especificacion cfe v6700-62 rev 6 ago2010_protecciones detalladas

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

DIRECCIÓN DE PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIADA SUBDIRECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN

COORDINACIÓN DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN GERENCIA TÉCNICA

CARACTERÍSTICAS GENERALES PARA TABLEROS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN

REVISIÓN 6

AGOSTO DE 2010


COORDINACIÓN DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMACIÓN HOJA 2 DE 39

CARACTERÍSTICAS GENERALES PARA TABLEROS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN REVISIÓN 6 AGOSTO DE 2010

PARTE 1.

1 ASPECTOS GENERALES 1.1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN.

El presente documento complementa las características establecidas en la Especificación CFE V6700-62 en cuanto a tableros de protección, control y medición (PCyM) para subestaciones que utiliza la Comisión Federal de Electricidad.

1.2 ESPECIFICACIONES QUE SE APLICAN

Todos los esquemas de protección deben cumplir con las siguientes especificaciones de la Comisión Federal de Electricidad:

NMX-J-438 PRODUCTOS ELÉCTRICOS – CONDUCTORES. CFE V6700-62 ESPECIFICACIÓN TABLEROS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN PARA

SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. CFE G0000-48 MEDIDORES MULTIFUNCIÓN PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS. CFE G0000-62 ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA TRANSFORMADORES DE

POTENCIA. CFE NRF-041 ESQUEMAS NORMALIZADOS DE PROTECCIONES PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN,

SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN. CFE G0000-81 CARACTERÍSTICAS GENERALES PARA RELEVADORES DE PROTECCIÓN. CFE GAHR0-89 REGISTRADORES DIGITALES DE DISTURBIO PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS. LAPEM-05L RELEVADORES DE PROTECCIÓN APROBADOS. CARACTERÍSTICAS GENERALES APLICABLES A SISTEMAS DE AUTOMATIZACIÓN

DE SUBESTACIONES (SAS) BASADOS EN LA NORMA IEC 61850. PRUEBAS PREOPERATIVAS EN SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN Y

DISTRIBUCION-ALCANCES DEL Contratista P-PSS-PT01 PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS PREOPERATIVAS PARA RECEPCIÓN Y PUESTA EN

SERVICIO DE ESQUEMAS DE PROTECCION, MEDICIÓN, CONTROL Y SUPERVISIÓN.

Se debe emplear la última revisión de los documentos antes citados, al momento de la entrega de la Proposición.

1.3 REQUERIMIENTOS GENERALES

1.3.1 Se deben realizar las pruebas que se establecen en el documento PRUEBAS PREOPERATIVAS EN

SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN-ALCANCES DEL Contratista y las establecidas en el documento P-PSS-PT01 PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS PREOPERATIVAS PARA RECEPCIÓN Y PUESTA EN

SERVICIO DE ESQUEMAS DE PROTECCIÓN, MEDICIÓN, CONTROL Y SUPERVISIÓN. Incluidas en la Convocatoria.

1.3.2 La interconexión de los relevadores de protección con los equipos de comunicaciones, se muestra en el DIAGRAMA DE COMUNICACIONES ASOCIADO contenido dentro de las CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DE LOS EQUIPOS DE COMUNICACIÓN.

1.3.3 En todas las secciones tipo ID, los relevadores deben contar con protocolo IEC-60870-5-103 ó DNP 3.0 o el indicado en Características Particulares.

1.3.4 Todas las secciones tipo ID, se deben integrar al Sistema de Control Supervisorio de conformidad con lo establecido en las CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DE LOS EQUIPOS DE CONTROL SUPERVISORIO PARA SUBESTACIONES.




1.3.5 En caso de que la Subestación cuente con un Sistema de Automatización de Subestaciones basado en IEC 61850, los relevadores de protección deben cumplir con lo establecido en el documento CARACTERÍSTICAS GENERALES APLICABLES A SISTEMAS DE AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES

(SAS) BASADOS EN LA NORMA IEC 61850.

1.3.6 Cuando la Subestación cuente con un Sistema de Automatización de Subestación, tal como SICLE ó SISCOPROMM o uno basado en IEC 61850, las secciones deben integrarse atendiendo la funcionalidad y características requeridas en la especificación provisional del SICLE INTEGRAL, CFE V6700-55 ó el documento CARACTERÍSTICAS GENERALES PARA SISTEMAS DE

AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES (SAS) BASADOS EN LA NORMA IEC 61850, según corresponda, incluidas en la Convocatoria y lo establecido en las CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DE

EQUIPOS DE CONTROL SUPERVISORIO PARA SUBESTACIONES.

1.3.7 Todas las secciones tipo IN o cuando se indique en Características Particulares, deben contar con un LAN-SWITCH con el número de puertos necesarios para conectar cada dispositivo que cuente con puerto Ethernet instalado en dicha sección. Dichos LAN-SWITCH se deben conectar a la red LAN existente de la subestación mediante puertos ópticos en anillo, con excepción de las secciones tipo RD y MM.

1.3.8 La canalización para los puentes ópticos, dentro de casetas de control, debe utilizar ducto exclusivo para cables de fibra óptica y respetar las recomendaciones de instalación del fabricante (tensión, radio de curvatura, compresión entre otras).

1.3.9 Todos los trabajos en equipos energizados serán realizados por la Comisión. El Contratista debe dejar las terminales de los conductores del cable de control, listos para su conexión debidamente enzapatados e identificados.

1.3.10 En el plano ARREGLO DE CASETAS DE CONTROL, incluido en la Convocatoria se muestra el acomodo físico de los gabinetes que componen las secciones de protección, control y medición (PCyM) incluidas en el alcance de las Características Particulares.

1.3.11 Cuando se suministren block de pruebas por separado o para subestaciones colaterales, se debe entregar un lote de zapatas para conexión del cable de control a todas las terminales de dicho block.

1.4 RELEVADORES DE PROTECCIÓN

1.4.1 Con el fin de contar con acceso remoto a los relevadores mediante la red Ethernet de la subestación, todos los relevadores de protección deben contar con un convertidor de puertos serie a Ethernet o un puerto Ethernet que sustituya el puerto RS-232; se acepta que cada sección tipo cuente con un servidor de puertos, para permitir el acceso remoto a todos los relevadores de protección incluidos en dicha sección. El servidor de puertos debe cumplir con lo establecido en el presente documento. En caso de que la Subestación cuente con un Sistema de Automatización de Subestaciones basado en IEC 61850, los relevadores de protección deben contar invariablemente con puertos Ethernet y cumplir con lo establecido en el documento CARACTERÍSTICAS GENERALES APLICABLES A SISTEMAS DE AUTOMATIZACIÓN DE

SUBESTACIONES (SAS) BASADOS EN LA NORMA IEC 61850.

1.4.2 Los relevadores de protección, deben contar con lógica interna para memorizar la última posición (latch) de las cuchillas en caso de falla del origen de la señal.

1.4.3 Todos los relevadores de protección diferencial de línea (87L) y de comparación direccional (85L), primaria (principal 1 y principal 2), suministrados en secciones de PCyM o por separado como parte del alcance de esta obra o de cualquier otra dentro del mismo paquete de obras, deben ser idénticos -en cuanto a calidad de materiales y mano de obra, características,




funcionalidad, marca, modelo y versión- a los equipos incluidos en las secciones de PCyM que correspondan como colateral, con el propósito de asegurar su cabal compatibilidad e interoperatibilidad.

1.4.4 Todos los relevadores para la protección diferencial de línea primaria 2 (PP2) de 230 y 400 kV –suministrados por sección o por separado– deben contar con salida óptica a 900 nm. El alcance del suministro incluye un convertidor óptico-eléctrico con alimentación a 48 VCD, 125 VCD o el indicado en Características Particulares, para realizar la conexión del relevador a un multiplexor PCM mediante un puerto G.703 programable a codireccional o contradireccional, 64 kbps ó V.24, 19.2 kbps, tal como se muestra en el siguiente diagrama de conexiones:

1.4.5 Todas las protecciones primarias (PP1, PP) diferenciales de línea (87L) deben contar con salida óptica a 1300 nm, para conectarse directamente (sin multiplexor) a un par de fibras ópticas unimodo 9/125 µm (que cumplan con la Recomendación G.652 de la ITU-T).

Es responsabilidad del Contratista la operación satisfactoria de los enlaces ópticos entre los relevadores y proporcionar un margen de reserva mayor o igual a 3 dB. El Contratista debe cumplir con este requerimiento tomando la longitud óptica resultante del proyecto definitivo de las líneas, considerando sólo para fines de elaboración de la Proposición el valor que se establezca en Características Particulares.

1.4.6 Se deben suministrar los puentes ópticos (“jumper”) con un par de fibras ópticas, con conectores y tipo de fibra óptica compatible con la de sus extremos, para lograr la interconexión del relevador hasta la caja de interconexión óptica para su conexión directa con otro relevador ubicado en el otro extremo de la línea o hasta el equipo de comunicaciones (multiplexor). Los puentes ópticos deben contar con conectores tipo FC en los extremos a conectarse con cajas de distribución óptica.

1.4.7 Todos los relevadores de cierre en sincronismo de línea (25SL) –suministrados por sección o por separado– deben ser capaces de cerrar un interruptor de una línea, o cualquier interruptor, en el instante en que se alcanza la condición de sincronismo. Para lograrlo, y dependiendo de las características de la tensión (diferencia angular y de magnitud) y diferencia de frecuencia (deslizamiento) en ambos extremos del interruptor y del tiempo de cierre del mismo, se debe enviar la orden de cierre en un tiempo tal que:

T = TS - TINT

T = Instante para el inicio de cierre.

TS= Instante en que se alcanzará la condición de sincronismo entre los fasores de las tensiones en ambos extremos del interruptor.

TINT = Tiempo de cierre de interruptor.




Este relevador, debe ser alambrado en los circuitos de cierre de cada interruptor como un permisivo del cierre; de manera independiente del relevador verificador de sincronismo (25/27).

1.4.8 En todas las ampliaciones de protección diferencial de barras, se debe realizar el tendido y conectado del cable de control entre el equipo primario y los tableros de protección, control y medición incluido en el alcance de la obra y la protección diferencial existente.

Se deben determinar y suministrar los equipos y materiales necesarios para realizar la ampliación de la protección diferencial de barras; dicha ampliación consiste en lo siguiente:

a) Agregar el número de alimentadores solicitado en Características Particulares en un arreglo de barras, de acuerdo con el DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO incluido en la Convocatoria, lo que significa agregar tarjetas, equipo auxiliar y transformadores auxiliares necesarios de conformidad con las recomendaciones del fabricante, tomando como base las relaciones de transformación de los TC’s existentes y los incluidos en el alcance de la obra.

b) Ampliar los relevadores de disparo y bloqueo sostenido (86B) para el barrido de barras por operación de la protección diferencial de barras, en el número de alimentadores solicitado en Características Particulares, y realizar el tendido y conectado del cable de control entre dicho relevador y los tableros existentes y los incluidos en el alcance de suministro de la obra.

c) Ampliar los relevadores de disparo y bloqueo sostenido (86BU) para el barrido de barras por operación de la protección contra falla de interruptor (50FI), en el número de alimentadores solicitado en Características Particulares, y realizar el tendido y conectado del cable de control entre dicho relevador y los tableros existentes y los incluidos en el alcance de suministro de estas Características Particulares.

Los trabajos de ampliación los realizará la Comisión.

1.5 SECCIONES DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN

1.5.1 No se deben utilizar relevadores auxiliares, por lo que los relevadores de protección deben contar con el número suficiente de entradas y salidas de señalización y alarmas, así como de salidas de disparó, para la supervisión, control y protección de la sección y del equipo primario. Se acepta que en secciones tipo SX, DX y SXI, se utilicen relevadores auxiliares, siempre que los relevadores de protección cuenten con todas sus entradas y salidas disponibles para el modelo más equipado.

1.5.2 Se deben usar relevadores biestables en lugar de 86 rotativo, del tipo latch con operación y reposición eléctrica.

1.5.3 Se deben supervisar los contactos de falla inminente (watchdog) de los relevadores de protección, solicitados en Características Particulares para ser reportado al sistema de Control Supervisorio.

1.5.4 Se debe suministrar una peineta de prueba de un solo punto por cada tipo de block de pruebas suministrado.

1.5.5 Por cada subestación y por cada tipo de puente óptico utilizado en los relevadores 87L, se debe suministrar un puente con conectores en los extremos del mismo tipo al instalado y de una longitud igual al óptico más largo.




1.5.6 En los bancos de transformación se debe contar con señalización, para alarmas y disparo, de la operación por fase de las protecciones mecánicas propias del transformador, y contar con discriminadores luminosos de la procedencia de la señal, instalados en la Sección Tipo TT y TD.

1.5.7 Además de los previstos en la especificación CFE V6700-62, debe ser color naranja el alambrado para circuitos de disparo, aquellos que tienen como finalidad operar los relevadores de disparo (94) y los relevadores de disparo y bloqueo sostenido (86).

1.5.8 Para realizar la conexión entre el cable y las terminales de los equipos, no se acepta doblar las zapatas de dicho cable, por lo que se deben utilizar las zapatas recomendadas por el fabricante del equipo y que sean adecuadas para dichas conexiones.

1.5.9 Todas las secciones de protección, control y medición (PCyM) incluidas en el alcance de estas Características Particulares son para un arreglo de barras de conformidad con el DIAGRAMA

UNIFILAR SIMPLIFICADO incluido en la Convocatoria.

1.5.10 Las secciones de protección, control y medición, deben estar diseñadas y totalmente equipadas para operar en el arreglo de barras definitivo de conformidad con el DIAGRAMA

UNIFILAR SIMPLIFICADO incluido en la Convocatoria.

1.5.11 Las secciones para arreglos de interruptor y medio, con operación inicial en doble interruptor, deben contar con las interfaces en tablillas terminales para interconectar los disparos provenientes de las protecciones de las secciones que complementará el arreglo de interruptor y medio.

1.5.12 Las secciones que complementaran el arreglo de interruptor y medio, deben utilizar los relevadores de falla de interruptor, el circuito de control para cierre y los circuitos de disparo del interruptor medio existente a menos que se indique otra cosa en Características Particulares.

1.5.13 Las características de los MCAD's a suministrar en las partes de repuesto y a instalar en las secciones incluidas como parte del alcance de suministro de las Características Particulares, se especifican en las CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DE LOS EQUIPOS DE CONTROL

SUPERVISORIO PARA SUBESTACIONES, incluidas en la Convocatoria.

1.5.14 El control de interruptores para bancos de capacitores, debe contar con un temporizador que evite el cierre del mismo antes de lograr la descarga del capacitor (carga atrapada), después de una desconexión de dicho banco. El temporizador debe ser ajustable en un rango de 0 a 5 minutos o más amplio, en pasos menores o iguales a 1 minuto. Se acepta como función adicional del relevador de sobrecorriente del banco (50/51C, 50/51NC).

1.6 ESQUEMAS DE PROTECCIÓN

1.6.1 En esquemas de protección que cuenten con funciones duplicadas (que se encuentren en más de un relevador), sólo se acepta que una de ellas esté efectuando salidas de disparo al equipo primario o circuitos de control al mismo tiempo, por lo que la función duplicada debe ser inhibida. Las funciones inhibidas, deben estar supervisadas por una entrada digital del relevador, en la que se conecte el contacto de falla inminente (watchdog) del otro; las funciones no inhibidas no deben contar con supervisión alguna. En caso de falla inminente (cierre del contacto watchdog) de uno de los relevadores, las funciones inhibidas deben realizar sus salidas al equipo primario o circuitos de control de forma inmediata y sin requerir de activación previa.

1.6.2 Las funciones con las que cuenten los relevadores PP1, PP2 y PP, para líneas en tensiones




mayores a 44 kV y hasta 400 kV, debe estar totalmente configuradas y operando.

1.6.3 La protección diferencial de transformador PT1 debe ser de diferente algoritmo al relevador PT2.

1.6.4 En el esquema de protección para bancos de transformación, que cuente con funciones duplicadas para PRP, PRS, PRN, PRT, 50FI, 59NT y 25/27, el relevador PT1 debe contar con la función 50FI del lado primario, PRP y PRN efectuando salidas y permisivos sin supervisión, y con las funciones 50FI del lado secundario, 25/27 PRS, PRT y 59NT inhibidas. El relevador PT2, debe contar con la función 50FI del lado secundario, 25/27, PRS, PRT y 59NT efectuando salidas sin supervisión, y con las funciones 50FI del lado primario, PRP y PRN inhibidas. En esquemas con dos PRN, la PT1 debe contar con la función PRN1 efectuando salidas sin supervisión y con la función PRN2, mientras que la PT2 debe contar con la función PRN2 efectuando salidas sin supervisión y con la función PRN1.

1.6.5 Los disparos de las protecciones PT1 y PT2, deben operar directamente al equipo primario y al 86T; mientras que las protecciones propias del banco deben operar directamente al equipo primario y al relevador 86T. El relevador 86T, debe realizar el bloqueo y disparo sostenido sobre los interruptores propio, medio del banco y del lado de baja tensión. El arranque de los relevadores 50FI debe obtenerse directamente de los relevadores PT1 y PT2, incluyendo las protecciones propias del banco.

1.6.6 Las señales de disparo propias del banco de transformación deben cablearse de forma individual y por fase, directamente a la protección PT1 (sobrepresión y temperatura).

1.6.7 Las señales de alarma propias del banco de transformación, deben ser enviadas de forma individual por fase, a la sección correspondiente al banco.

1.6.8 Los esquemas de protección de falla de interruptor, los disparos por operación de 50FI y arranques de otros relevadores 50FI, se deben hacer de contactos directos de los relevadores 50FI, el relevador 86FI solo debe realizar la función de bloqueo y disparo sostenido.

1.7 PROYECTO DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN

1.7.1 Se debe realizar el tendido y conectado de cable de control para realizar las interconexiones o realizar las configuraciones para el intercambio de señales, entre los esquemas de protección y control de las secciones existentes y las incluidas en el alcance de las Características Particulares, que permitan complementar los arreglos de barras de conformidad con el DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO incluido en la Convocatoria.

1.7.2 Se debe realizar el tendido y conectado del cable de fibra óptica para la interconexión de los equipos de protección y de estos con los equipos de comunicaciones, ya sea existentes o incluidas dentro del documento CARACTERÍSTICAS PARTICULARES PARA EQUIPOS DE COMUNICACIÓN.

1.7.3 Se debe realizar el tendido y conectado del cable de control, entre las secciones incluidas en el alcance de las Características Particulares y el equipo primario incluido en el alcance de la obra.

1.7.4 Se debe realizar el tendido y conectado de cable de control entre las secciones existentes y el equipo primario incluido en el alcance de suministro de la obra.

1.7.5 Se debe realizar el tendido y conectado del cable de control, entre las secciones existentes y las incluidas en el alcance de suministro de las Características Particulares.

1.7.6 Se debe realizar el tendido y conectado del cable de control para que la protección diferencial de barras incluida en el alcance de suministro de las Características Particulares, quede




totalmente operativa con los alimentadores existentes y los incluidos en alcance de la obra.

1.7.7 Se debe realizar el tendido y conectado del cable de control, entre las secciones incluidas como parte del alcance de las Características Particulares.

1.7.8 Se debe realizar el tendido y conectado del cable de control, entre las secciones incluidas en el alcance de las Características Particulares y el equipo primario existente de conformidad con el DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO incluido en la Convocatoria.

1.7.9 Se debe realizar el tendido y conectado del cable de control para realizar el traslape de zonas de protección necesarios para que la subestación quede totalmente protegida y operando en el arreglo de barras indicado en el DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO incluido en la Convocatoria.

1.7.10 Se debe realizar la ingeniería y configuración para el equipo de protección, control y medición utilizando la nomenclatura de identificación del equipo primario y líneas, normalizada por la Comisión.

1.7.11 Todos los diagramas esquemáticos para secciones de protección, control y medición deben contar, por lo menos, con lo siguiente:

a) Lista de Equipos y Materiales.

b) Arreglo General de Aparatos.

c) Diagrama Trifilar con las conexiones de los relevadores al equipo primario.

d) Diagramas de los circuitos de control de interruptores y cuchillas.

e) Diagramas de los circuitos de disparo 1 y 2 de los interruptores.

f) Diagramas de conexiones de los relevadores: alimentación, entradas y salidas digitales, supervisión de tensión, entre otras.

g) Circuito de operación del 86FI.

h) Circuito de envío de señales de operación del 86BU y al interruptor de amarre/transferencia.

i) Circuito de alarmas.

j) Circuito de Sincronización.

k) Diagramas para envío y recepción de disparos transferidos.

l) Diagramas lógicos de las funciones de control y/o programadas dentro de los equipos que conforman la sección.

m) Tabla de programación de las funciones de los relevadores en las entradas y salidas digitales, supervisión y control.

n) Tabla de programación del mapeo y perfil del protocolo utilizado en la sección de protección.

1.7.12 Los diagramas esquemáticos de las secciones de protección, control y medición deben contar con un solo número que identifique todos los diagramas que conforman una sola sección tipo conforme lo establecido en el punto1.7.11; por lo que se debe asignar un numero por cada sección tipo solicitada en las Características Particulares, además de contar con numeración continua todos los diagramas que conforman la ingeniería de dicha sección tipo.




1.7.13 Los diagramas esquemáticos de las secciones de protección, control y medición para las secciones tipo ID, deben incluir:

a) Diagrama de Red de Explotación por Protocolo Abierto

b) Diagrama de Red de Puerto Transparente

1.8 DIAGRAMAS UNIFILARES

1.8.1 Los Diagramas Unifilares de Protección, Control y Medición (DUPCYM), deben cumplir con lo establecido en la Convocatoria.

1.8.2 Los DUPCYM deben contar, por lo menos, con la siguiente información.

a) Equipos de protección, control y medición a emplear, indicando modelo y funciones que realiza.

b) Conexión de los equipos de protección, control y medición a los TC’s y los TP’s.

c) Nomenclatura del CENACE.

d) Polaridad y número de devanado secundario de los TC’s.

e) Número y tensión de operación de los devanados secundarios de los TP’s empleados.

f) Características de los TC’s, TP’s, cuchillas, interruptores, transformadores, reactores, capacitores, divisores resistivos y de más equipo primario incluido en el alcance de la Obra, de acuerdo con lo establecido en la Convocatoria.

g) Indicación simplificada de las señales de alarmas, disparo y arranque, enviadas por los equipos de protección, control y medición indicando el destino de dicha indicación simplificada. Se debe indicar, por lo menos las señales hacia: los interruptores, entre equipos y hacia el sistema de control supervisorio.

h) Incluir las zonas de protección de lo existente y lo establecido en la obra.

1.8.3 Los DUPCYM debe distribuir la conexión de los relevadores de protección, para emplear el mayor número de devanados secundarios de los TC’s disponibles en la bahía, cuidando el traslape de las funciones de protección.

1.9 LISTAS DE CABLES DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN

1.9.1 Se debe entregar, después de que se tenga el Proyecto de Protección, Control y Medición Sin Observaciones.

1.9.2 Las listas de cables deben cumplir con lo establecido en la Convocatoria.

1.9.3 Las listas de cables deben incluir la información necesaria para interconectar el equipo primario y las secciones de protección, control y medición, y entre secciones. Debe incluir entre otra información, las referencias a los número de planos, número de revisión, número de hoja y coordenadas dentro de la misma, que permitan localizar rápidamente los puntos de los bornes indicados en dicha lista.




1.10 LAN SWITCH

1.10.1 Cada LAN Switch suministrado debe contar con por lo menos dos (2) puertos tipo RJ-45 no utilizados, que deben estar disponibles para uso de CFE. Los puertos libres de los LAN Switch, deben estar disponibles al frente del gabinete sobre el Rack abatible, para fácil acceso sin que se requiera la apertura de dicho rack para conectarse a dichos puertos.

1.10.2 Cuando el LAN-SWITCH sea parte del alcance de suministro de acuerdo con el punto 1.3.7, todos los equipos que cuenten con puerto Ethernet, se deben conectar al mismo.

1.10.3 Se acepta que el LAN-SWITCH a suministrar de acuerdo al punto 1.3.7, cuente con un servidor de puertos como función adicional.

1.10.4 Los servidores de puertos y los LAN SWITCH deben cumplir, por lo menos, con lo siguiente:

a) Debe contar con el número de puertos suficiente para conectar los equipos de la sección donde se encuentre instalado.

b) Debe soportar la norma: IEEE 802.2.

c) Tensión de alimentación de 125 VCD.

d) Debe contar con inmunidad a campos electromagnéticos radiados, de conformidad con la norma IEC 61000-4-3, de acuerdo con el siguiente nivel de severidad: 10 V/m a 1 kHz; (80 a 1000) MHz

e) Debe cumplir con la norma IEC 60255-21-1 (Vibración), de acuerdo con el siguiente nivel de severidad: 0,5 g @ 10 Hz < F< 150 Hz, 1 ciclos/eje con equipo energizado, 2 g @ 10 Hz < F< 150 Hz, 20 ciclos con el equipo sin energizar.

f) Debe contar con un rango de operación: de -5 ºC (16 h) de acuerdo con la norma IEC 60068-2-1, hasta a 55 ºC (16 h) de acuerdo con la norma IEC 60068-2-2.

g) Debe de operar con una humedad relativa de al menos de 93% sin condensación, en un rango de temperatura de 25º a 55ºC, de acuerdo con la norma IEC 60068-2-30.

h) Debe soportar ondas oscilatorias amortiguadas de por lo menos 1 MHz con una tensión de 2,5 kV de cresta de primer ciclo, tanto para los puertos RJ-45, como para la fuente de alimentación, de acuerdo con la norma IEC 61000-4-12.

i) Debe soportar transitorios rápidos de por lo menos +/- 4kV en la fuente de alimentación y de +/- 4kV a 2,5MHz en los puertos Ethernet, conformidad con la norma IEC 61000-4-4.

j) Debe contar con un aislamiento de por lo menos +/- 2kV de línea a tierra y de +/- 1kV de línea a tierra, en la fuente de alimentación, y de +/- 4kV de línea a tierra y de de +/- 2kV de línea a línea, para los puertos RJ-45, de conformidad con la norma IEC 61000-4-5.

k) Debe contar con aislamiento para una tensión de impulso, tanto en la fuente de alimentación como en los puertos RJ-45, de por lo menos 5 kV (valor pico) 1,2/50 μs, tres impulsos positivos y tres impulsos negativos, de conformidad con la norma IEC 60255-5.

1.10.5 Los servidores de puertos y los LAN SWITCH a instalarse en las secciones tipo IN, con excepción de las secciones tipo RD y MM, deben cumplir con lo establecido en el punto 1.10.4 y adicionalmente con lo siguiente:

a) Debe contar con puertos ópticos para su conexión al anillo de la subestación, que garanticen el menor tiempo de transmisión de datos y con el menor tiempo de




recuperación del anillo en caso de falla de uno de los LAN SWITCH que lo componen.

b) Debe ser multicapa de conformidad con el modelo ISO y contar con por lo menos con la capa 2 y funciones de la capa 3, incluyendo por lo menos: administración del broadcast y multicast, segmentación por direcciones IP y seguridad de acceso mediante lista de direcciones MAC.

c) Debe soportar los siguientes normas: 802.1q, 802.1x

d) Debe ser administrable vía interfase HTML usando un navegador web y mediante Telnet

e) Debe contar con capacidad de sincronización de tiempo vía SNTP.

f) Debe contar con el SNMP versión 1, 2 y 3.

1.11 EQUIPOS PARA REGISTRO DE DISTURBIOS

1.11.1 Todos los registradores de disturbios suministrados, en secciones de PCyM o por separado, deben cumplir con la Especificación CFE GAHR0-89 y estar incluidos dentro del listado LAPEM-05L.

1.11.2 Se acepta que los registradores de disturbios cuenten con más entradas digitales y analógicas (hasta 64 digitales y 32 analógicas) con el fin de que las secciones RD cuenten con un solo registrador con dicha capacidad o con 2 equipos con 16 analógicas y 32 digitales. Los registradores de disturbios deben cumplir con lo establecido en la especificación CFE GAHR0-89.

1.11.3 El registrador de disturbios debe contar con dos puertos de comunicación: un serie para su acceso local y un Ethernet, de cuando menos 10 Base – T, para acceso remoto mediante software propietario. No se aceptan adaptadores externos para contar con el puerto Ethernet.

1.11.4 Los registradores de disturbio deben permitir su sincronización de tiempo por IRIG-B o utilizando el puerto Ethernet mediante SNTP.

1.11.5 Se debe suministrar block de pruebas externo para los registradores de disturbios.

1.11.6 Cuando se indique en Características Particulares, o en caso de tratarse de un Sistema de Automatización de Subestación como el SICLE o SISCOPROMM o uno basado en IEC 61850, los registradores deben conectarse a la red LAN de la subestación.

1.12 EQUIPOS DE MEDICIÓN

1.12.1 El equipo de medición multifunción debe ser de una clase de exactitud de 0.2 en energía conforme a la Especificación CFE G0000-48 MEDIDORES MULTIFUNCIÓN PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS. Estos medidores deben contar con puertos de salida y protocolo de comunicación DNP 3.0 Nivel 2 (ver Parte 3 del presente documento), para comunicación hacia el concentrador de información de instalación (CII) de la subestación.

1.12.2 Los medidores multifunción deben contar con tres puertos de comunicación: un RS-485 con protocolo DNP 3.0, uno para configuración local y un Ethernet, de cuando menos 10 Base-T, para configuración remota.

1.12.3 Los medidores multifunción deben permitir su sincronización de tiempo por IRIG-B o utilizando el puerto Ethernet mediante SNTP.

1.12.4 Cuando se indique en Características Particulares, la sección tipo MM debe contar con un LanSwitch con 8 puertos 10/100 Base-T, con puerto para conexión en cascada y conexión al




ruteador existente en la caseta de control y que cumpla con lo establecido en este documento. Todos los medidores incluidos en dicha sección deben conectarse a dicho LanSwitch. En casetas distribuidas, se acepta conectar los medidores al Lan Switch ubicado en dicha caseta.

1.12.5 Cuando se indique en Características Particulares, o en caso de tratarse de un Sistema de Automatización de Subestación como el SICLE ó SISCOPROMM o uno basado en IEC 61850, los medidores deben conectarse a la red LAN de la subestación.

1.12.6 Cuando se soliciten secciones tipo MM y secciones tipo IN en Características Particulares, no se deben incluir medidores multifunción en éstas últimas.

1.12.7 Se debe suministrar block de pruebas externo para los Medidores Multifunción.

1.12.8 Cuando las secciones tipo MM incluyan medidores multifunción para bancos de transformación, éstos deben contar con la opción de medición y registro de variables de Calidad de Energía.

1.13 CONVERTIDORES DE CONTACTO A FIBRA ÓPTICA

Los CONVERTIDORES DE CONTACTO A FIBRA ÓPTICA, tiene la finalidad de enviar o recibir señales, según sea el caso, a los equipos de teleprotección, así como el disparo y bloqueo hacia o desde los relevadores 86B y 86BU, utilizando fibra óptica como medio de transmisión, y entregarlos como contactos secos en los circuitos de disparo, cierre y a los relevadores de protección que lo requieran.

1.13.1 Cuando se solicite explícitamente en Características Particulares el uso de CONVERTIDORES

DE CONTACTO A FIBRA ÓPTICA, las señales de disparo y bloqueo por operación del 86B y 86FI, se deben enviar entre casetas de control mediante convertidores de contacto a fibra óptica. Se debe utilizar por lo menos un convertidor de contacto a fibra óptica independiente para cada bobina de disparo y alimentados de diferente banco de baterías, se acepta compartir dichos convertidores con otras señales de disparo y bloqueo. Se debe utilizar un solo cable dieléctrico con fibras ópticas para conectar todos los convertidores a fibra óptica; se acepta compartir dicho cable con otros equipos de comunicaciones y de control supervisorio.

1.13.2 Cuando se solicite explícitamente en Características Particulares el uso de CONVERTIDORES

DE CONTACTO A FIBRA ÓPTICA, se deben instalar dichos convertidores, según sea el caso, en los gabinetes del equipo de teleprotección o de los OPLAT, en las secciones de protección, control y medición, así como en los gabinetes donde se ubiquen los relevadores 86B y 86BU.

1.13.3 Los convertidores deben cumplir con lo siguiente:

a) El equipo debe cumplir con las normas y los niveles de severidad que se establecen en la tabla 42 “Pruebas de Prototipo Mínimas” de la especificación CFE G0000-81.

b) Debe contar con el número de entradas digitales necesarias para enviar o recibir según sea el caso, el disparo y bloqueo hacia o desde los relevadores 86B y 86BU. Las entradas digitales deben cumplir con lo establecido en el punto “Entradas Digitales” de la especificación CFE G0000-81.

c) Debe contar con el número de salidas digitales necesarias para 86B, 86BU, disparo de bobina 1 y bobina 2, bloqueo y cierre. Las salidas digitales deben cumplir con lo establecido en el punto “Salidas de Disparo” de la especificación CFE G0000-81.

d) Debe contar con un tiempo de operación menor o igual a 12 ms, medido desde el momento en que se activa una entrada digital en el módulo localizado en la sección, hasta el momento en que se activa la salida digital en el convertidor ubicado en el gabinete intemperie a pie del equipo primario. Los tiempos de operación de cada entrada y salida digital no debe afectarse por la operación simultánea de otras entradas




en el mismo convertidor.

e) Los convertidores deben conectarse entre sí mediante fibra óptica.

f) Se debe contar, por lo menos, con un convertidor de contactos a fibra óptica para el disparo de la bobina 1 y otro para la bobina 2; mismo que deben alimentarse de bancos de baterías diferentes.

g) Como parte de la Evaluación técnica se debe entregar la marca y modelo del Convertidor de Contactos a Fibra Óptica.

1.14 DIAGRAMAS LÓGICOS

1.14.1 Los diagramas lógicos deben contar con una representación gráfica de las compuertas lógicas que forman cada una de las funciones.

1.14.2 Debe existir por lo menos un diagrama por cada función, sobre todo cuando el resultado de dicha función sea utilizada por otras lógicas.

1.14.3 Los planos de los diagramas deben contar con una forma que permita localizar rápidamente cada una de las lógicas que contenga, incluyendo, por lo menos: el nombre de la función (en mayúsculas), coordenadas en filas y/o columnas, número de plano, revisión, fecha de la revisión, número de hoja y cantidad de hojas que conforman el o los planos.

1.14.4 Las entradas de cada compuerta lógica provenientes de otras lógicas deben contar con el nombre de la función y la referencia correspondiente para su rápida localización.

1.14.5 En las referencias a otras lógicas, se debe indicar, por lo menos: nombre de la función, número de plano, revisión, fecha de revisión, hoja, coordenadas (fila y/o columna) y la nomenclatura normalizada por CFE del equipo primario correspondiente para su rápida localización.

1.14.6 Cada función debe contar con la indicación para identificar el equipo al que pertenece con referencia en el arreglo de aparatos.

1.14.7 El resultado de la evaluación de la lógica SELECTOR DE INTERRUPTOR EN REMOTO se debe colocar en 1 LÓGICO, cuando el interruptor será controlado desde el tablero de protección y no en el gabinete de control del interruptor; mientras que se debe colocar en 0 LÓGICO cuando el interruptor se controlará desde el gabinete de control del interruptor y no desde el tablero de protección. Lo anterior derivado que el selector de control local del interruptor, coloca en 1

LÓGICO la entrada digital que lo supervisa cuando el interruptor será controlado desde el gabinete de control del interruptor.

1.14.8 El resultado de la evaluación de la lógica SELECTOR DE INTERRUPTOR EN LOCAL se debe colocar en 1 LÓGICO, cuando el interruptor se controlará desde el gabinete de control del interruptor y no desde el tablero de protección; mientras que se debe colocar en 0 LÓGICO cuando el interruptor será controlado desde el tablero de protección y no en el gabinete de control del interruptor. Lo anterior derivado que el selector de control local del interruptor, coloca en 1

LÓGICO la entrada digital que lo supervisa cuando el interruptor será controlado desde el gabinete de control del interruptor.

1.14.9 El título de cada una de las lógicas, debe considerar que cualquier ORDEN DE CIERRE u ORDEN

DE APERTURA, se realizan directamente en las CCL y CI. Solo se debe indicar CIERRE LOCAL, APERTURA LOCAL, CIERRE REMOTO ó APERTURA REMOTA, cuando se trate de operaciones realizadas o señales obtenidas directamente en el gabinete centralizador del equipo primario.

1.14.10 Se deben indicar las señales externas y las entradas binarias que son activadas por dichas




señales, que estén involucradas en una función lógica.

1.14.11 Las señales externas, las entradas y las salidas binarias deben contar con referencias para su rápida localización.

1.14.12 Se debe mostrar la lógica a emplear cuando hay una posición indeterminada en los interruptores y cuchillas.

1.14.13 Separar las señales que se agruparán de manera lógica, para obtener la información que será enviada vía protocolo de comunicaciones.

1.15 CAPACITACIÓN

1.15.1 Cuando así se indique en Características Particulares, el Contratista debe impartir programas de capacitación teórico–prácticos, en el lugar y fecha establecidos en las mismas, referentes a los aspectos de instalación, puesta en servicio, operación, ajustes y mantenimiento de los equipos de PCyM incluidos en el alcance del suministro, con base en el temario genérico que se establece en la Tabla 1, Tabla 2 y Tabla 3. En su oportunidad, el Contratista debe presentar para aprobación de CFE el contenido detallado del programa.

1.15.2 Los cursos invariablemente deben ser impartidos en idioma español por personal del fabricante debidamente calificado de cada equipo, en instalaciones facilitadas por el Contratista. El precio incluye gastos y viáticos de los instructores, así como el equipo (relevadores, medidores multifunción, registradores, simulador de fallas dinámicas, etc.) y el material didáctico (manuales, diagramas, etc.) necesario para 15 asistentes por curso, cuya duración se debe determinar con base los tiempos establecidos en la Tabla 4; en cualquier caso, el curso de capacitación debe tener una duración mínima de 80 horas.

1.16 ENTREGA DE INFORMACIÓN.

1.16.1 Con la Proposición.

Los Licitantes deben incluir en su Proposición los formatos prellenados del documento CUESTIONARIO TÉCNICO PARA TABLEROS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN incluido en la Convocatoria, indicando la cantidad de secciones por subestación, el número de gabinetes que conforman la sección y señalando explícitamente los catálogos de referencia de cada fabricante. Para los casos en que para una misma sección tipo, los Licitantes oferten tableros de distintos fabricantes o distintas opciones en la conformación de la sección, se deben entregar los formatos correspondientes a cada sección tipo por cada fabricante y/u opción.

1.16.2 Con la entrega de los equipos.

1.14.2.1 Es responsabilidad del Contratista la entrega del protocolo de pruebas de aceptación de los equipos suministrados. La entrega de dicha información se debe realizar con dos meses de anticipación a la fecha de puesta en servicio.

1.14.2.2 Para cada subestación el Contratista debe entregar la INFORMACIÓN TÉCNICA y el SOFTWARE, LICENCIAS y ACCESORIOS a los que se refieren los capítulos 12 y 13 de la especificación CFE V6700-62; así como de los archivos de configuración y ajustes de fabrica, de todos las secciones y equipo de protección, control y medición suministrados como parte del alcance de suministro de esta obra; se debe suministrar la última versión, al momento de la entrega de su Proposición, de Microsoft Office y AutoCAD.

1.14.2.3 Se debe entregar como parte de la Ingeniería del proyecto, los Diagramas Lógicos de cada sección, mismos que deben cumplir con lo establecido en el documento CARACTERÍSTICAS GENERALES APLICABLES A SISTEMAS DE AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES (SAS) BASADOS EN LA NORMA IEC 61850.




1.17 RELEVADORES APROBADOS PARA TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN.

Se deben incluir en los tableros de PCyM únicamente relevadores y equipos con funciones de protección, que se incluyen en el documento: LAPEM-05L – LISTADO RELEVADORES DE

PROTECCIÓN APROBADOS, en su última versión publicada en el momento de la entrega de la Proposición.

Tabla 1: Temario mínimo para Relevadores de Protección

TEMARIO OBSERVACIONES

RELEVADORES DE PROTECCIÓN

Principio de funcionamiento. Cálculo de ajustes, uso del software para introducción de los ajustes y verificación de los ajustes. inyección de señales dinámicas (condiciones previas, durante y de post-falla). Montaje y alambrado del relevador en el tablero de protección. Obtención de las señales de campo (señales de corriente, señales de potencial). Características de las señales de campo (burden, precisión, bajo condiciones de falla). Cableado hasta el tablero y hacia el relevador.

APLICA PARA CADA TIPO DE RELEVADOR SUMINISTRADO

Tabla 2: Temario mínimo para Medidores Multifunción


MEDIDORES MULTIFUNCIÓN

Principio de funcionamiento (velocidad de muestreo, algoritmo para determinación de los parámetros eléctricos, precisión). Determinación de la configuración, uso del software para obtención de los parámetros eléctricos y funciones de historial. Uso y aplicación de los protocolos DNP 3.0 e IEC 60870-5-102. Conexión al sistema SCADA. Montaje y alambrado del medidor en el tablero de protección. Obtención de las señales de campo (señales de corriente, señales de potencial). Características de las señales de campo (burden, precisión, bajo condiciones de falla). Cableado hasta el tablero y hacia el medidor.

APLICA PARA CADA TIPO DE MEDIDOR

SUMINISTRADO




Tabla 3: Temario mínimo para Registradores de Disturbios


REGISTRADORES DE DISTURBIOS

Principio de funcionamiento (velocidad de muestreo, algoritmo para determinación de los parámetros eléctricos, precisión). Determinación de la configuración, uso del software para obtención de los parámetros eléctricos y funciones de historial. Montaje y alambrado del medidor en el tablero de protección. Obtención de las señales de campo (señales de corriente, señales de potencial). Características de las señales de campo (burden, precisión, bajo condiciones de falla). Cableado hasta el tablero y hacia el registrador.

APLICA PARA CADA TIPO DE REGISTRADOR

SUMINISTRADO

Tabla 4: Horas mínimas de capacitación por tipo de relevador, registrador de disturbios y medidor multifunción a suministrar

EQUIPO/RELEVADOR HORAS

87 REACTOR 4

87 BANCO 8

87B CONVENCIONAL 8

87B DIGITAL 4

50FI 4

87L 8

85L 12

21 12

67 4

RD 8

MEDIDOR MULTIFUNCIÓN 12

SOBRECORRIENTE (50/51) 4

79 4

59NC 8

59NT 2

25/27 2




PARTE 2.

2 EQUIPAMIENTO DE LOS TABLEROS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN

2.1 Generalidades.

2.1.1 En las Características Particulares, se definen la cantidad, el arreglo de barras y el tipo de tablero requerido además de requerimientos aplicables de conformidad con los alcances del proyecto.

2.1.2 De acuerdo con el tipo de construcción de la Sección Tipo, y de conformidad con lo establecido en la especificación CFE V6700-62, se requiere el suministro de un mímico convencional o un MCAD, de conformidad con lo siguiente:

Tipo de Construcción Suministro

IN MCAD

SX Mímico Convencional tipo Mosaico

SXI Mímico Convencional embutido en lámina

DX Mímico Convencional embutido en lámina

Las secciones con tipo de construcción SXI se refieren a una sección tipo SX en la que el mímico convencional está embutido en lámina dentro de los gabinetes que contienen el equipo de protección, control y medición.

2.1.3 En secciones tipo ID, se deben proporcionar controles emergentes de conformidad con lo establecido en la especificación CFE V6700-62 y lo indicado en el documento CARACTERÍSTICAS GENERALES PARA EQUIPOS SISCOPROMM.

2.1.4 Para las secciones tipo IA e IT, se puede agregar el arreglo de barras en el que serán utilizadas. Las secciones IA-TB, son secciones para arreglos de tres barras y tres cuchillas asociadas al interruptor de amarre, en la que es posible utilizar el interruptor de transferencia para sustituir el interruptor de amarre de barras. Las secciones IT-TB, tienen tres cuchillas y se utilizan para transferir cualquier alimentador, independientemente de la barra a la que esté conecto, incluyendo el interruptor de amarre cuando se cuenta con una sección tipo IA-TB.

2.2 Equipamiento de Secciones

2.2.1 El equipamiento de cada sección de protección, control y medición, debe cumplir con lo establecido en la especificación CFE V6700-62 y el presente documento.

2.2.2 El equipamiento de cada sección de protección, control y medición, debe cumplir

2.2.3 En todos los casos donde se acepta que una función sea adicional de un relevador, dicho relevador debe contar con la función aprobada, de conformidad con lo establecido en el punto 1.11.1 de este documento, de lo contrario se debe suministrar un relevador independiente.




SECCIÓN TIPO LT-A-87-87

SECCIÓN TIPO PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV CON PROTECCÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA COMO PP1 Y PP2

CANTIDAD DESCRIPCIÓN

FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de línea de 400 kV (PP1) 87L Relevador independiente. Solo se acepta quecuente con la función adicional 67N.

1 Relevador diferencial de línea de 400 kV (PP2) 87L Relevador independiente, con diferentealgoritmo de operación a la PP1. Se acepta quecuente con las funciones adicionales: 67N, 86FI,79, 25/27 y SBD.

1 Relevador de protección por sobrecorriente direccional (PR) 67 Se acepta como función adicional de ambasprotecciones primarias (PP1 y PP2), en caso deque uno no cuente con esta función debe ser unrelevador independiente. Se acepta que cuentecon las funciones adicionales: 86FI, 79, 25/27 ySBD.

1 por interruptor Relevador de protección contra falla de interruptor conredisparo monopolar.

50FI Relevador independiente. No se acepta quecuente con funciones adicionales.

1 por cada relevador 50FI

Relevador de bloqueo sostenido 86FI Se acepta como función adicional de otrorelevador.

1 Relevador de Recierre monopolar. 79 Se acepta como función adicional de otrorelevador.

1 Relevador verificador de sincronismo. 25/27 Se acepta como función adicional de otrorelevador.

2 por interruptor Relevador de supervisión de bobina de disparo. SBD Se acepta como función adicional de otrorelevador.

1 por interruptor Módulo de control y adquisición de datos (MCAD). MCAD Equipo independiente. Solo para secciones tipoIN. Se acepta que cuente con las funcionesadicionales: 79, 25/27, 25SL, 27, 59, 60 y SBD.

1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX.

1 Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de voltaje entre fases. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 Transductor de corriente por fase. TA Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 Transductor de potencia activa. TW Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 Transductor de potencia reactiva TVAR Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 Voltímetro. VM Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 Medidor de potencia activa. WM Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 Medidor de potencia reactiva. VARM Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN.





SECCIÓN TIPO PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV, CON PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA COMO PP1 Y PROTECCIÓN DE DISTANCIA COMO PP2


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de línea de 400 kV (PP1) 87L Relevador independiente. Solo se acepta que cuente con la función adicional 67N.

1 Relevador de protección de distancia para línea de 400 kV (PP2)

21 Relevador independiente. Se acepta que cuente con las funciones adicionales: 67N, 86FI, 79, 25/27 y SBD.

1 Relevador de protección por sobrecorriente direccional (PR) 67 Se acepta como función adicional de ambas protecciones primarias (PP1 y PP2), en caso de que uno no cuente con esta función debe ser un relevador independiente. Se acepta que cuente con las funciones adicionales: 86FI, 79, 25/27 y SBD.


50 FI Relevador independiente. No se acepta que cuente con funciones adicionales.


Relevador de bloqueo sostenido 86FI Se acepta como función adicional de otro relevador.

1 Relevador de Recierre monopolar. 79 Se acepta como función adicional de otro relevador.

1 Relevador verificador de sincronismo. 25/27 Se acepta como función adicional de otro relevador.

2 por interruptor Relevador de supervisión de bobina de disparo. SBD Se acepta como función adicional de otro relevador.

1 por interruptor Módulo de control y adquisición de datos (MCAD). MCAD Equipo independiente. Solo para secciones tipo IN. Se acepta que cuente con las funciones adicionales: 79, 25/27, 25SL, 27, 59, 60 y SBD.

1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX. 1 Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de voltaje entre fases. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en







secciones tipo IN.





SECCIÓN TIPO PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 400 kV, CON PROTECCIÓN POR COMPARACIÓN DIRECCIONAL COMO PP1 Y PROTECCIÓN DE DISTANCIA COMO PP2


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador de protección por comparación direccional (PP1) 85L Relevador independiente. Solo se acepta que cuente con la función adicional 67N.

1 Relevador de protección de distancia para línea de 400 kV(PP2)











1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX. 1 Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de voltaje entre fases. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en







secciones tipo IN.




SECCIÓN TIPO LT-9-85-21

SECCIÓN TIPO PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 230 kV CON PROTECCIÓN DE COMPARACIÓN DIRECCIONAL COMO PP1 Y PROTECCIÓN DE DISTANCIA COMO PP2


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador de protección por comparación direccional (PP1) 85L Relevador independiente. Solo se acepta que cuente con la función adicional 67N.

1 Relevador de protección de distancia con característicacuadrilateral (PP2)











Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX.








secciones tipo IN.





SECCIÓN TIPO PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 230 kV CON PROTECCIÓN DIFERENCIAL COMO PP1 Y PP2


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de línea (PP1) 87L Relevador independiente. Solo se acepta que cuente con la función adicional 67N.

1 Relevador diferencial de línea (PP2) 87L Relevador independiente, con diferente algoritmo de operación a la PP1. Se acepta que cuente con las funciones adicionales: 67N, 86FI, 79, 25/27 y SBD.










Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX. 1 Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de voltaje entre fases. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en







secciones tipo IN.





SECCIÓN TIPO PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 230 kV CON PROTECCIÓN DIFERENCIAL COMO PP1 Y PROTECCIÓN DE DISTANCIA COMO PP2


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de línea (PP1) 87L Relevador independiente. Solo se acepta que cuente con la función adicional 67N.

1 Relevador de protección de distancia con característicacuadrilateral (PP2)



















secciones tipo IN.





SECCIÓN TIPO PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 230 kV CON PROTECCIÓN DE DISTANCIA COMO PP1 Y PP2


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador de protección de distancia con característicacuadrilateral ( PP1)

21 Relevador independiente. Solo se acepta que cuente con la función adicional 67N.

1 Relevador de protección de distancia con característica cuadrilateral (PP2)

21 Relevador independiente, con diferente algoritmo de operación a la PP1. Se acepta que cuente con las funciones adicionales: 67N, 86FI, 79, 25/27 y SBD.


















secciones tipo IN.




SECCIÓN TIPO LT-7-87

SECCIÓN TIPO PARA UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN DE 115 kV CON PROTECCIÓN DIFERENCIAL COMO PP.


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de línea (PP) 87L Relevador independiente.1 Relevador de protección de distancia con característica

cuadrilateral, con protección de sobrecorriente direccional como función adicional (PR)

21/67 Relevador independiente.

1 Relevador de protección contra falla de interruptor con redisparotripolar.

50 FI Se acepta como función adicional de cualquier relevador.


Relevador de bloqueo sostenido. 86FI Se acepta como función adicional de cualquier relevador.

1 Relevador de Recierre tripolar. 79 Se acepta como función adicional de cualquier relevador.

1 Relevador verificador de sincronismo. 25/27 Se acepta como función adicional de cualquier relevador.

2 por interruptor Relevador de supervisión de bobinas de disparo. SBD Se acepta como función de cualquier relevador o del MCAD.

1 por interruptor Módulo de control y adquisición de datos (MCAD). MCAD Equipo independiente. Solo para secciones tipo IN.

1 Controles Emergentes Solo para secciones tipo ID. 1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX. 1 Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de voltaje entre fases. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en







secciones tipo IN.




SECCIÓN TIPO LT-7-21

SECCIÓN TIPO PARA UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN DE 115 kV CON PROTECCIÓN DE DISTANCIA COMO PP.

CANTIDAD DESCRIPCIÓN FUNCIÓN

ANSI OBSERVACIONES

1 Relevador de protección de distancia con característica cuadrilateral(PP)

21 Relevador independiente.

1 Relevador de protección de distancia con característica cuadrilateral,con protección de sobrecorriente direccional como función adicional(PR).


1 por cada interruptor

Relevador de protección contra falla de interruptor con redisparotripolar.






2 por interruptor

Relevador de supervisión de bobinas de disparo. SBD Se acepta como función de cualquier relevador o del MCAD.

1 por interruptor

Módulo de control y adquisición de datos (MCAD). MCAD Equipo independiente. Solo para secciones tipo IN.








secciones tipo IN.





SECCIÓN TIPO PARA DOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 115 kV CON PROTECCIÓN DIFERENCIAL COMO PP.


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

2 Relevador diferencial de línea (PP) 87L Relevador independiente. 2 Relevador de protección de distancia con característica

cuadrilateral, con protección de sobrecorriente direccional como función adicional (PR)


2 Relevador de protección contra falla de interruptor conredisparo tripolar.






2 por interruptor Relevador de supervisión de bobinas de disparo. SBD Se acepta como función de cualquier relevador o del MCAD.

1 por interruptor Módulo de control y adquisición de datos (MCAD). MCAD Equipo independiente. Solo para secciones tipo IN. 2 Controles Emergentes Solo para secciones tipo ID. 1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX. 2 Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 2 Transductor de voltaje entre fases. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones

tipo IN. 2 Transductor de corriente por fase. TA Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones

tipo IN. 2 Transductor de potencia activa. TW Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones

tipo IN. 2 Transductor de potencia reactiva TVAR Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones

tipo IN. 2 Voltímetro. VM Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones

tipo IN. 2 Medidor de potencia activa. WM Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones

tipo IN. 2 Medidor de potencia reactiva. VARM Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones

tipo IN.




SECCIÓN TIPO LT-7-21-21 SECCIÓN TIPO PARA DOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 115 kV CON DOS ESQUEMAS DE PROTECCIÓN DE DISTANCIA.


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

2 Relevador de protección de distancia con característica cuadrilateral(PP)


2 Relevador de protección de distancia con característica cuadrilateral, con protección de sobrecorriente direccional como función adicional (PR)









2 por interruptor

Relevador de supervisión de bobinas de disparo. SBD Se acepta como función de otro relevador o del MCAD.

1 por interruptor









secciones tipo IN.




SECCIÓN TIPO LT-7-21-87 SECCIÓN TIPO PARA DOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 115 kV CON UN ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE DISTANCIA Y UN

ESQUEMA DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL.


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador de protección de distancia con característica cuadrilateral (PP)


1 Relevador diferencial de línea (PP) 87L Relevador independiente 2 Relevador de protección de distancia con característica cuadrilateral,

con protección de sobrecorriente direccional como función adicional(PR)









2 por interruptor

Relevador de supervisión de bobinas de disparo. SBD Se acepta como función de otro relevador o del MCAD.

1 por interruptor









secciones tipo IN.




SECCIÓN TIPO LT-5

SECCIÓN TIPO DE ALIMENTADORES DE 34.5, 23.0 Y 13.8 kV CON PPA


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 esquema por alimentador

Relevador de sobrecorriente PPA 1 por interruptor Módulo de control y adquisición de datos (MCAD). MCAD Solo para secciones tipo IN. Se acepta

como función adicional del relevador PPA.1 Controles Emergentes Solo para secciones tipo ID. 1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX.

1 por alimentador Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 1 por alimentador Transductor de voltaje entre fases. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 por alimentador Transductor de corriente por fase. TA Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 por alimentador Transductor de potencia activa. TW Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 por alimentador Transductor de potencia reactiva TVAR Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 por alimentador Voltímetro. VM Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 por alimentador Medidor de potencia activa. WM Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN. 1 por alimentador Medidor de potencia reactiva. VARM Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN.




SECCIÓN TIPO TT SECCIÓN TIPO PARA AUTOTRANSFORMADOR O TRANSFORMADOR CON TRES DEVANADOS


ANSI OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de transformador (PT1). 87T Relevador independiente. 1 Relevador diferencial de transformador (PT2). 87T Relevador independiente. 1 Relevador de sobrecorriente lado de alta tensión (PRP). 51H Se acepta como función adicional de PT1 y

PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente. Se acepta que cuente con la función adicional PRN-1.

1 Relevador de sobrecorriente lado de baja tensión (PRS). 51L Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente. Se acepta que cuente con la función adicional PRN-2, solo cuando se cuente con dos conexiones estrella a tierra.

1 Relevador de sobrecorriente en neutro (PRN-1). 51N Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.

1 Relevador de sobrecorriente en neutro (PRN-2). 51N Solo cuando se cuente con dos conexiones estrella a tierra. Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.

1 Relevador de sobrecorriente del terciario (PPT). 51T Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.

1 Relevador de sobrecorriente de servicios propios (PPA). 50/51SP Relevador independiente. 1 por interruptor Relevador de protección contra falla de interruptor. 50FI En tensiones menores o iguales a 161 kV,

se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.

1 Relevador de protección de tensión (3V0) contra el aterrizamiento del terciario

59NT Se acepta como función adicional de PPA

1 Relevador de disparo y bloqueo sostenido. 86T Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.


1 Relevador verificador de sincronismo. 25/27 Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.


Relevador de bloqueo sostenido. 86FI Se acepta como función adicional del relevador 50FI.


1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX.

1 Medidor Multifunción y de Calidad de Energía. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de voltaje entre fases. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en







secciones tipo IN. 1 Medidor de Temperatura. TEMM Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN.




SECCIÓN TIPO TD

SECCIÓN TIPO PARA AUTOTRANSFORMADOR O TRANSFORMADOR CON DOS DEVANADOS


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de transformador (PT1). 87T Relevador independiente. 1 Relevador diferencial de transformador (PT2). 87T Relevador independiente. Se acepte que

cuente con la función adicional PRS.1 Relevador de sobrecorriente lado de alta tensión (PRP). 51H Se acepta como función adicional de PT1 y

PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente. Se acepta que cuente con la función adicional PRN y con la función adicional 50FI, solo para tensiones del lado primario hasta 161 kV.

1 Relevador de sobrecorriente lado de baja tensión (PRS). 51L Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.

1 por conexión estrella aterrizada

Relevador de sobrecorriente en neutro (PRN). 51N Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.

1 por interruptor Relevador de protección contra falla de interruptor. 50FI En tensiones menores o iguales a 161 kV. Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.

1 Relevador de disparo y bloqueo sostenido. 86T Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.


1 Relevador verificador de sincronismo. 25/27 Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.


Relevador de bloqueo sostenido. 86FI Se acepta como función adicional del relevador 50FI.

1 Relevador de protección de baja frecuencia. 81 Se acepta como función adicional de PT1 y PT2, en caso de que uno de ellos no cuente con esta función se debe suministrar un relevador independiente.

1 por interruptor Módulo de control y adquisición de datos (MCAD). MCAD Equipo independiente. Solo para secciones tipo IN.

1 Controles Emergentes Solo para secciones tipo ID. 1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX. 1 Medidor Multifunción y de Calidad de Energía. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de voltaje entre fases. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en







secciones tipo IN. 1 Medidor de Temperatura. TEMM Esta función la debe realizar el MCAD, en

secciones tipo IN.




SECCIÓN TIPO CP-7

SECCIÓN TIPO PARA BANCOS DE CAPACITORES DE 161 kV Y MENORES.


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador de protección por desbalance de fases (PP). 59NC Relevador independiente. 1 Relevador de sobrecorriente de desbalance entre neutros. 62 Solo en bancos con doble estrella. 1 Relevador de sobretensión, tres unidades de medición fase-fase. 59 Se acepta como función de otro relevador.1 Relevador de sobrecorriente de fase y neutro. 50/51C,

50/51NCSe acepta como función de otro relevador.

1 Relevador de falla de interruptor. 50FI En tensiones menores a 161 kV, se acepta como función de otro relevador.


Relevador de bloqueo sostenido 86FI Se acepta como función de otro relevador.

1 Relevador verificador de sincronismo. 25/27 Se acepta como función de otro relevador 2 por

interruptor Relevador de supervisión de bobina de disparo. SBD Se acepta como función de otro relevador o

del MCAD. 1 por

interruptor Módulo de control y adquisición de datos (MCAD). MCAD Equipo independiente. Solo para secciones

tipo IN. 1 Controles Emergentes Solo para secciones tipo ID. 1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX. 1 Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de potencia reactiva por fase TVAR Esta función la debe realizar el MCAD, en


tableros IN.

SECCIÓN TIPO CP-5

SECCIÓN TIPO PARA BANCOS DE CAPACITORES DE 44 kV Y MENORES.


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador de sobrecorriente de fase y neutro (PPA). 50/51C, 50/51NC

2 por

interruptor Relevador de supervisión de bobina de disparo. SBD Se acepta como función de otro relevador o

del MCAD. 1 por

interruptor Módulo de control y adquisición de datos (MCAD). MCAD Se acepta como función de otro relevador.

Para secciones tipo IN. 1 Controles Emergentes Solo para secciones tipo ID. 1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Para secciones tipo SX, SXI y DX. 1 Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de potencia reactiva por fase TVAR Esta función la debe realizar el MCAD, en


tableros IN.




SECCIÓN TIPO RP

SECCIÓN TIPO PARA REACTORES PARALELO


ANSI OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de alta impedancia para reactor de fase. 87R Equipo independiente. 1 Relevador de sobrecorriente. 51R Equipo independiente. 1 Relevador diferencial de alta impedancia para reactor de neutro. 87RN Equipo independiente. 1 Relevador de sobrecorriente de neutro de reactor. 51RN Equipo independiente. 1 Relevador de bloqueo sostenido. 86R Equipo independiente.

1 por interruptor

Relevador de falla de interruptor. 50FI Equipo independiente.


Relevador de bloqueo sostenido. 86FI Se acepta como función de otro relevador.


Relevador supervisor de bobina de disparo del interruptor. SBD Se acepta como función de otro relevador o del MCAD.

1 por interruptor


1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Solo para secciones tipo SX, SXI y DX. 1 Medidor Multifunción. MM Ver punto 1.12.6. 1 Transductor de corriente por fase. TA Esta función la debe realizar el MCAD, en


secciones tipo IN. 1 Amperímetro. AM Esta función la debe realizar el MCAD, en


secciones tipo IN.

SECCIÓN TIPO RT

SECCIÓN TIPO PARA REACTORES CONECTADOS AL TERCIARIO DE TRANSFORMADORES.


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de alta impedancia para reactor de fase. 87R Equipo independiente. 1 Relevador de sobrecorriente, debe de contar con función de

protección de falla de interruptor (50FI), con el control del interruptorasociado al reactor y pantalla de cristal líquido (LCD) para mostrarun mímico de la bahía del reactor, las alarmas del tablero y lasmediciones de corriente (A) por fase y potencia reactiva (MVAR).

51R Equipo independiente.

1 Relevador de bloqueo sostenido. 86R Se acepta como función de otro relevador.1 por cada

relevador 50FI Relevador de bloqueo sostenido. 86FI Se acepta como función de otro relevador.

1 Transductor de corriente por fase. TA Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones tipo IN.

1 Transductor de potencia reactiva TVAR Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones tipo IN.

1 Amperímetro. AM Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones tipo IN.

1

Medidor de potencia reactiva. VARM Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones tipo IN.


Relevador supervisor de bobina de disparo del interruptor. SBD Se acepta como función de otro relevador.




SECCIÓN TIPO IA e IS

SECCIÓN TIPO PARA INTERRUPTORES DE TRANSFERENCIA O AMARRE E INTERRUPTORES PARA SECCIONAMIENTO DE BARRAS.


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 por interruptor

Relevador de protección contra falla de interruptor con redisparomonopolar.

50FI Relevador independiente.


Relevador de bloqueo sostenido. 86FI Se acepta como función de otro relevador.

1 Relevador para cierre en sincronismo. 25SL Solo si se indica en Características Particulares.

1 Relevador de Disparo y Bloqueo sostenido. 86BU Solo si se indica en Características Particulares.

2 por interruptor

Relevador de supervisión de bobinas de disparo. SBD Se acepta como función adicional de otro relevador.

1 Relevador verificador de sincronismo. 25/27 Se acepta como función de otro relevador o del MCAD.

1 por barra con potencial

Transductor de Frecuencia para barras. TF Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones tipo IN.


Transductor de Voltaje para barras. TV Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones tipo IN.

1 por interruptor


1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Para secciones tipo SX, SXI y DX.

SECCIÓN TIPO IT

SECCIÓN TIPO PARA INTERRUPTORES DE TRANSFERENCIA.


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

1 Relevadores de Disparo y Bloqueo sostenido por operación del 50FI 86BU Solo si se indica en Características Particulares o no exista sección tipo DB

1 Relevador verificador de sincronismo. 25/27 Se acepta como función de cualquier relevador o del MCAD.


Transductor de Frecuencia para barras TF Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones tipo IN.


Transductor de Voltaje para barras TV Esta función la debe realizar el MCAD, en secciones tipo IN.

2 por interruptor

Relevador de supervisión de bobinas de disparo. SBD Se acepta como función adicional de cualquier relevador.

1 por interruptor


1 Mímico Convencional de acuerdo con el arreglo de barras. Para secciones tipo SX, SXI y DX.

1 Controles Emergentes Solo para secciones tipo ID.

SECCIÓN TIPO DB-IM

SECCIÓN TIPO PARA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS EN ARREGLOS DE DOBLE INTERRUPTOR O INTERRUPTOR Y MEDIO


ANSI OBSERVACIONES

2 Relevador diferencial de barras para dos zonas. 87B Para tensiones de 230 y 400 kV, debe suministrar arreglo de relevadores ó unidad central por zona.

2 Relevador de Disparo y Bloqueo sostenido por operación del 87B 86B Se acepta como función adicional del relevador diferencial de barras

2 Relevador de Disparo y Bloqueo sostenido por operación del 50FI 86BU Sólo cuando se solicite en Características Particulares o no exista una sección tipo IS.

1 Relevador para cierre en sincronismo 25SL Solo cuando se solicite en Características Particulares.




SECCIÓN TIPO DB-PA

TABLERO DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN PARA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS EN ARREGLOS DE BARRA PRINCIPAL – BARRA DE AUXILIAR CON INTERRUPTOR DE AMARRE O TRANSFERENCIA Y ARREGLOS DE TRES BARRAS


ANSI OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de barras para dos zonas. 87B 2 Relevador de Disparo y Bloqueo sostenido. 86B Se acepta como función adicional del

relevador diferencial de barras2 Relevador de Disparo y Bloqueo sostenido. 86BU

SECCIÓN TIPO DB-PT

TABLERO DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN PARA PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS EN ARREGLOS DE BARRA PRINCIPAL –BARRA DE TRANSFERENCIA Y BARRA SENCILLA


ANSI OBSERVACIONES

1 Relevador diferencial de barras para una zona. 87B 1 Relevador de Disparo y Bloqueo sostenido 86B Se acepta como función adicional del

relevador diferencial de barras1 Relevador de Disparo y bloqueo sostenido 86BU

SECCIÓN TIPO RD

SECCIÓN TIPO PARA REGISTRADORES DE DISTURBIOS


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

2 Registrador de disturbios. RD 1 Unidad evaluadora. UE Solo cuando se indique en Características

Particulares. 1 Impresora. IMP Solo cuando se indique en Características

Particulares.

SECCIÓN TIPO MM

SECCIÓN TIPO PARA MEDIDORES MULTIFUNCIÓN


FUNCIÓN ANSI

OBSERVACIONES

Según se indique en

Características

Particulares

Medidor Multifunción MM




PARTE 3

3 EQUIPOS DE MEDICIÓN MULTIFUNCIÓN 3.1 CARACTERÍSTICAS ADICIONALES A LAS INDICADAS EN LA ESPECIFICACIÓN CFE

G0000-48.

Los equipos de medición multifunción deben poseer las siguientes características generales: 3.1.1 Estado sólido, 3 fases, 4 hilos, 60 Hz, 3 elementos, estrella, 120V, 5 A, con tensión de

alimentación de 125 a 250 en VCD y 115 a 240 en VCA, con display de tarifas horarias, capacidad de memoria masiva, salida (4KYZ) para kWh y salida (E01) de fin de intervalo.

3.2 REQUERIMIENTOS ACTUALES DE VARIABLES ELÉCTRICAS Y SU PERFIL DNP 3.0 EN LOS MEDIDORES MULTIFUNCIÓN PARA SU CONECTIVIDAD CON LOS CONCENTRADORES DE INFORMACIÓN DE INSTALACIÓN (CII).

Los medidores multifunción utilizados en los puntos de intercambio de energía con otros procesos deben cumplir con la Especificación CFE G0000-48 MEDIDORES MULTIFUNCIÓN PARA SISTEMAS ELÉCTRICOS. Los medidores se deben conectar en cadena con otros medidores a través de un puerto RS-485 utilizando el protocolo DNP3.0 de tal manera que la cadena se pueda conectar al Concentrador de Información de Instalación (CII). Las características del perfil DNP3.0 de las variables requeridas para la base de datos en los Concentradores de Información de Instalación (CII) son las siguientes: 3.2.1 El perfil del DNP3.0 de los medidores multifunción para obtener las variables eléctricas debe

ser programable por el usuario.

3.2.2 Los medidores multifunción deben tener la capacidad de proporcionar, por DNP3.0, a los integradores con períodos de integración como mínimo de 5 minutos.

3.2.3 Las variables aquí expresadas deben estar en magnitudes de 32 bits.




VALORES INSTANTÁNEOS

INDEX MEDIDOR

Nombre del Punto

0 Voltaje Instantáneo Fase A SE REQUIERE 1 Voltaje Instantáneo Fase B SE REQUIERE 2 Voltaje Instantáneo Fase C SE REQUIERE 3 Corriente Instantánea Fase A SE REQUIERE 4 Corriente Instantánea Fase B SE REQUIERE 5 Corriente Instantánea Fase C SE REQUIERE 6 Potencia instantánea activa trifásica SE REQUIERE 7 Potencia instantánea reactiva trifásica SE REQUIERE 8 Potencia instantánea aparente trifásica SE REQUIERE 9 Factor de potencia instantáneo trifásico SE REQUIERE

10 Frecuencia SE REQUIERE 11 Voltaje Instantáneo Promedio SE REQUIERE 12 Corriente Instantánea Promedio SE REQUIERE 13 Estatismo de la ultima integración (porcentaje) SE REQUIERE 79 Factor de potencia instantáneo fase A OPCIONAL 80 Factor de potencia instantáneo fase B OPCIONAL 81 Factor de potencia instantáneo fase C OPCIONAL 82 FD V F A OPCIONAL OPCIONAL 83 FD V F B OPCIONAL OPCIONAL 84 FD V F C OPCIONAL OPCIONAL 85 FD I F A OPCIONAL OPCIONAL 86 FD I F B OPCIONAL OPCIONAL 87 FD I F C OPCIONAL OPCIONAL

166 Demanda Máxima W+ SE REQUIERE 174 Dmax W- SE REQUIERE 182 Dmax VAr I OPCIONAL 190 Dmax VAr II OPCIONAL 198 Dmax VAr III OPCIONAL 206 Dmax VAr IV OPCIONAL 214 Dmax VA OPCIONAL

VArh II de la hora anterior (consumo de la hora anterior) VArh III de la hora anterior (consumo de la hora anterior) VArh IV de la hora anterior (consumo de la hora anterior) VAh de la hora anterior (consumo de la hora anterior) Consm Par 1 TB (consumo de Wh+ del mes anterior) Consm Par 2 TB (consumo de Wh+ del mes anterior) Consm Par 3TB (consumo de VArh I del mes anterior) Consm Par 4 TB (consumo de VArh II del mes anterior)




VARIABLES DEL MEDIDOR: Acumuladores.

INDEX MEDIDOR

Nombre del Punto

0 Wh + de la hora anterior (consumo de la hora anterior) SE REQUIERE 1 Wh – de la hora anterior (consumo de la hora anterior) SE REQUIERE 2 VArh I de la hora anterior (consumo de la hora anterior) SE REQUIERE 3 SE REQUIERE 4 SE REQUIERE 5 SE REQUIERE 6 SE REQUIERE 7 SE REQUIERE

11 SE REQUIERE 15 SE REQUIERE 19 SE REQUIERE 23 Consm Par 5 TB (consumo de VArh III del mes anterior) SE REQUIERE 27 Consm Par 6 TB (consumo de VArh IV del mes anterior) SE REQUIERE 31 Consm Par 7 TB (consumo de VAh del mes anterior) SE REQUIERE 63 UltAc Par 1 TB Acumulador congelado de Wh+ al último

cambio de mes OPCIONAL

67 UltAc Par 2 TB Acumulador Congelado de Wh- al últimocambio de mes

OPCIONAL

71 UltAc Par 3 TB Acumulador congelado de VArh I al últimocambio de mes

OPCIONAL

75 UltAc Par 4 TB Acumulador congelado de VArh II al últimocambio de mes

OPCIONAL

79 UltAc Par 5 TB Acumulador congelado de VArh III al últimocambio de mes

OPCIONAL

83 UltAc Par 6 TB Acumulador congelado de VArh IV al últimocambio de mes

OPCIONAL

87 OPCIONAL OPCIONAL 218 OPCIONAL OPCIONAL 219 OPCIONAL 220 OPCIONAL 221 OPCIONAL 222 VArh III del día anterior (consumo del día anterior) 223 VArh IV del día anterior (consumo del día anterior) 224 VAh del día anterior (consumo del día anterior) OPCIONAL 243 Acum Wh+ con congelamiento programable SE REQUIERE 251 Acum Wh - con congelamiento programable SE REQUIERE 259 Acum VArh I con congelamiento programable SE REQUIERE 267 Acum VArh II con congelamiento programable SE REQUIERE 275 Acum VArh III con congelamiento programable SE REQUIERE 283 Acum VArh IV con congelamiento programable SE REQUIERE 291 Acum VAh con congelamiento programable OPCIONAL

especificacion cfe v6700-62 rev 6 ago2010_protecciones detalladas

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