI Doble Interruptor. ..................................................................... 16 Figura 4. Arreglo PA - Bus Principal - Bus Auxiliar...................................................... 17 Figura 5. Arreglo PT - Barra Principal-Barra de Transferencia. .................................... 18 Figura 6. Arreglo AN Anillo........................................................................................ 19 Figura 7. Arreglo BS - Barra Sencilla............................................................................. 20 Figura 8. Arreglo AD - Alimentadores de Distribución ................................................. 21 Figura 9. Arreglo TB - tres barras: barra 1, barra 2 y barra de transferencia ................. 22 Figura 10. Unifilar y protecciones para una línea larga.................................................. 46 Figura 11. Unifilar y protecciones para una línea corta y su colateral. .......................... 47 Figura 12. Vista frontal de equipamiento para una línea larga y una línea corta............ 49 Figura 13. Vista frontal de equipamiento para una línea corta. ...................................... 51 Figura 14. Vista frontal de equipamiento para dos líneas largas. ................................... 53 Figura 15. Unifilar y protecciones para un transformador.............................................. 54 Figura 16. Vista frontal de equipamiento para un transformador................................... 56 Figura 17. Unifilar y protecciones para alimentador. ..................................................... 57 Figura 18. Vista frontal de equipamiento para cuatro alimentadores. ............................ 59