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CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE AJUSTES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN SISTEMAS AUXILIARES DE UNA

CENTRAL GENERADORA

PROCEDIMIENTO CFE G0100-31

AGOSTO 2016 REVISA Y SUSTITUYE A LA EDICIÓN DE JULIO DE 2008

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Texto escrito a máquina

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CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE AJUSTES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN SISTEMAS AUXILIARES DE UNA CENTRAL

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C O N T E N I D O

1 OBJETIVO __________________________________________________________________________ 1

2 CAMPO DE APLICACIÓN ______________________________________________________________ 1

3 NORMAS QUE APLICAN ______________________________________________________________ 1

4 DEFINICIONES ______________________________________________________________________ 1

4.1 Ajustes _____________________________________________________________________________ 1

4.2 Ampacidad _________________________________________________________________________ 2

4.3 Arranque (pick-up) ___________________________________________________________________ 2

4.4 Bus de Motores ______________________________________________________________________ 2

4.5 Cantidad Característica _______________________________________________________________ 2

4.6 Corriente de Arranque ________________________________________________________________ 2

4.7 Corriente de Rotor Bloqueado _________________________________________________________ 2

4.8 Curva Tiempo-Corriente de Aceleración _________________________________________________ 2

4.9 Curva Característica __________________________________________________________________ 2

4.10 Estator _____________________________________________________________________________ 2

4.11 Elemento Instantáneo ________________________________________________________________ 2

4.12 Elemento de Fase ____________________________________________________________________ 2

4.13 Elemento de Tierra ___________________________________________________________________ 2

4.14 Elemento de Tiempo _________________________________________________________________ 3

4.15 Elemento de Tiempo Corto ____________________________________________________________ 3

4.16 Elemento de Tiempo Largo ____________________________________________________________ 3

4.17 Factor de Servicio ___________________________________________________________________ 3

4.18 Limite Térmico de Aceleración _________________________________________________________ 3

4.19 Limite Térmico de Rotor Bloqueado ____________________________________________________ 3

4.20 Módulo de Intensidad Nominal (Rating-plug) _____________________________________________ 3

4.21 Palanca (dial)________________________________________________________________________ 3

4.22 Relevador __________________________________________________________________________ 3

4.23 Relevador Instantáneo ________________________________________________________________ 3

4.24 Relevador de Tiempo Definido _________________________________________________________ 3

4.25 Relevador de Tiempo Inverso __________________________________________________________ 4

4.26 Reposición (drop-out) ________________________________________________________________ 4


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4.27 Rotor ______________________________________________________________________________ 4

4.28 Sobrecarrera ________________________________________________________________________ 4

4.29 Tiempo de Arranque __________________________________________________________________ 4

4.30 Tiempo de Apertura del Interruptor _____________________________________________________ 4

4.31 Tolerancia __________________________________________________________________________ 4

4.32 Torque o Par de Carga ________________________________________________________________ 4

4.33 Transferencia de Bus de Motores _______________________________________________________ 4

4.34 Tensión Nominal _____________________________________________________________________ 4

4.35 Devanado de Alta ____________________________________________________________________ 4

4.36 Devanada de Baja ____________________________________________________________________ 4

5 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS _________________________________________________________ 5

6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES _______________________________________ 5

6.1 Introducción ________________________________________________________________________ 5

6.2 Requisitos Previos ___________________________________________________________________ 5

6.3 Generalidades _______________________________________________________________________ 6

6.4 Protecciones y Criterios de Ajuste Recomendados _______________________________________ 7

7 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL ____________________________________________ 25

8 BIBLIOGRÁFIA _____________________________________________________________________ 25

APÉNDICE A (Informativo) DIAGRAMA UNIFILAR DE PUNTOS DE COORDINACIÓN _____________________ 26


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1 OBJETIVO Establecer los criterios básicos para realizar los cálculos de ajustes de protecciones eléctricas así como su coordinación, del sistema eléctrico de los sistemas de auxiliares de las Centrales Generadoras, para mantener y aumentar la confiabilidad y seguridad eléctrica de dichos sistemas.

2 CAMPO DE APLICACIÓN

Cubrir el cálculo de ajustes de protecciones eléctricas del sistema de auxiliares en las Centrales Generadoras de electricidad de nueva adquisición, durante la etapa de puesta en servicio así como la revisión periódica de ajustes de protecciones del sistema de auxiliares de Centrales Generadoras de electricidad en servicio ya sea por cambio de equipos primarios, cambios de equipos de protección y/o actualizaciones u homologaciones de los anteriores. Esta actividad debe ser realizada por el Departamento de Protecciones de la Central Generadora y/o de la Subgerencia correspondiente. En las Centrales Generadoras y Subgerencias en donde no se cuente con este departamento, el Departamento Eléctrico lo debe ejecutar, pudiendo contratarlo con una compañía especializada con el fin de dar cumplimiento a lo especificado. Es requisito indispensable que el presente documento esté disponible durante la puesta en servicio. La actividad de puesta en servicio se refiere a optimizar y adecuar dichos cálculos, utilizando datos reales de los componentes del sistema, a partir de registros secuenciales y oscilográficos de relevadores digitales y/o registros de equipos de pruebas dinámicas.

3 NORMAS QUE APLICAN NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida

NOM-001-SEDE-2012 Instalaciones Eléctricas.

CFE G0100-07-2016 Ajustes de Protecciones Eléctricas de las Unidades Generadoras,

Transformadores de Unidad e Interruptores de Potencia.

CFE G0100-08-2012 Sistema Para Detección y Mitigación del Fenómeno de Arco Eléctrico en Tableros Eléctricos de Baja y Media Tensión.

CFE G0100-18-2015 Sistemas de Transferencia de Servicios Auxiliares de Media Tensión

en Centrales Generadoras.

CFE G0100-28-2015 Sistema Digital de Protección, Detección y Localización de Fallas

Monofásicas a Tierra en Baja y Media Tensión de las Centrales Generadoras de CFE.

NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados utilizarse la edición vigente en la fecha de

publicación de la convocatoria a la licitación.

4 DEFINICIONES

4.1 Ajuste Es el valor límite de una cantidad característica o energización que se le asignan a un relevador para que opere bajos condiciones específicas.


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4.2 Ampacidad Corriente máxima que un conductor puede transportar continuamente, bajo las condiciones de uso, sin exceder su rango de temperatura. 4.3 Arranque (pick-up) Es la cantidad mínima de magnitud de influencia que hace funcionar un relevador (cuando un relevador empieza el movimiento de sus contactos y cambia de la posición de desenergizado a energizado). Para el caso de relevadores de tecnología de estado sólido o digital, es el cambio de 0 a 1 del elemento de detección de la magnitud de influencia. 4.4 Bus de Motores El bus del sistema de auxiliares que principalmente alimenta potencia a los motores. 4.5 Cantidad Característica Es la cantidad o valor característico de la operación de un relevador, por ejemplo, corriente para un relé de sobrecorriente, voltaje para un relé de alto o bajo voltaje, ángulo de fase para un relé direccional, impedancia para un relé de distancia, entre otros. 4.6 Corriente de Arranque Es la corriente requerida por el motor durante el proceso de arranque para acelerar el motor y la carga a la velocidad de operación. La máxima corriente de arranque al voltaje nominal es trazada al momento de la energización. 4.7 Corriente de Rotor Bloqueado Es la corriente de estado estable del motor con el rotor bloqueado, cuando es alimentado desde una fuente a la frecuencia y voltaje nominales. 4.8 Curva Tiempo - Corriente de Aceleración La curva característica de tiempo – corriente de arranque que representa la aceleración del motor a un determinado voltaje aplicado. 4.9 Curva Característica Es la curva que muestra el valor de operación correspondiente a diversos valores de la cantidad de energización o combinaciones, si es el caso. 4.10 Estator El componente estacionario de un motor de CA que contiene el devanado de armadura y el núcleo del estator. 4.11 Elemento Instantáneo Elemento de protección que no tiene retardo intencional de tiempo. 4.12 Elemento de Fase Elemento de protección que opera de acuerdo a cantidades de fase. 4.13 Elemento de Tierra Elemento de protección que opera de acuerdo a cantidades de tierra, pudiendo detectarlas por neutro, residual física (TC de secuencia cero o de ventana) y/o por residual calculada.


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4.14 Elemento de Tiempo Elemento de protección que tiene retraso intencional de tiempo, ya sea de tiempo definido o de tiempo inverso en diferentes tipos de curvas. 4.15 Elemento de Tiempo Corto Dispositivo de protección sin ser un relevador que realiza funciones de sobrecorriente instantáneo o de tiempo definido con valores pequeños, usualmente menores a 0.25 s. 4.16 Elemento de Tiempo Largo Dispositivo de protección sin ser un relevador que realiza funciones de sobrecorriente temporizado. 4.17 Factor de Servicio Es un multiplicador el cual aplicado a la potencia nominal del motor, indica la carga permisible que puede llevar el motor bajo las condiciones específicas para ese factor de servicio. 4.18 Limite Térmico de Aceleración Es el límite de la relación tiempo – corriente basada en el límite de temperatura permisible del rotor durante el proceso de arranque de un motor (aceleración). 4.19 Limite Térmico de Rotor Bloqueado El máximo valor permisible seguro de tiempo – corriente fluyendo en los devanados a la frecuencia y voltaje nominales. 4.20 Módulo de Intensidad Nominal (Rating-plug) Elemento que ajusta el valor de la corriente del marco del interruptor y de los TC’s a un valor menor más adecuado conforme al equipo que se desea proteger. 4.21 Palanca (dial) Es el multiplicador de tiempo de la curva característica, también llamado temporizador. De aquí se deriva que son una familia de curvas de acuerdo al valor de dial. 4.22 Relevador Es un dispositivo eléctrico que está diseñado para interpretar condiciones de entrada de una manera predeterminada y después de condiciones específicas, provocar la operación de un contacto o cambio repentino en el circuito de control eléctrico asociado. Las entradas son usualmente señales eléctricas, pero pueden ser mecánicas, térmicas u otras cantidades. Un dispositivo simple como un interruptor de límite (limit switch) no es un relevador de protección. 4.23 Relevador Instantáneo Es un relé el cual opera y se repone sin tiempo de retardo intencional. Es su tiempo inherente al diseño. 4.24 Relevador de Tiempo Definido Es el relé cuyo tiempo de operación es siempre el mismo, independientemente de la magnitud de la cantidad característica aplicada. Este tiempo puede ser ajustado.


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4.25 Relevador de Tiempo Inverso Es el relé cuyo tiempo de operación es inverso a la magnitud de la cantidad característica aplicada. Este tiempo puede ser ajustado mediante el ajuste de palanca o dial. 4.26 Reposición (drop-out) Es la cantidad máxima de magnitud de influencia a la cual el relé inicia el cambio de la posición de energizado a desenergizado. Para el caso de relevadores de tecnología de estado sólido o digital, es el cambio de 1 a 0 del elemento de detección de la magnitud de influencia. 4.27 Rotor El componente rotatorio de un motor de C.A. que contiene el devanado de campo, el cual puede ser del tipo devanado o de “jaula de ardilla”. En el caso de motores síncronos, el devanado de campo puede ser alimentado desde una fuente de CD. 4.28 Sobrecarrera En relevadores de tecnología electromecánica es el impulso que tiene el disco de inducción después de haber retirado la cantidad característica que lo hace operar. 4.29 Tiempo de Arranque Es el tiempo requerido para acelerar la carga a la velocidad de operación. 4.30 Tiempo de Apertura del Interruptor Es el tiempo que tarda un interruptor desde que recibe la señal de apertura y/o disparo (energización de la bobina de disparo), hasta que sus contactos principales abren (en algunos casos este tiempo se considera hasta que el arco eléctrico es completamente extinguido). 4.31 Tolerancia Es el error del relevador expresado normalmente en % y es la parte del rango de operación en donde puede operar o no. 4.32 Torque o Par de Carga El torque o par requerido por el equipo mecánicamente acoplado a través del equipamiento al rango de velocidad de operación de un motor eléctrico. 4.33 Transferencia de Bus de Motores El proceso de transferencia de las cargas de un bus de motores desde una fuente de potencia a otra fuente. 4.34 Tensión Nominal Valor convencional de la tensión con la que se denomina un sistema o instalación y para los que ha sido previsto su funcionamiento y aislamiento.

4.35 Devanado de Alta Se denomina la tensión mayor del transformador sin importar la entrada o salida al sistema eléctrico.

4.36 Devanado de Baja Se denomina la tensión menor del transformador sin importar la entrada o salida al sistema eléctrico.


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5 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS

C.C.M. Centro de control de motores c.a. Corriente alterna c.d Corriente directa F.S. Factor de servicio Inom Corriente nominal Irb Corriente de rotor bloqueado S.E.U. Subestación eléctrica unitaria TC Transformador de corriente TP Transformador de potencial Vnom Voltaje nominal

6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES

Las unidades de medida utilizadas en esta especificación son las contenidas en la norma NOM-008-SCFI.

6.1 Introducción El sistema de auxiliares de una unidad generadora de proceso termoeléctrico está constituido típicamente por los siguientes componentes: transformador de auxiliares, transformador de arranque, tableros de media tensión, subestaciones unitarias, transformador de servicios propios, tableros de baja tensión, auxiliares de media tensión, auxiliares de baja tensión y centros de control de motores. Para el caso de unidades hidroeléctricas las cuales normalmente no tienen buses de media tensión, aplica lo correspondiente a baja tensión y transformadores en general. La calidad de la realización de los cálculos de ajustes de protecciones en este sistema de auxiliares constituye una garantía preliminar para su buen funcionamiento, el cual debe ser complementado con los diferentes tipos de mantenimiento y pruebas correspondientes.

6.2 REQUISITOS PREVIOS

a) Verificar que los sistemas de protección sean transferidos de construcción a puesta en servicio, para el caso de nuevas unidades.

b) Contar con la Memoria de Cálculo de la Ingeniería de Diseño. c) Contar con el Estudio de Cortocircuito en los diferentes buses y niveles de tensión de la Unidad

Generadora. d) Contar con los instructivos del fabricante de los dispositivos de protección e interruptores. e) Contar con los instructivos del fabricante de motores de media y baja tensión incluyendo las curvas de

arranque y las curvas de capacidad térmica.


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f) Contar con los instructivos y datos de placa de los transformadores principales, auxiliares, de arranque y subestaciones unitarias.

g) Contar con los datos de placa de los bancos de resistencias de aterrizamiento de media y baja

tensión (donde aplique). h) Contar con las tablas de ampacidades y curvas de corrientes de corto circuito permisibles para los

cables utilizados. i) Contar con el Diagrama Unifilar general de la Central Generadora. j) Contar con el Diagrama Trifilar del sistema de Auxiliares en los diferentes niveles de tensión. k) Contar con los Diagramas Lógicos e Interlock de protecciones del sistema de Auxiliares. l) Contar con los Diagramas Unifilares de Medición y Protección de los sistemas eléctricos de media y

baja tensión. m) Se recomienda contar con un programa (software) especializado en estudio de cortocircuito y

coordinación de protecciones, entre otros tipos de estudios que se puedan realizar con el mismo.

6.3 Generalidades

a) Elaborar el diagrama unifilar del sistema de auxiliares cuyas protecciones se van a coordinar, mostrando el equivalente del sistema, generador eléctrico, buses, interruptores, transformadores de potencia, reactores, cables, cargas, transformadores de corriente, transformadores de potencial, relevadores de protección y fusibles.

b) Indicar en el diagrama unifilar las capacidades e impedancias de todas las cargas y equipos de circuitos principales y derivados.

c) Realizar el estudio de corto circuito del sistema de auxiliares determinando, las corrientes máximas y

mínimas de corto circuito (en condiciones de operación) en cualquier punto del sistema, tanto simétricas como asimétricas. Este estudio debe ser realizado para la condición instantánea (0.5 ciclos), interruptiva (5 ciclos) y estable (30 ciclos).

d) Contar con los parámetros de operación tales como: corrientes de plena carga, corrientes permisibles

de sobrecarga, corrientes de arranque en motores y corrientes de "inrush" en transformadores.

e) Verificar los límites máximos y mínimos establecidos por la NOM-001 dentro de los cuales los dispositivos de protección deben ajustarse para asegurar su cumplimiento.

f) Contar con las características de los dispositivos de protección eléctrica, tales como: intervalos de

ajuste de la corriente de operación en elementos temporizados e instantáneos, palancas de tiempo (dial) y tipos de curvas en elementos temporizados, pudiendo ser cantidades de fase, de neutro o de secuencia positiva, negativa y cero, así como otras variables a vigilar tales como, voltaje, frecuencia, secuencia de giro y temperatura, entre otros.

g) Determinar los factores de coordinación de los dispositivos de protección tales como:

- Magnitudes de corriente de falla, simétricas y asimétricas

- Sensibilidad del dispositivo de protección para las magnitudes de corrientes de falla simétricas y asimétricas

- Margen de tiempo cuyo valor típico es 0.350 s para esquemas de protección con relevadores


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electromecánicos y de 0.250 s para esquemas de protección con relevadores de estado sólido y/o digitales. Este valor está compuesto por los siguientes elementos de tiempo:

TABLA 1- Factores coordinación de los dispositivos de protección

Concepto Tiempo (s) Comentario

Sobrecarrera 0.100 Sólo se usa para relevadores electromecánicos.

Tolerancia

0.170

Aplica principalmente para relevadores electromecánicos. En relevadores de estado sólido y digitales es menor.

Tiempo de operación del interruptor

0.080 Este valor corresponde a un interruptor con tiempo de

tiempo de opresión de 5 ciclos.

Nota: El margen de tiempo puede ser modificado si el tiempo de apertura y/o disparo del interruptor es mayor de 5 ciclos.

6.4 Protecciones y criterios de ajuste recomendados

A continuación se muestran los intervalos típicos de ajuste de los dispositivos de protección para diferentes equipos, pero el estudio definitivo de coordinación de protecciones debe realizarse de acuerdo a los requisitos indicados anteriormente y deben validarse en puesta en servicio con datos de campo reales.

Para efecto de interpretación del presente documento, debe entenderse los siguientes puntos, alta tensión el bus de generación, devanado de alta del transformador de auxiliares y de arranque, media tensión, devanado de baja de los transformadores de auxiliares y de arranque y como baja tensión los niveles de voltaje menores a 1 kV.

En el APÉNDICE A sección A.1 se muestra el diagrama típico de puntos de coordinación de protecciones que cubre esta sección.

Nota: Los niveles de tensión referidos en este procedimiento como alta y media tensión, no son correlativos con la ley de la industria eléctrica.

6.4.1 Protección de motores alimentados desde los centros de control de motores de 480 V.

En el APÉNDICE A sección A.2.1 se muestra el diagrama unifilar típico y la carta de coordinación de protecciones de este punto.

a) Equipo de protección

- Contra corto circuito, debe usarse interruptor termomagnético de caja moldeada.

- Contra sobrecarga, debe usarse elemento térmico (bimetálico o de aleación eutéctica) o elemento de protección de estado sólido y/o digital.

b) Verificaciones preliminares

- La capacidad nominal del interruptor termomagnético debe ser al menos 3 veces y no mayor a 8 veces la corriente nominal del motor (NOM-001 tabla 430-52).

- El elemento térmico debe ser aproximadamente 1.15 veces la corriente nominal del motor para motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la corriente nominal del motor para motores con factor de servicio de 1.15. Para esta selección se deben usar las tablas del fabricante del arrancador.

- Para los elementos de estado sólido y digitales, se recomienda seleccionar un elemento cuyo rango de ajuste sea aproximadamente del 70 % al 200 % de la corriente nominal del motor, con la finalidad de tener un adecuado margen de ajuste.


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- Verificar la adecuada ampacidad del cable de fuerza que alimenta al motor a la salida del CCM (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que la ampacidad del cable sea de al menos de 125 % de la corriente nominal del motor.

- Verificar que el circuito derivado para el control eléctrico del motor o equipo esté debidamente protegido mediante sus fusibles correspondientes.

c) Base del ajuste.

- Interruptor termomagnético: Este elemento normalmente no tiene ajuste y debe ser seleccionado de acuerdo a lo recomendado en el punto 6.4.1 inciso b.

- Elemento térmico: Este elemento no tiene ajuste y debe ser seleccionado de acuerdo a lo recomendado en el punto 6.4.1 inciso b.

- Elemento de sobrecarga de estado sólido o digital: debe ser ajustado con 1.15 veces la corriente nominal del motor para motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la corriente nominal del motor para motores con factor de servicio de 1.15.

- Si el valor de ajuste calculado no sale exacto de acuerdo a los valores disponibles para ajuste, seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior. En caso de utilizar el valor superior se debe verificar que para motores con un F.S. marcado de 1.15 o más o con un aumento de temperatura marcado de 40 grados o menos, no rebasar el 140 % de la corriente nominal del motor y para el resto de los motores no rebasar el 130 % de la corriente nominal del motor.

Nota: Debe tenerse la precaución de verificar en la información del fabricante si el elemento seleccionado ya considera los valores de

sobrecarga de tal forma que no se duplique el factor de sobrecarga.

6.4.2 Protección de motores alimentados desde una subestación eléctrica unitaria de 480 V

En el APÉNDICE A sección A.2.2 se muestra el diagrama unifilar típico y la carta de coordinación de protecciones de este punto.


- Sobrecorriente de estado sólido o digital

b) Verificación Preliminar

- Verificar el tipo de sensor de corriente (TC o toroide) y su relación.

- Verificar el valor del módulo de intensidad nominal (rating-plug).

- Verificar la consistencia (igualdad) entre los valores de los sensores tipo toroide y el módulo de intensidad nominal (rating plug).

- Para los casos del uso de TC´s convencionales utilizados juntos con los módulos de intensidad nominal (rating plug), verificar que el valor de este último sea igual o menor que la relación del TC.

- Verificar si se utiliza un TC de secuencia cero (tipo ventana o núcleo balanceado) o elemento residual. Se recomienda utilizar TC´s de secuencia cero.

- Verificar la adecuada ampacidad del cable de fuerza que alimenta al motor a la salida de la S.E.U. (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos de 125 % de la corriente nominal del motor.


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- Para el caso de utilización de resistencias limitadoras de corriente en el neutro del transformador de servicios propios de la S.E.U, verificar que en caso de aterrizamiento del motor, se alcance el valor mínimo de ajuste del arranque (pickup) del elemento de tierra, si se cuenta con el mismo. En caso contrario, anotar en el estudio que no es posible usar este elemento de tierra.

- En caso de utilizar un sistema digital de protección, detección y localización de fallas monofásicas (a tierra) en sistemas eléctricos de baja tensión, se deben habilitar las alarmas y disparos conforme al propio sistema, ya que el objetivo es que el sistema eléctrico siga operando aun cuando esté presente la falla a tierra para mantener la mayor confiabilidad y disponibilidad del sistema de auxiliares. Para mayor detalle referirse a la especificación CFE-G0100-28.

- Elementos de Protección Recomendados:

Tiempo Largo Tiempo Corto Instantáneo

Elemento de Tierra

c) Base del ajuste:

- Elemento de tiempo largo. Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con 1.15 veces la corriente nominal del motor para

motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la corriente nominal del motor para motores con factor de servicio de 1.15 o más.

Si el valor de ajuste calculado no sale exacto de acuerdo a los valores disponibles para

ajuste, seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior. En caso de utilizar el valor superior, se debe verificar que para motores con un F.S. marcado de 1.15 o más, o con un aumento de temperatura marcado de 40 grados o menos, no rebasar el 140 % de la corriente nominal del motor y para el resto de los motores no rebasar el 130 % de la corriente nominal del motor.

Curva: En caso de tener la posibilidad de seleccionar una curva, como las curvas I2t o I4t se recomienda utilizar la I2t por ser la más adecuada a las características del motor.

Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal, que libre el tiempo de arranque del motor con corriente de rotor bloqueado (valor típico de Irb = 6 Inom) y que al mismo tiempo quede por debajo, tanto de la curva de limite térmico del motor, como de la curva de daño del conductor. Como valor inicial se recomienda utilizar un valor entre el tiempo de arranque del motor y debajo de la curva de daño del motor a la corriente de rotor bloqueado.

Nota 1: Para valores precisos de corriente de rotor bloqueado, se recomienda verificar la información del fabricante del motor véase

referencia [4 sección 10] del capítulo 8 de este procedimiento. Nota 2: Para el caso donde no se cuente con la curva del límite térmico del fabricante del motor de inducción, se puede construir una

estimación de la misma, considerando un valor seguro no mayor de 10 s a la corriente de rotor bloqueado (este dato es el tiempo de rotor bloqueado) y 100 s a 2 veces la corriente nominal, véase referencia [7] del capítulo 8 de este procedimiento.

- Elemento de tiempo corto.

Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar a un valor de 1.3 veces la corriente de rotor


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bloqueado.

Temporizador: Se recomienda ajustar con un tiempo de 0.300 s.

- Elemento instantáneo.

Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar a un valor de 1.5 veces la corriente de rotor

bloqueado, cuidando siempre de no exceder 13 veces la corriente nominal del motor, para no rebasar el valor máximo de sobrecorriente de corto circuito.

Nota: Debe tenerse la precaución de verificar si los valores de ajuste de arranque del elemento instantáneo y del elemento de tiempo corto

están en función de la corriente nominal o del ajuste de arranque del elemento de tiempo largo.

- Elemento de falla a tierra. Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar al valor mínimo permisible del relevador,

teniendo cuidado de verificar que la corriente de secuencia cero producida por la disposición geométrica de los cables cuando éste es de una longitud considerable (por ejemplo >100 m.), no exceda este valor.

Temporizador: Se recomienda utilizar un ajuste de 0.05 s a 0.1 s (no requiere coordinar).

Con este valor se asegura librar el transitorio por cierres asimétricos del interruptor y transitorios propios del sistema.

Nota: En el caso de relevadores digitales que tengan disponibles elementos de protección adicionales tales como, secuencia negativa,

secuencia de giro, rotor atascado (jam trip), pérdida de carga (load loss), factor de potencia, entre otros, es recomendable habilitarlos conforme a las recomendaciones del fabricante del motor y del fabricante del relevador.

6.4.3 Protección de alimentador de centro de control de motores de 480 V En el APÉNDICE A sección A.2.3 se muestra el diagrama unifilar típico y la carta de coordinación de protecciones de este punto:


- Sobrecorriente de estado - sólido o digital

b) Verificaciones Preliminares


- Verificar el Valor del módulo de intensidad nominal (rating-plug).


- Para los casos del uso de TC´s convencionales utilizados juntos con rating plug, verificar que el valor de este último sea igual o menor que la relación del TC.

- Verificar la adecuada ampacidad del cable de fuerza que alimenta al CCM (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos de 125 % de la suma de la corrientes de las cargas conectadas al CCM.

- Para el caso de utilización de resistencias limitadoras de corriente en el neutro del transformador de servicios propios de la S.E.U., verificar que en caso de aterrizamiento del alimentador del CCM, se alcance el valor mínimo de ajuste del arranque (pickup) del elemento de tierra, si se cuenta con el mismo. En caso contrario, anotar en el estudio que no es posible


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usar este elemento de tierra.


- Elementos de Protección Recomendados

Tiempo Largo

Tiempo Corto

Elemento de Tierra

c) Base del ajuste:

- Elemento de tiempo largo. Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con un valor de 1.10 a 1.30 veces la suma de las

corrientes nominales de todas las cargas del CCM.

Si el valor de ajuste calculado no sale exacto de acuerdo a los valores disponibles para ajuste, seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior.

Curva: En caso de tener la posibilidad selección de una curva, como las curvas I2t o I4t se

recomienda utilizar la curva I2t por ser la más adecuada.

Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el mayor interruptor termomagnético del CCM y que quede por debajo de la curva de daño del conductor del alimentador. Se recomienda iniciar con el valor de tiempo mínimo de la protección del interruptor del alimentador del CCM, verificando si cumple con la coordinación, dando prioridad a la curva del interruptor termomagnético.

- Elemento de tiempo corto. Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar a un valor de 8 veces el ajuste de arranque

del elemento de tiempo largo. Temporizador: Se recomienda ajustar con un tiempo de 0.300 s.

- Elemento instantáneo Arranque (pick-up): Se recomienda dejar bloqueada esta función. Sin embargo, en caso

de que se requiera habilitar se debe considerar el valor de la corriente de corto circuito en las barras del CCM y que no interfiera con los elementos instantáneos de los circuitos del CCM, es decir, si las curvas de coordinación se superponen.

- Elemento de falla a tierra.

Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar al valor mínimo permisible del relevador.

Temporizador: Se recomienda utilizar un ajuste de 0.25 s por arriba del elemento de falla

a tierra de los circuitos derivados del CCM (esto siempre y cuando se cuente con esta protección).


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Nota: Debe tenerse la precaución de verificar si los valores de ajuste de arranque del elemento instantáneo y de elemento de tiempo corto


6.4.4 Protección del interruptor de enlace de subestación eléctrica unitaria de 480 V

En el APÉNDICE A sección A.2.4 se muestra el diagrama unifilar típico y la carta de coordinación de este punto de coordinación de protecciones.

a) Equipo de protección.


b) Verificaciones Preliminares.


- Verificar el valor del módulo de intensidad nominal (rating-plug).



- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que enlaza las subestaciones unitarias (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos de 125 % de la suma de las corrientes del total de las cargas del bus a enlazar.

- Para el caso de utilización de resistencias limitadoras de corriente en el neutro del transformador de servicios propios de la S.E.U, verificar que en caso de aterrizamiento del cable de enlace o del bus de 480 V a enlazar, se alcance el valor mínimo de ajuste del arranque (pickup) del elemento de tierra, si se cuenta con el mismo. En caso contrario, anotar en el estudio que no es posible usar este elemento de tierra.

- En caso de utilizar un sistema digital de protección, detección y localización de fallas monofásicas (a tierra) en sistemas eléctricos de baja tensión, se debe habilitar las alarmas y disparos conforme al propio sistema, ya que el objetivo es que el sistema eléctrico siga operando aun cuando esté presente la falla a tierra para mantener la mayor confiabilidad y disponibilidad del sistema de auxiliares. Para mayor detalle referirse a la especificación CFE-G0100-28.

- Elementos de Protección Recomendados:

. Tiempo Largo

. Tiempo Corto

. Elemento de Tierra

c) Base del ajuste.

- Elemento de tiempo largo. Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con un valor de 1.20 a 1.30 veces la suma de las

corrientes nominales de todas las cargas del bus.

Si el valor de ajuste calculado no sale exacto de acuerdo a los valores disponibles para


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ajuste, seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior.

Curva: En caso de tener la posibilidad de selección de una curva, como las curvas I2t o I4t se recomienda utilizar la curva I2t por ser la más adecuada.

Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el ajuste

más alto de tiempo largo de los equipos de la unitaria considerando un margen de tiempo de coordinación de 0.25 s y que quede por debajo de la curva de daño del conductor del enlace.

- Elemento de tiempo corto. Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar a un valor de 8 veces el ajuste de arranque

del elemento de tiempo largo.

Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el ajuste más alto de tiempo corto de los equipos de la unitaria considerando un margen de tiempo de coordinación de 0.20 s y que quede por debajo de la curva de daño del conductor del enlace.

- Elemento instantáneo. Arranque (pick-up): Se recomienda dejar bloqueado el ajuste de esta función. Sin

embargo, en caso de que se requiera habilitar se debe considerar el valor corriente de corto circuito en las barras de la S.E.U. y que no interfiera con los elementos instantáneos de los circuitos de la S.E.U.; es decir, si las curvas de coordinación se superponen.

Nota I: Para el caso de la utilización de relevadores con la función de sobrecorriente de tiempo inverso 51G, se debe considerar para el

arranque (pickup) y para la coordinación de tiempo, los mismos criterios que los utilizados para el tiempo largo y seleccionar la curva que más se adecue para este objetivo, cuidando que la coordinación se cumpla para la falla trifásica máxima. Si el relevador cuenta con una unidad de tiempo definido, utilizar los mismos criterios que los utilizados para el elemento de tiempo corto. La unidad instantánea debe quedar bloqueada.

Nota II: Debe tenerse la precaución de verificar si los valores de ajuste de arranque del elemento instantáneo y de elemento de tiempo corto


- Elemento de falla a tierra.

Arranque (pick-up): se recomienda ajustar a 2.0 veces el valor mayor de arranque de los

circuitos derivados de la S.E.U.

Temporizador: se recomienda utilizar un ajuste de 0.20 s por arriba del elemento de falla a tierra del alimentador del CCM. Se debe verificar que con este ajuste de tiempo el elemento de tierra quede coordinado con cualquier circuito derivado de la S.E.U.

Nota: Para el caso de la utilización de relevadores con la función de sobrecorriente de tiempo inverso de corriente residual 51G, se debe considerar para el arranque (pickup) y para la coordinación de tiempo, los mismos criterios que los utilizados para el elemento de falla a tierra y seleccionar la curva que más se adecue para este objetivo, cuidando que la coordinación se cumpla para la falla monofásica máxima. Si el relevador cuenta con una unidad de tiempo definido, utilizar preferentemente este elemento. El elemento 50G debe dejarse bloqueado.

6.4.5 Protección de fase y de neutro del transformador de servicios propios (subestación eléctrica unitaria) devanado de baja.




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b) Verificaciones Preliminares.


- Verificar el Valor del módulo de intensidad nominal (rating-plug).



- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta al transformador de servicios propios con el alimentador principal de la S.E.U (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos de 125 % de la suma de las corrientes del total de las cargas de la S.E.U más la suma de las corrientes del total de las cargas del enlace.

- Para el caso de utilización de resistencias limitadoras de corriente en el neutro del transformador de servicios propios de la S.E.U, verificar que en caso de aterrizamiento de algún circuito derivado de la S.E.U, se alcance el valor mínimo de ajuste del arranque (pickup) del elemento de tierra, si se cuenta con el mismo. En caso contrario, anotar en el estudio que no es posible usar este elemento de tierra.


- Elementos de Protección Recomendados.

Tiempo Largo

Tiempo Corto

Elemento de Tierra (seleccionar si se debe residual, neutro).

c) Base del ajuste.

- Elemento de tiempo largo.

Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con un valor de 1.20 a 1.50 veces la In del transformador de servicios propios a capacidad máxima, verificando que este valor sea mayor al arranque del interruptor de enlace.

Si el valor de ajuste calculado no sale exacto de acuerdo a los valores disponibles

para ajuste, seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior. Curva: En caso de tener la posibilidad de selección de una curva, como las curvas

I2t o I4t se recomienda utilizar la curva I2t por ser la más adecuada. Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el

ajuste más alto de tiempo largo de los equipos de la S.E.U incluyendo el enlace, considerando un margen de tiempo de coordinación de 0.25 s para la falla trifásica


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máxima en el bus de 480 V. de la S.E.U.

- Elemento de tiempo corto.

Arranque (pick-up): se recomienda ajustar a un valor de 8 veces el ajuste de

arranque del elemento de tiempo largo, verificando que este valor sea mayor al arranque del interruptor de enlace.

Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el

ajuste más alto de tiempo corto de los equipos de la S.E.U incluyendo el enlace, considerando un margen de tiempo de coordinación de 0.20 s para la falla trifásica máxima en el bus de 480 V de la S.E.U.

- Elemento instantáneo.

Arranque (pick-up): Se recomienda dejar bloqueado el ajuste de esta función. Nota I: Para el caso de la utilización de relevadores con la función de sobrecorriente de tiempo inverso 51G, se debe considerar para el

arranque (pickup) y para la coordinación de tiempo, los mismos criterios que los utilizados para el tiempo largo y seleccionar la curva que más se adecue para este objetivo, cuidando que la coordinación se cumpla para la falla trifásica máxima. Si el relevador cuenta con una unidad de tiempo definido, utilizar los mismos criterios que los del elemento de tiempo corto. La unidad instantánea debe quedar bloqueada.

Nota II: Debe tenerse la precaución de verificar si los valores de ajuste de arranque del elemento instantáneo y de elemento de tiempo corto


- Elemento de tierra (residual).

Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar de 1.2 a 1.5 veces el valor mayor de arranque de los circuitos derivados de la S.E.U, incluyendo el enlace.

Temporizador: Se recomienda utilizar un ajuste de 0.20 s por arriba del elemento de falla a tierra de los circuitos derivados de la S.E.U. incluyendo el enlace. Se debe verificar que con este ajuste de tiempo, el elemento de tierra quede coordinado con cualquier circuito derivado de la S.E.U.

Nota: Para el caso de la utilización de relevadores con la función de sobrecorriente de tiempo inverso de corriente residual 51G, se debe

considerar para el arranque (pickup) y para la coordinación de tiempo, los mismos criterios que los utilizados para el elemento de falla a tierra y seleccionar la curva que más se adecue para este objetivo, cuidando que la coordinación se cumpla para la falla monofásica máxima. Si el relevador cuenta con una unidad de tiempo definido, utilizar preferentemente este elemento. El elemento 50G debe dejarse bloqueado.

- Elemento de tierra (neutro).

Para el caso que se cuente con la protección de sobrecorriente de neutro utilizando un TC en el neutro del transformador de la S.E.U se utilizaran los siguientes criterios de ajustes:

Arranque (pick-up): se recomienda ajustar de 0.25 a 0.40 veces la corriente nominal del

devanado de baja del transformador de servicios propios de la S.E.U a la capacidad máxima del mismo, cuidando que este valor sea igual o mayor al ajuste del elemento de tierra del interruptor principal de la S.E.U.

Temporizador: Se debe seleccionar una palanca (dial) tal que para una falla monofásica

máxima en el bus de 480 V opere con un tiempo de 1.0 segundo, cuidando que coordine con el tiempo de operación del interruptor principal de la S.E.U y que quede por debajo de la curva de daño tanto del conductor como del transformador, considerando para este último que la curva se afectara con un factor de 0.58 por la conexión Delta - Estrella.


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El valor de 0.58 es para considerar el cambio en la magnitud de la corriente de fase de la delta en relación a la estrella del transformador de servicios propios de la S.E.U. De manera que se pueda brindar protección de respaldo para aquellas fallas de fase a tierra en el sistema en las cuales por condiciones particulares se tienen corrientes en las fases de la estrella mayores a 3I0 que circulan por el neutro.

6.4.6 Protección de fase y de neutro del transformador de servicios propios (subestación eléctrica

unitaria) devanado de baja.



- Relevador de protección de sobrecorriente de estado sólido o digital.


- Verificar la clase y relación adecuada del transformador de corriente.

- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta al interruptor derivado del bus de media tensión con el transformador de servicio propios (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos el 125 % de la corriente nominal del devanado de baja del transformador de servicios propios de la S.E.U.


Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase.

Elemento de sobrecorriente instantáneo de fase.

Elemento de sobrecorriente residual (lado de media tensión).

c) Base del ajuste.

- Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase.

Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con un valor de 1.2 a 1.5 veces la In del transformador de servicios propios a capacidad máxima, verificando que este valor sea mayor al arranque del interruptor principal de 480 V. de la S.E.U.

Curva: Se recomienda utilizar la curva que más se adapte a los esquemas de protección aguas abajo. Preferentemente debe ser igual o más inversa que la utilizada en el interruptor de baja tensión de la S.E.U de 480 V.

Temporizador: Se debe seleccionar una palanca (dial) tal que para una falla trifásica

máxima en el bus de 480 V opere con un tiempo de 1.0 s, cuidando que coordine con el tiempo de operación del interruptor lado de baja y que quede por debajo de la curva de daño tanto del transformador de servicios propios de la S.E.U como del conductor que lo alimenta.

- Elemento de sobrecorriente instantáneo de fase. Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar al 140 % de la corriente de falla trifásica

máxima en el devanado de baja del transformador de servicios propios, referida al lado de media tensión, verificando que no sea menor a 16 veces la corriente nominal de


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transformador sin enfriamiento ni circulación forzada, en cuyo caso se debe utilizar ese valor.

- Elemento de sobrecorriente de tierra (residual) (devanado de baja).

Arranque (pick-up): se recomienda ajustar al valor mínimo disponible en el relevador de protección.

Temporizador: se recomienda utilizar un ajuste de 0.05 s a 0.1 s (no requiere coordinar). Con este valor se asegura librar el transitorio por cierres asimétricos del interruptor y transitorios propios del sistema.

6.4.7 Protección de fase y tierra de motor en media tensión.



- Relevador de protección de sobrecorriente o protección de motor, ambos de estado sólido o digital.



- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta al interruptor derivado del bus de media tensión con el motor (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos el 125 % de la corriente nominal

- Para el elemento de falla a tierra se debe ocupar TC de secuencia cero también llamado de ventana o de núcleo balanceado. No se recomienda utilizar el esquema de corriente residual calculada aunque donde no se tenga un TC de secuencia cero se puede utilizar este elemento.

- Elementos de Protección Recomendados: Elemento de sobrecarga térmica. Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase. Elemento de sobrecorriente instantáneo de fase. Elemento de sobrecorriente de tierra.

c) Base del ajuste.

- Elemento de sobrecarga térmica Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con 1.15 veces la corriente nominal (Inom) del

motor para motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la corriente nominal (Inom) del motor para motores con factor de servicio de 1.15 o más.

Curva: En caso de tener la posibilidad de selección de una curva, como las curvas I2t o I4t se recomienda utilizar la I2t por ser la más adecuada a las características del motor.

Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal, que libre el tiempo de

arranque del motor con corriente de rotor bloqueado y que al mismo tiempo quede por


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debajo, tanto de la curva de límite térmico del motor como de la curva de daño del conductor que lo alimenta. Como valor inicial se recomienda utilizar un valor entre el tiempo de arranque del motor y debajo de la curva de daño del motor a la corriente de rotor bloqueado.

Nota: Para valores precisos de corriente de rotor bloqueado, se recomienda verificar la información del fabricante del motor y en su defecto

consultar la referencia [3] del capítulo 8 de este procedimiento.

- Elemento de sobrecorriente de fase de tiempo inverso. Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con 1.15 veces la corriente nominal Inom del motor para

motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la corriente nominal Inom del motor para motores con factor de servicio de 1.15 o más.

Curva: Seleccionar la curva que más se adecue a la característica I2t.

Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que, libre el tiempo de arranque del motor con corriente de rotor bloqueado y que al mismo tiempo quede por debajo, tanto de la curva de límite térmico del motor como de la curva de daño del conductor que lo alimenta. Como valor inicial se recomienda utilizar un valor entre el tiempo de arranque del motor y debajo de la curva de daño del motor a la corriente de rotor bloqueado.

Nota: Para valores precisos de corriente de rotor bloqueado, se recomienda verificar la información del fabricante del motor y en su defecto véase la referencia [3] del capítulo 8 de este procedimiento.

- Elemento de sobrecorriente instantáneo de fase. Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar con dos pasos: el primero a 1.5 veces y el segundo

a 2.0 veces, ambos referidos a la corriente de rotor bloqueado.

Temporizador: Para el primer paso se utilizara un tiempo de 0.10 s y para el paso dos en forma instantánea.

- Elemento de sobrecorriente de tierra. Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar con dos pasos: el primero al 2 %, y el segundo al

20%, ambos referidos a la falla monofásica máxima en el bus de media tensión. Temporizador: Para el primer paso se utiliza un tiempo de 0.10 s y para el paso dos se

recomienda utilizar un ajuste de 0.05 s. Con este valor se asegura librar el transitorio por cierres asimétricos del interruptor y transitorios propios del sistema.

Nota: En el caso de relevadores digitales que tengan disponibles elementos de protección adicionales tales como, secuencia negativa,

secuencia de giro, rotor atascado (jam trip), pérdida de carga (load loss), factor de potencia, entre otros, es recomendable habilitarlos conforme a las recomendaciones del fabricante del motor y del fabricante del relevador.

6.4.8 Protección de fase y neutro del transformador de auxiliares devanado de baja. En el APÉNDICE A sección A.2.9 se muestra el diagrama unifilar típico y la carta de coordinación de este punto de coordinación de protecciones.



b) Verificaciones preliminares.



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- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta el secundario del transformador de auxiliares al interruptor principal del bus de media tensión (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos el 125 % de la corriente nominal del devanado de baja del transformador de auxiliares más la suma de las cargas del bus de media tensión a enlazar.

- Los ajustes del elemento del neutro están considerando que se cuenta con aterrizamiento a través de resistencia limitadora de corriente. En el caso de los transformadores que no cuenten con esta resistencia se considerara como un caso especial que requerirá otro criterio de ajuste. Se recomienda que todos los transformadores de auxiliares cuenten con esta resistencia limitadora de corriente.

- En el presente procedimiento no se está incluyendo la protección de sobrecorriente instantánea y temporizada del devanado de alta del transformador de auxiliares. Para la consulta y cálculo de estos ajustes referirse al procedimiento CFE G0100-07 “Ajustes de protecciones eléctricas de las unidades generadoras, transformadores de unidad e interruptores de potencia” en vigor.


Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase

Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro

c) Base del ajuste.

- Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase Este ajuste debe ser aplicado para cada devanado secundario o terciario con que cuente el transformador de auxiliares, siempre que estén en media tensión.

Arranque (pick-up): Debe ajustarse al 110 % de la corriente nominal del devanado de

media tensión que se esté considerando proteger a la máxima capacidad de enfriamiento con la máxima elevación de temperatura.

Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "muy inverso".

Temporizador: El ajuste de la palanca (dial) debe ser de tal forma que obtengamos 0.6 s a la máxima corriente de falla de cada secundario o terciario del transformador de auxiliares, cuidando que coordine con los elementos instantáneos de los circuitos derivados del bus de media tensión, así como que coordine con la corriente de rotor bloqueado del motor más grande, más la suma de las corrientes nominales al 100% de los demás motores.

La corriente de falla máxima se define en la siguiente expresión:

Dónde:

IfXA= Corriente de falla máxima trifásica en cada devanado secundario o terciario.

KVAXA base = Potencia base de cada devanado secundario o terciario del transformador sin enfriamiento ni circulación

forzada (enfriamiento tipo OA) en kVA.


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ZTHXA = Impedancia entre el devanado de alta tensión y cada devanado secundario o terciario del transformador

referida a los kVA base. En caso de que la impedancia del devanado secundario no esté referida a la potencia

del devanado secundario del transformador (sin enfriamiento ni circulación forzada, o sea enfriamiento tipo OA),

debe hacerse el cambio de la impedancia a esta nueva base. Para el caso en que la impedancia original (o la

equivalente una vez realizado el cambio de base) sea menor de 4 %, use un valor de 4 % como valor de ZTHXA.

kVXA base = Tensión nominal en media tensión del transformador en kV para cada devanado secundario o terciario

según aplique.

NOTA: Con los ajustes para un devanado terciario, la zona comprendida entre el interruptor de media tensión del terciario y el transformador

puede no resultar respaldada por las protecciones de alta tensión antes de alcanzar su curva de daño, por lo que se requiere que este

tipo de transformadores cuenten con un esquema de protección diferencial.

- Elemento de sobrecorriente de falla a tierra (neutro).

- Arranque (pick-up): El arranque de la protección de sobrecorriente de neutro temporizado en media tensión, debe ajustarse al 10 % de la máxima corriente de falla a tierra limitada por la resistencia de tierra la cual está definida por la siguiente ecuación:

Donde: IfXGA = Corriente de falla máxima a tierra. VXA = Tensión nominal entre fases de cada secundario o terciario del transformador de auxiliares en volts. RXA = Valor de la resistencia de aterrizamiento en el neutro de cada secundario o terciario del transformador de

auxiliares en Ohms.

- Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "moderadamente inversa".

- Temporizador: El ajuste de la palanca (dial), debe ser de tal forma que obtengamos 0.5 s a la máxima corriente de falla del transformador.

6.4.9 Protección de fase y tierra del Interruptor de enlace de Bus de Auxiliares en media tensión.




b) Verificaciones preliminares


- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que interconecta los buses de media tensión (por caída de tensión y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos el 125 % de la corriente nominal del devanado de baja del transformador de auxiliares más la suma de las cargas del bus de media tensión a enlazar.

- Verificar que el valor de corriente limitada por resistencias de aterrizamiento para el transformador de auxiliares y para el transformador de arranque sea igual.

- Elementos de protección recomendados:


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Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso residual

c) Base del ajuste.

Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase, este ajuste será aplicado para cada devanado secundario o terciario con que cuente el transformador de auxiliares.

- Arranque (pick-up): debe ajustarse al valor que resulte mayor de los siguientes casos: La suma de las cargas del bus de media tensión propio mas la corriente de arranque del

motor más grande, considerando que el flujo de potencia va del transformador de arranque hacia la unidad.

La suma de las cargas de los buses de media tensión a enlazar (bus común más bus propio de otra unidad que se alimente del mismo transformador de arranque), considerando la posibilidad de que el flujo vaya desde la unidad hacia el bus de comunes y el bus de media tensión de otra unidad.

El valor debe ser menor o igual al 110 % de la corriente nominal del devanado de media tensión del transformador de auxiliares que se esté considerando proteger a la máxima capacidad de enfriamiento con la máxima elevación de temperatura (con la finalidad de coordinar con el interruptor de media tensión del transformador de auxiliares).

- Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "muy inverso".

- Temporizador: Previendo la circunstancia que el flujo de energía en el interruptor de enlace es bidireccional, el ajuste de la palanca (dial) debe ser de tal forma que obtengamos 0.4 s con falla trifásica máxima en el bus de media tensión enlazado tomando como fuente el transformador de auxiliares para que coordine con el interruptor principal del bus de media tensión (devanado de baja del transformador de auxiliares), verificando que tiempo se obtiene para el caso de falla en bus de media tensión propio alimentado desde el transformador de arranque, ya que este no debe perder coordinación con el interruptor de media tensión del transformador de arranque.

Nota: Se debe cuidar que coordine con los elementos instantáneos de los circuitos derivados de los buses de media tensión (propio y enlazado), así como que coordine con la corriente de rotor bloqueado del motor más grande, más la suma de las corrientes nominales al 100% de los demás motores de los buses propios o enlazados.

- Elemento de sobrecorriente de falla a tierra.

Arranque (pick-up): El arranque de la protección de sobrecorriente de neutro temporizado en media tensión, debe ajustarse al 10 % de la máxima corriente de falla a tierra limitada por la resistencia de tierra la cual está definida por la siguiente ecuación:

Dónde:

IfXGA = Corriente de falla máxima a tierra.

VXA = Tensión nominal entre fases del secundario del transformador de auxiliares en volts.

RXA = Valor de la resistencia de aterrizamiento en el neutro del secundario del transformador de auxiliares en Ohms.

Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "moderadamente inversa".

Temporizador: Previendo la circunstancia que el flujo de energía en el interruptor de


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enlace es bidireccional, el ajuste de la palanca (dial) debe ser de tal forma que obtengamos 0.3 s con falla monofásica máxima en el bus de media tensión enlazado tomando como fuente el transformador de auxiliares para que coordine con el relevador 51N del transformador de auxiliares.

Se debe cuidar que coordine con los elementos instantáneos de tierra (50G) de los

circuitos derivados de los buses de media tensión (propio y enlazado). 6.4.10 Protección de fase y neutro del transformador de arranque devanado de baja.






- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta el secundario del transformador de arranque al interruptor principal del bus común de media tensión (por caída de tensión y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos el 125 % de la corriente nominal de cada devanado del secundario del transformador de arranque.

- Los ajustes del elemento del neutro están considerando que se cuenta con aterrizamiento a través de resistencia limitadora de corriente. En el caso de los transformadores de arranque que no cuenten con esta resistencia limitadora se considera como un caso especial que requiere otro criterio de ajuste. Se recomienda que todos los transformadores de arranque cuenten con esta resistencia limitadora de corriente.

- En el presente procedimiento no se está incluyendo la protección de sobrecorriente instantánea y temporizada del devanado de alta del transformador de arranque. Para la consulta y cálculo de estos ajustes referirse al procedimiento CFE-G0100-07 “Ajustes de protecciones eléctricas de las unidades generadoras, transformadores de unidad e interruptores de potencia” en la sección de Transformador de Auxiliares.


Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase. Dos elementos de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro.

c) Base del ajuste

Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase, este ajuste debe ser aplicado para cada devanado secundario o terciario con que cuente el transformador de arranque.

- Arranque (pick-up): debe ajustarse al 110 % de la corriente nominal del devanado de baja tensión que se esté considerando proteger a la máxima capacidad de enfriamiento con la máxima elevación de temperatura

- Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "muy inverso".

- Temporizador: El ajuste de la palanca (dial) debe ser de tal forma que obtengamos 0.6 s a la máxima corriente de falla de cada secundario o terciario del transformador de arranque,


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cuidando que coordine con los elementos instantáneos de los circuitos derivados del bus común de media tensión, así como que coordine con la corriente de rotor bloqueado del motor más grande, más la suma de las corrientes nominales al 100 % de los demás motores. Así mismo debe cuidarse que no haya pérdida de coordinación con el interruptor de enlace debido a su naturaleza bidireccional.

La corriente de falla máxima se define en la siguiente expresión:

Dónde:

IfXA = Corriente de falla máxima trifásica en cada devanado secundario o terciario.

KVAXA base = Potencia base de cada devanado secundario o terciario del transformador de arranque sin enfriamiento

ni circulación forzada (enfriamiento tipo OA) en kVA.

ZTHXA = Impedancia entre el devanado de alta y cada devanado secundario o terciario del transformador referida a los

kVA base. En caso de que la impedancia del devanado secundario no esté referida a la potencia del devanado

secundario del transformador (sin enfriamiento ni circulación forzada, o sea enfriamiento tipo OA), debe

hacerse el cambio de la impedancia a esta nueva base. Para el caso en que la impedancia original (o la

equivalente una vez realizado el cambio de base) sea menor de 4 %, use un valor de 4 % como valor de ZTHXA.

kVXA base = Tensión nominal en media tensión del transformador en kV para cada devanado secundario o terciario

según aplique.

NOTA: Con los ajustes para un devanado terciario, la zona comprendida entre el interruptor de media tensión del terciario y el transformador

puede no resultar respaldada por las protecciones de alta tensión antes de alcanzar su curva de daño, por lo que se requiere que este

tipo de transformadores cuenten con un esquema de protección diferencial.

- Elemento de sobrecorriente de falla a tierra (neutro).

Para el caso del transformador de arranque se considera que el aterrizamiento en el devanado de baja es por una resistencia limitadora, mientras que el aterrizamiento en el devanado de alta es sólido, motivo por el cual se recomienda utilizar dos pasos (o dos relevadores) de sobrecorriente de neutro de media tensión, el primero para disparar el interruptor de media tensión y el segundo para disparar el interruptor del lado de alta tensión, ya que la falla a tierra aguas arriba del interruptor de media tensión, no sería respaldada por el relevador 51N del lado de alta.

Para el ajuste del elemento de neutro del devanado de alta del Transformador de Arranque, se recomienda utilizar el mismo criterio que para el 51N de Transformador Principal, descrito en el procedimiento CFE-G0100-07 “Ajustes de protecciones eléctricas de las unidades generadores, transformadores de unidad e interruptores de potencia”.

Arranque (pick-up): El arranque del primer paso (o primer relevador) de la protección de sobrecorriente de neutro temporizado en media tensión, debe ajustarse al 10 %, y el segundo paso (o segundo relevador) al 30 %, ambos referidos a la máxima corriente de falla a tierra limitada por la resistencia de tierra la cual está definida por la siguiente ecuación:

Dónde:


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IfXGA = Corriente de falla máxima a tierra.

VXA = Tensión nominal entre fases de cada secundario del transformador de arranque en volts.

RXA = Valor de la resistencia de aterrizamiento en el neutro de cada secundario del transformador de arranque en Ohms.

Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "moderadamente inversa".

Temporizador: El ajuste de la palanca (dial), debe ser de tal forma que obtengamos 0.5 s a la máxima corriente de falla del transformador de arranque para el primer paso y 0.75 s para el segundo paso.

6.4.11 Protección por bajo voltaje en bus de media tensión (27M)

Esta protección tiene la función de prevenir una operación de motores a bajos niveles de tensión, así como la prevención de un arranque simultáneo de motores ante la transferencia de auxiliares por tensión residual descrito en el procedimiento CFE G0100-18 “Transferencia de Servicios Auxiliares de media tensión en Centrales generadoras”.


- Relevador de baja tensión (27) de cualquier tipo de tecnología.


- Características: Relevador electromecánico con rango de 55 V a 140 V que permita la operación continúa a 120 V. y con curva de tiempo inverso.

- Características: Relevador de estado sólido o digital con rango de 1 V a 150 V que permita la operación continúa a 120 V y con curva de tiempo inverso o de tiempo definido.

c) Base del ajuste.

- Arranque (pick up): Se recomienda un paso a 0.90 V nom para alarma y un paso de disparo a 0.65 V nom

- Temporizador: Para la alarma debe usarse un tiempo de 5 s.

- Para el disparo debe usarse uno de los dos siguientes criterios (escoger el valor mayor de las dos):

. t ≥ 3 s para V = 0 (para que no opere en fallas externas).

. Δt = 1.0 s sobre tiempo que le lleva al bus bajar a 0.30 V nom en transferencia lenta.

. Como valor inicial usar t = 5 s para V = 0.30 V nom y confirmar con pruebas de

transferencia de auxiliares. Para la palanca del relevador electromecánico en caso de estar utilizando este tipo de tecnología, se debe buscar el valor que cumpla con los criterios arriba descritos.

6.4.12 Sistema de cambio de auxiliares en media tensión.

a) Equipo de protección Relevadores que conforman el sistema para cambio de auxiliares (Motor Bus Transfer).



GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

25 de 37

160823 Rev

Las indicadas en la especificación CFE-G0100-18 “Sistema de Transferencia de Servicios Auxiliares de Media Tensión en Centrales Generadoras”.

c) Base del ajuste.

Para los ajustes de este sistema referirse a la especificación CFE-G0100-18 “Sistema de Transferencia de Servicios Auxiliares de Media Tensión en Centrales Generadoras”.

6.4.13 Sistema de protección contra arco eléctrico en media y baja tensión.


Relevadores que conforman el sistema de protección contra arco eléctrico para media y baja tensión.


Son las indicadas en la especificación CFE G0100-08. c) Base del ajuste

Para los ajustes de este sistema referirse a la especificación CFE G0100-08.

7 Condiciones de Seguridad Industrial. No Aplica.

8 Bibliografía [1] ANSI C37.10-2005 Application Guide for AC High-Voltage Circuit Breakers [2] ANSI C37.96-2012 Guide for AC Motor Protection. [3] IEEE STD 242-2001 Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial

and Commercial Power Systems. [4] ANSI C37.13- 2008 Standard for low voltage AC power circuit breakers, used in

enclosures. [5] CFE-W6000-14-2004 Motores Eléctricos Trifásicos de inducción de Alta Tensión con Rotor

Tipo Jaula de Ardilla en Potencias de 149 kW y Menores. [6] CFE-W6200-21-1994 Motores Eléctricos de Inducción con Rotor en Circuito Corto (Jaula de

Ardilla) en Potencias de 148 kW y Menores. [7] NEMA MG 1-2011 Motors and Generators.


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

26 de 37

160823 Rev

APENDICE A (Informativo)

Diagrama Unifilar Típico de puntos de Coordinación.

A.1 Se muestran en el siguiente diagrama los puntos de coordinación indicados en la sección 6.4, con objeto de clarificar el punto sobre el cual se están estableciendo los criterios de ajuste.

M

M

M

41

M

M

SISTEMA DE

TRANSFERENCIA DE

AUXILIARES

(MOTOR BUS

TRANFER)

ARCO

ELECTRICO

2 3 4*

5

6 7

8

9*

10

11

12

13

7 6

5

4* 2 3

1 1

TRANSFORMADOR

DE ARRANQUE

TRANSFORMADOR

PRINCIPAL

TRANSFORMADOR DE

AUXILIARES

BUSES DE MEDIA

TENSION2.4 / 4.16 / 6.9 / 7.2 / 13.8 KV

BUSES DE

BAJA TENSION

480 VOLTS

CENTRO DE CONTROL

DE MOTORES CCM

TRANSFORMADOR DE

SERVICIOS PROPIOS

(SUBESTACION UNITARIA)

TRANSFORMADOR DE

SERVICIOS PROPIOS

(SUBESTACION UNITARIA)

CENTRO DE CONTROL

DE MOTORES CCM

9*

MOTOR DE

MEDIA TENSION

MOTOR DE

BAJA TENSION

MOTOR DE

BAJA TENSION

MOTOR DE

BAJA TENSION

MOTOR DE

BAJA TENSION

T.P.T.P.

T.P.

BUS DE ALTA TENSION

34.5 / 69 / 115 / 230 / 400 KV

GENERADOR

ELECTRICO

TRANSFORMADOR

DE EXCITACION

M

MOTOR DE

MEDIA TENSION51

N51

N

51

NX

51

NH

51

N

27

M

51

N

9* NORMALMENTE EXISTE UN SOLO INTERRUPTOR Y UN DUMMY BREAKER, EN

CASO DE EXISTIR DOS INTERRUPTORES Y SI LA UNIDAD ESTA SINCRONIZADA, EL

INTERUPTOR DEL BUS DE ARRANQUE DEBERÁ ESTAR NORMALMENTE CERRADO

4* EXISTEN CASOS EN QUE HAY DOS INTERRUPTORES, UN SOLO

INTERRUPTOR Y UN DUMMY BREAKER, O SOLAMENTE UN INTERRUPTOR.

DEBERÁ REVISARSE EL ARREGLO DE LA PLANTA EN DETALLE.

BUS DE GENERACION

6.9 / 13.8 / 15 / 16 / 20 KV


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

27 de 37

160823 Rev

A.2 Cartas de Coordinación de Protecciones típicas. A continuación se muestran los diagramas unifilares típicos y las cartas de coordinación de protecciones para cada punto de coordinación. A.2.1 Coordinación de Protección de Motores alimentados desde los Centros de Control de Motores de

480 V.

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100000

100000

2

2

3

3

4

4

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.07 .07

.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.7 .7

1 1

2 2

3 3

4 45 5

7 7

10 10

20 20

30 30

40 4050 50

70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700

1000 1000

CURRENT IN AMPERES X 10 AT 480 VOLTS


TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

MOTOR 480VCURVA DE ARRANQUE

CURVA DE DAÑODEL CABLE DE POTENCIA HACIA

INTERRUPTOR_CCMCURVA DE LOSELEMENTOS DE PROTECCION

INTERRUPTOR_CCM34853A

BUS_S.E.

CCM 480V

MOTOR 480V

120 kWInduction

West DS-4161600/1200


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

28 de 37

160823 Rev

A.2.2 Coordinación de Protección de Motores alimentados desde una Subestación Eléctrica Unitaria de 480 V

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.07 .07

.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.7 .7

1 1

2 2

3 3

4 45 5

7 7

10 10

20 20

30 30

40 4050 50

70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700

1000 1000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

MOTOR 480V120kWInduction

CURVA DE DAÑOCABLE DE POTENCIAHACIA EL MOTOR

INTERRUPTOR_CCMCURVA DE LA PROTECCION DEL INTERRUPTOR DEL CCM_480V


CURVA DE LAPROTECCION DEL INTERRUPTORPRINCIPAL DE LA SUBESTACIONUNITARIA.

52-11-0227225A

1XB1 BT20941A

CURVA DE LA PROTECCION DIGITALDEL INTERRUPTORPRINCIPAL DE LASE. U.

1XB1 BT

BUS_S.E.

CCM 480V

MOTOR 480V

120 kWInduction

West DS-4161600/840

West DS-4202000/1400

2000/551


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

29 de 37

160823 Rev

A.2.3 Coordinación de Protección de Alimentador de Centro de Control de Motores de 480 V.

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100000

100000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.07 .07

.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.7 .7

1 1

2 2

3 3

4 45 5

7 7

10 10

20 20

30 30

40 4050 50

70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S


CURVA DE DAÑOCABLE DE ´POTENCIADEL CCM AL MOTOR

CURVA DE LA PROTECCION DEL INTERRUPTOR DEL BUS DE ENLACE.

52-112-0236382A

INTERRUPTOR_CCMCURVA DE LA PROTECCIOIN DEL INTERRUPTOR CCM_480V


BUS_S.E.1B2

CCM 480V

MOTOR 480V

120 kWInduction

OPEN

West DS-4161600/1600

West DS-4161600/600


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

30 de 37

160823 Rev

A.2.4 Coordinación de Protección del Interruptor de Enlace de Subestación Eléctrica Unitaria de 480 V

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100000

100000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.07 .07

.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.7 .7

1 1

2 2

3 3

4 45 5

7 7

10 10

20 20

30 30

40 4050 50

70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S


CURVA DE DAÑOCABLE DE ´POTENCIADEL CCM AL MOTOR

CURVA DE LA PROTECCION DEL INTERRUPTOR DEL BUS DE ENLACE.

52-112-0236382A

INTERRUPTOR_CCMCURVA DE LA PROTECCIOIN DEL INTERRUPTOR CCM_480V


BUS_S.E.1B2

CCM 480V

MOTOR 480V

120 kWInduction

OPEN

West DS-4161600/1600

West DS-4161600/600


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

31 de 37

160823 Rev

A.2.5 Coordinación de Protección de fase y de neutro del Transformador de Servicios Propios

(Subestación Eléctrica Unitaria) devanado de baja (desde transformador de arranque).

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100000

100000

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.07 .07

.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.7 .7

1 1

2 2

3 3

4 45 5

7 7

10 10

20 20

30 30

40 4050 50

70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S


CCM-1CACURVA DE DAÑOCABLE DE POTENCIAHACIA EL MOTOR DELCCM_480V

CURVA DE LA PROTECCION DEL INTERRUPTOR DEENLACE HACIA LA SUBESTACION UNITARIA

52-112-0236382A

CURVA DE LA PROTECCION DEL INTERRUPTOR PRINCIPAL DELBUS DE ENLACE.

52-12-0228196A

INTERRUPTOR_CCMCURVA DE PROTECCION DEL INTERRUPTOR DEL MOTOR DEL CCM_480V.


1XB2 BT21680A

CURVA DE PROTECCIONDEL RELEVADOR DIGITALDEL INTERRUPTORPPAL. DE LA SUBESTACION DE ENLACE

1XB2 BT

BUS_S.E.1B2

CCM 480V

MOTOR 480V

120 kW

Induction

OPEN

West DS-416

1600/1600West DS-420

2000/2000

West DS-416

1600/600

2000/551


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

32 de 37

160823 Rev

A.2.6 Coordinación de Protección de fase y de neutro del Transformador de Servicios Propios (Subestación Eléctrica Unitaria) devanado de baja (desde transformador de arranque).

CURRUNT UN AM PERES X 100 AT 480 VOLTS

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

2

2

3

3

4

4

5

5

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.07 .07

.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.7 .7

1 1

2 2

3 3

4 45 5

7 7

10 10

20 20

30 30

40 4050 50

70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

SCURVA DE ARRANQUE DEL MOTOR DEL CCM

TR ENL1250 / 1438 kVA6.25%

TR ENL1250 / 1438 kVAINRUSH

CURVA DE DAÑO DEL CABLEDE POTENCIA DEL TRANSF. AL BUS DE ENLACE

CURVA DE DAÑO DEL CABLE DEL MOTOR DEL CCM-480V

CURVA DE LA PROTECCIONDEL INTERRUPTOR DE ENLACE DE LA SUBESTACION DE ENL.

52-112-0224655A

INTERRUPTOR_CCMCURVA DE PROTECCION DEL INTERRUPTOR DEL CCM


CURVA DEL INTERRUPTOR PRINCIPAL DE LA SUBESTACION DE ENLACE.

52-12-0221060A

1XB2 BT18777A

CURVA DEL RELEVADOR DIGITAL DEL TRANSFORMADOR EN 4.16KV

1XB2 - 51/5025056A

CURVA DE LA PROTECCION DIGITAL 50/51 DEL INTERRUPTOR LADO ALTA DEL TRANSFORMADOR_4.16.

1XB2 - Inst25056A

CURVA DE OPERACION DE LA PROTECCION DIGITAL 50/51_DEL INTERRUPTOR PRINCIPAL DE ENLACE POR 480V.

BUS 1A1

BUS_S.E. BUS ENLACE

CCM 480V

MOTOR 480V

170 kW

Induction

TR ENL

1250 / 1438 kVA

4.16 - 0.48 kV

6.25%

OPEN

West DS-416

1600/1600

West DS-206

800/300

West DS-420

2000/2000

West 50-DHP-350

1200A

2000/5

300/5

50/5

51

5150

50G


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

33 de 37

160823 Rev

A.2.7 Coordinación de Protección de fase y de neutro del Transformador de Servicios Propios (Subestación Eléctrica Unitaria) devanado de baja (desde transformador de auxiliares).

.8

.8

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

100

100

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

1000

1000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10000

10000

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

.01 .01

.02 .02

.03 .03

.04 .04

.05 .05

.07 .07

.1 .1

.2 .2

.3 .3

.4 .4

.5 .5

.7 .7

1 1

2 2

3 3

4 45 5

7 7

10 10

20 20

30 30

40 4050 50

70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700

1000 1000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

INT. PPAL 48018341A

INT. PPAL 480West Amptector LSIGSensor = 2000Tap = 2000Cur Set = 1 (2000A)LT Band = 4STPU = 4 (8000A)


INTERRUPTOR_CCMWest DT 810Frame = 300Plug = 300

152-11111 - 300 kcmil CU

CCM-1CA1 - 350 kcmil CU

S.UNITARIA1250 / 1438 kVA6.5%

S.UNITARIA1250 / 1438 kVAINRUSH

TX-AUX-U113440 / 17920 kVA8.53%

TX-AUX-U113440 / 17920 kVAINRUSH

152-1115397A

1XB1 BT18136A

1XB1 BTSchweitzer SEL-38751P/50P IEEEU4, US Extremely Inv.CT Ratio = 2000/551P Pickup = 3.7 (1480A)

TX-AUX-U1387A-AT82942A

TX-AUX-U1387A-ATSchweitzer SEL-38751P/50P IEEEU2, US InverseCT Ratio = 1000/551P Pickup = 5 (1000A)Time Dial = 1.8550P Pickup = 41.4 (8274A)

1XB125259A

1XB125259A

1XB1 - 51/50Schweitzer SEL-38751P/50P IEEEU4, US Extremely Inv.CT Ratio = 300/5

1XB1 - InstSchweitzer SEL-38751P/50P IEEEU4, US Extremely Inv.CT Ratio = 300/551P Pickup = 4.9 (294A)Time Dial = 1550P Pickup = 85.4 (5123A)

MOTOR 480V170kWInductionFull Voltage

BUS U1

BUS 1A1

BUS_S.E.

CCM 480V

MOTOR 480V

170 kWInduction

S.UNITARIA1250 / 1438 kVA4.16 - 0.48 kV6.5%

TX-AUX-U113.44 / 17.92 MVA15 - 4.16 kV8.53%

West 50-DHP-3503000A

West 50-DVP-2501200A

West DS-4202000/2000

West DS-206800/300

3000/5

2000/5

1000/5

50/5

300/5

50/5

51

51

5150

51G

5150

50G


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

34 de 37

160823 Rev

A.2.8 Coordinación de Protección de fase y tierra de Motor en media tensión.

4

4

5

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30 30

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100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700

1000 1000



TIM

E I

N S

EC

ON

DS

TIM

E I

N S

EC

ON

DS

CURVA DE ARRANQUE DEL MOTOR 4.16KV.

TX-AUX-CURVA DE DAÑO DEL TRANSFORMADOR AUXILIAR.

TX-AUX-U113440 / 17920 kVAINRUSH

TX-AUX-U1FLA

CURVA DE DAÑO DEL CABLE DEL TRANSFORMADOR DE LA S.U.

BBA 1P12B25012A

BBA 1P12B - 50P125012A

BBA 1P12B - 50P225012A

BBA 1P12B - 50JAM_481A

152-1115397A

BBA 1P12B 8719394A

TX-AUX-U1387A-AT82942A

CURVA DE OPERACION DEL 50-1 INSTANTANEO PROTECCION DIGITAL DEL MOTOR 4.16KV.

BBA 1P12B - 50P1

CURVA DE OPERACION DEL 50-2 INSTANTANEO PROTECCION DIGITAL DEL MOTOR 4.16KV.

BBA 1P12B - 50P2

TX-AUXCURVA DE OPERACION 50/51 DEL RELEVADOR DIGITAL DEL TRANSFORMADOR AUXILIAR.

TX-AUX-U1387A-AT

BUS U1

BUS 1A1

BAA 1B

1865 kWInduction

TX-AUX-U113.44 / 17.92 MVA15 - 4.16 kV8.53%



400/5

50/5

3000/5

400/5

1000/5

50/5

4950

50G

51

87

5150

51G


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

35 de 37

160823 Rev

A.2.9 Coordinación de Protección de fase y neutro del Transformador de Auxiliares devanado de baja.

3

3

4

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30 30

40 4050 50

70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700

1000 1000

2000 2000

3000 3000



TIM

E IN

SE

CO

ND

S

TIM

E IN

SE

CO

ND

S

MOTOR 4.16KVCURVA DE ARRANQUE DEL MOTOR

CURVA DE DAÑO DEL CABLE DEL INT. DE ENLACE.

CURVA DE DAÑO DEL CABLE DEL MOTOR DE 4.16KV

BBA 1P12A - 50P143513A

BBA 1P12A - 50P243513AR-1

22394A

152-12R0142800A

BBA 1P12A - 50P1CURVA 1 DE OPERACION DEL RELEVADOR DEL ELEMENTO INSTANTANEODEL MOTOR DE 4.16KV

BBA 1P12A - 50P1

BBA 1P12A - 50P2Schweitzer SEL-701 RATING50CT Ratio = 400/5Tap = 45.9 (3674A)Inst = 44.1 (3525A)

BBA 1P12A - 50P2

152-12R01Westinghouse CO-851/50InverseCT Ratio = 3000/5Tap = 4 (2400A)Time Dial = 2.8Instantaneous = Disabled

152-12R01

BUS 4.16KVBUS ARRQ 4.16KV

MOTOR 4.16KV

1865 kW

Induction

West 50-DHP-350

1200A

OPEN West 50-DHP-350

3000A

400/5

50/5

400/5

3000/5

4950

50G

87

5150

CO-8


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

36 de 37

160823 Rev

A.2.10 Coordinación de Protección de fase y tierra del Interruptor de enlace de Bus de Auxiliares en media tensión.

5

5

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70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700

1000 1000



TIM

E I

N S

EC

ON

DS

TIM

E I

N S

EC

ON

DS

MOTOR 4.16KVCURVA DE ARRANQUE DELMOTOR

TX-ARRANQ.10.3% on16800 kVA

TX-ARRANQ.16800 / 22400 kVAINRUSH

ENLACECURVA DE DAÑO CABLE DE POTENCIA DEL INT. ENLACE AL DUMMY BREAK

CURVA DE DAÑO DEL MOTOR DE 4.16KV.

R-119394A

152-12R0122665A

387-TARRU12-AT-FSchweitzer SEL-387CURVA DE OPERACION DE LA PROTECCION DEL TRANSFORMADOR DE ARRANQUE.

387-TARRU12-AT-F7784A

351A-ENLACE51/50 IEEECURVA DE OPERACION DEL RELEVADOR DIGITAL DEL INT. DE ENLACE

152-12R0151/50CURVA DE OPERACIONMUY INVERSA DE LA PROTECCION DIGITAL DEL INT. DE ENLACE

PLD230-U1U2

BUS 4.16KV

BUS ARRQ 4.16KV

TERCIARIO TX ARR

MOTOR 4.16KV

1865 kWInduction

TX-ARRANQ.16.8 / 16.8 / 16.8 MVA230 - 4.16 - 4.16 kV


OPEN West 50-DHP-3503000A


400/5

50/5

400/5

3000/5

100/5

3000/5

3000/5

600/5

150/5

50/5

4950

50G

87

5150

CO-8

51N50N

51G

51F50F

51F

51FX

51F50F 50N

51GX

51GY


GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-31

37 de 37

160823 Rev

A.2.11 Coordinación de Protección de fase y neutro del transformador de arranque devanado de baja.

3

3

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3 3

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20 20

30 30

40 4050 50

70 70

100 100

200 200

300 300

400 400500 500

700 700

1000 1000

2000 2000



TIM

E I

N S

EC

ON

DS

TIM

E I

N S

EC

ON

DS

CURVA DE ARRANQUE MOTOR DE 4.16KV_BUS DE ARRANQUE 4.16

TX-ARRANQ.CURVA DE DAÑO DEL TR ARRANQ

TX-ARRANQ.16800 / 22400 kVAINRUSH

ENLACE 12ARCURVA DE DAÑO DEL CABLE DEL INT. ENLACE HACIA BUS DE AUXILIARES.

CURVA DE DAÑO CABLE DEL MOTOR 4.16KV

1P12C AGUA AL 8718963A

387-TARRANQ-AT-FCURVA DE OPERACION 50/51 DE LA PROTECCION DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR DE ARRANQUE.

387-TARRU12-AT-F8988A

R-1940077A

R-19 - 50P140077A

R-19 - 50P240077A

R-19 - 50JAM478A

R-19 - 50P1CURVA DE OPERACION 50 DEL RELEVADOR DIGITAL DEL MOTOR DE 4.16_BUS DE ARRANQ.

R-19 - 50P2CURVA DE OPERACION 50 DEL RELEVADOR DIGITAL DEL MOTOR DE 4.16_BUS DE ARRANQ.

PLD230-U1U2

BUS 4.16KV

BUS ARRQ 4.16KV

TERCIARIO TX ARR

BAA 1C

1865 kW

Induction

TX-ARRANQ.

16.8 / 16.8 / 16.8 MVA

230 - 4.16 - 4.16 kV

OPEN West 50-DHP-350

3000A West 50-DHP-350

3000A

West 50-DHP-350

1200A

3000/5

400/5

100/5

3000/5

3000/5

400/5

50/5

600/5

150/5

50/5

5150

CO-8

51N50N

87

51G

51F50F

51F

51FX

4950

50G

51F50F 50N

51GX

51GY

W1

W1

W3

W2

SEL-501-2

SEL-501-2

MÉXICO - CFE4.11 Elemento Instantáneo Elemento de protección que no tiene retardo intencional de...

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