Monterrey, Nuevo León a
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY
PRESENTE.-Por medio de la presente hago constar que soy autor y titular de la obra denominada"
, en los sucesivo LA OBRA, en virtud de lo cual autorizo a el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (EL INSTITUTO) para que efectúe la divulgación, publicación, comunicación pública, distribución, distribución pública y reproducción, así como la digitalización de la misma, con fines académicos o propios al objeto de EL INSTITUTO, dentro del círculo de la comunidad del Tecnológico de Monterrey.
El Instituto se compromete a respetar en todo momento mi autoría y a otorgarme el crédito correspondiente en todas las actividades mencionadas anteriormente de la obra.
De la misma manera, manifiesto que el contenido académico, literario, la edición y en general cualquier parte de LA OBRA son de mi entera responsabilidad, por lo que deslindo a EL INSTITUTO por cualquier violación a los derechos de autor y/o propiedad intelectual y/o cualquier responsabilidad relacionada con la OBRA que cometa el suscrito frente a terceros.
Nombre y Firma AUTOR (A)
Estandarización de Tableros de Protección, Control y Medición
para Subestaciones Eléctricas de Acuerdo a Especificación CFE
V6700-62, Mediante Equipos Marca SEL-Edición Única
Title
Estandarización de Tableros de Protección, Control y
Medición para Subestaciones Eléctricas de Acuerdo a
Especificación CFE V6700-62, Mediante Equipos Marca
SEL-Edición Única
Authors
Víctor Guadalupe Morales Solís
Affiliation
ITESM-Campus Monterrey
Issue Date
2008-01-01
Item type
Tesis
Rights
Open Access
Downloaded
19-Jan-2017 05:26:30
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
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY
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
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.
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
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
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
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.
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:
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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)
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)
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, asímismo 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
TC TC
TC TC
52
C TC TC C
[image:19.611.210.402.287.547.2]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.
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
[image:20.611.234.376.114.599.2]Figura 2 . Arreglo IM - Interruptor y medio en I
4.1.2 Arreglo Doble Interruptor.
B1
B2
52
C
C
52
C
C
C
L1
TC
TC
TC
TC
[image:21.611.221.391.95.542.2]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.
17
4.1.3 Arreglo Bus Principal-Bus Auxiliar.
TP C
C
BA BP
L1
TC TC
52
52
INTERRUPTOR DE AMARRE
C TC
C
C C
TP
TP
[image:22.611.113.502.196.458.2]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.
4.1.4 Arreglo Bus Principal-Bus de Transferencia.
TP
52
C
C
BT BP
L1
TC TC
52
INTERUPTOR DE TRANSFERENCIA
C TC
C C
TP
TP
[image:23.611.116.498.142.405.2]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.
19
4.1.5 Arreglo en Anillo.
52
C C
52
C C
L1 L2
T2
TC TC
TC TC
52
C TC TC C
52
C TC TC C
T1
[image:24.611.202.418.99.477.2]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.
4.1.6 Arreglo Barra Sencilla.
52
C
C
BP
L1
TC TC
C
TP
[image:25.611.119.498.159.437.2]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.
21
4.1.7 Arreglo Alimentadores Distribución.
52 BP
TC
T1
BD
52
TC
52
TC
52
TC TC
52
[image:26.611.144.468.122.419.2]L1 L2 L3 L4
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.
4.1.8 Arreglo Barra 1, Barra 2 y Barra de Transferencia.
TP
52 C
C B2
B1
52 INTERRUPTOR COMODIN
C TC C C C
TP
TP BT
52
INTERRUPTOR DE TRANSFERENCIA C TC C C
TC
L1
52 C
C C C
TP TC
L2
[image:27.611.109.503.171.374.2]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.
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.
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
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.
[image:30.611.105.517.184.591.2]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 ID Equipamento
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
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 2
LT-9 1 2
LT-7 2 1
LT-5 4 1
Sección Tipo
Tipo de Construcción IN SX DX ID IN SX DX ID IN SX DX IN SX DX
Equipamento
MCAD 1 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 1 0 0
DEI de I/O 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1
Mímico convencional 0 1 1 0 0 1 1 0 0 1 1 0 1 1
Esquema 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 1
Supervisión de bobinas de disparo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Relevador verificador de sincronismo (25/27) 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0
Relevador para cierre en sincronismo (25SL) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0
Relvador 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 0
Relvador de tensión sobre frecuencia V/F 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 0 0
Medidor multifunción 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1
Medidor 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
27
[image:32.611.190.431.132.197.2]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 gabinetes
TT 2
TD 1
TU 1
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.
[image:33.611.151.478.288.414.2]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 gabinetes
DB-IM 2
DB-PA 2
DB-PT 2
Equipos DB-IM DB-PA DB-PT
Diferencial 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 0
Diferencial de barras de 1 zona 0 0 1
86B (uno por cada zona de protección) 1 1 1
86BU (uno por cada zona de protección) 1 1 1 Relevador para cierre en sincronismo (25L), sólo
[image:33.611.199.439.536.587.2]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 Tipo
Tipo de Construcción IN SX DX ID IN SX DX ID IN SX DX ID
Equipamento
MCAD 1 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0
DEI de I/O 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 1
Mímico convencional 0 1 1 0 0 1 1 0 0 1 1 0
Rlevador 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 1
86BU (uno por cada barra) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Supervisión de bobinas de disparo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
[image:34.611.106.517.478.617.2]Relevador 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
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.
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.
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.
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).
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.
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 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.
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.
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.
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.
