II.-MOTIVACIÓN DEL PROYECTO

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1 I.- INTRODUCCIÓN El desarrollo tecnológico de las sociedades va asociado a una mayor demanda de la energía eléctrica. Para poder satisfacer este aumento en la demanda de la electricidad es necesario ampliar los sistemas de energía eléctrica, los cuales se encargan de la producción, transporte y distribución de la electricidad hasta los distintos consumidores. Estos sistemas de energía eléctrica están formados por tres subsistemas: - Sistema de generación: centrales que generan energía eléctrica a partir de energías primarias. - Sistema de transporte (transmisión en México): se encarga de transportar a alta o muy alta tensión la electricidad producida en las centrales de generación. Unos puntos críticos de estos sistemas, al ser los centros donde se conectan distintas líneas de la red de transporte, son las subestaciones de transporte o transmisión. - Sistema de distribución: se encarga de distribuir la energía eléctrica entre los distintos consumidores. Este creciente desarrollo (crecimiento e interconexión) de los sistemas de transporte o transmisión de energía eléctrica, provocado por el aumento en la demanda de electricidad, supone una mayor complejidad de los mismos y, por tanto, conlleva una serie de necesidades relacionadas con el control, protección y medida de los elementos de sus subestaciones: - Necesidad de control de los distintos elementos de una subestación de transporte: así, por ejemplo, es necesario poder modificar la relación de transformación de los transformadores de potencia o poder conectar/desconectar las bancadas de condensadores de la subestación con el fin de regular las tensiones y los flujos de potencia reactiva. - Además, es obvio que este control no debe poder realizarse únicamente in situ mediante operarios que se desplacen a la subestación, ya que estos desplazamientos pueden llegar a ser largos, lo que supondría largos tiempos de averías y, por tanto, unas pérdidas importantes en el suministro, sino que debe poder llevarse a cabo a través de computadores situados en centros alejados de la misma. Esto exige un sistema de comunicaciones rápido y eficiente.

2 - Necesidad de un sistema de protección seguro, es decir, que siempre que deba actuar actúe, y selectivo, es decir, que no actúe si no tiene que actuar. - Necesidad de un buen sistema de medida, fundamental para el correcto funcionamiento de los dos sistemas anteriores: sistema de control y sistema de protección. - Necesidad de que las funciones anteriores puedan realizarse de manera automática dentro de la subestación. Para satisfacer estas necesidades se utilizan: un sistema de protección, un sistema de medida y un sistema de control. En los últimos 0 años se ha producido un importante desarrollo en estos sistemas en dos vertientes: - Automatización de los sistemas: para ello el factor clave es la implantación progresiva de tecnología digital basada en microprocesadores y técnicas numéricas de proceso de señal en los equipos de protección, control y medida. - Integración de las funciones: se basa en la utilización de un mismo canal de comunicaciones para los distintos sistemas (protección, control y medida), en la existencia de un único software y en el empleo de equipos multifunción, capaces de realizar distintas funciones de protección, control y medida. La automatización de los sistemas y la integración de las funciones aportan las siguientes ventajas: - Reducción del cableado entre componentes: lo que supone, en primer lugar, una mayor claridad en el diseño y a la hora de reparar algún componente de la subestación y, en segundo lugar, un abaratamiento en los costes de la instalación. - Aumento de las capacidades de registro: lo cual proporciona un seguimiento más amplio de todos los elementos de la subestación. - Desarrollo y abaratamiento de los sistemas de comunicación: lo cual nos proporcionará un mayor control sobre todas las instalaciones eléctricas, mediante un acceso más rápido y eficiente a los distintos dispositivos de protección, control y medida. 2

3 Otro aspecto importante en este desarrollo son los acuerdos y normas referentes a los protocolos a utilizar, con el fin de crear sistemas abiertos basados en estándares internacionales que permiten que las aplicaciones sean ejecutadas en sistemas de diferentes fabricantes y que para su crecimiento puedan interconectarse con dispositivos de diversos fabricantes e interactuar con otras aplicaciones desarrolladas bajo el mismo principio. Por lo tanto, en lo referente a la protección, medición y control de las subestaciones del sistema eléctrico, a lo que se tiende actualmente es a crear sistemas integrados que realicen las tres funciones de protección, medición y control, en los cuales se utilice tecnología digital para mejorar las comunicaciones entre los distintos elementos del mismo y en los que se sigan unos protocolos normalizados internacionalmente para facilitar posibles ampliaciones. 3

4 II.-MOTIVACIÓN DEL PROYECTO La empresa SOCOIN tiene como cliente, entre otros, a la Comisión Federal de Electricidad de México (CFE). Actualmente la CFE exige, en sus proyectos referidos a la construcción o remodelación de subestaciones, la implantación de unos sistemas integrados de protección, medición y control de las mismas que cumplan una serie de especificaciones generales en cuanto a su estructura, a sus dispositivos y a los protocolos de comunicación. En las subestaciones de distribución (en las que las tensiones típicas de trabajo son:5 kv, 34.5 kv, 3.8 kv) el sistema integrado que exige la CFE es el SISCOPROMM (Sistema Integrado de Control, Protección, Medida y Mantenimiento), con el que la empresa SOCOIN ya tiene experiencia al haber realizado proyectos en los que se incluía la implantación de dicho sistema. Por otra parte, en las subestaciones de transporte o transmisión (en las que las tensiones típicas de trabajo son: 400 kv, 230 kv, 5 kv) la CFE exige la implantación de un sistema integrado tipo SICLE (Sistema Integrado de Control Local de la Estación), que es el objeto de estudio del siguiente proyecto, en el cual se estudiarán: - En primer lugar, las características generales que debe tener un SICLE según la especificación CFE , con el fin de obtener el diseño genérico de un sistema integrado de protección, control y medida para subestaciones de transmisión SICLE. - En segundo lugar, las características particulares que se exigen en un proyecto real. En concreto, se estudiará el SICLE a implantar en la subestación de transmisión Santa María (situada al Sur de la ciudad de Irapuato, México), correspondiente al proyecto 26 SLT 80 ALTIPLANO. - Por último, se analizarán las distintas ofertas que se han recibido acerca del SICLE a implantar en la subestación Santa María y se elegirá cuál es la mejor opción teniendo en cuenta características técnicas y económicas. 4

5 III.- ESPECIFICACIONES GENERALES DEL SICLE En este apartado se detallarán los requisitos que exige la CFE para los sistemas integrados de protección, control y medida a implantar en sus subestaciones de transmisión..- FUNCIONES PRINCIPALES El sistema SICLE debe permitir la realización de las siguientes funciones: - Control remoto de los distintos elementos eléctricos primarios de la subestación (interruptores, seccionadores, etc.) desde Unidades Terminales Maestras (UTM) situadas en centros alejados de la subestación. - Control y supervisión integral de la subestación desde la caseta principal de control situada en la propia subestación. - Control y supervisión local de las posiciones (bahías) asociadas desde cada caseta distribuida de control, que serán casetas situadas en la subestación y cercanas a una posición determinada. - Formación y manejo de archivos de datos: históricos y de tendencias, secuencias de eventos y maniobras. - Supervisión y visualización de: diagrama unificar de la subestación, información sobre el flujo de carga, tensión y frecuencia en tiempo real, alarmas y lista de eventos y alarmas. 2.- MODOS DE FUNCIONAMIENTO El sistema SICLE debe poder funcionar en tres modos o estados distintos: - Remoto: en este modo de funcionamiento el sistema puede ser operado desde los controles remotos (UTM s). - Local: en este modo de funcionamiento no se pueden ejecutar órdenes desde las UTM s, el control se lleva a cabo únicamente mediante la caseta de control principal, las casetas distribuidas de control de las distintas posiciones y los automatismos de los MCAD s (Módulos de Control y Adquisición de Datos) de los que hablaré más adelante. 5

6 - Prueba: este modo se emplea para comprobar el correcto funcionamiento de los automatismos de los MCAD s, por lo que en el modo de prueba quedan deshabilitadas las órdenes de control desde las UTM s y desde las casetas de control de la propia subestación. 3.- ARQUITECTURA En este apartado explicaré cómo es la arquitectura de un SICLE genérico, detallando las distintas características técnicas con las que deben contar los elementos de dicho sistema NIVELES Y CONFIGURACIÓN DEL SICLE GENÉRICO El sistema de protección, control y medida SICLE divide a la subestación en 4 niveles distintos: Nivel 0 ó Nivel de la aparamenta eléctrica: En este nivel se encuentra la aparamenta eléctrica de la subestación, es decir: interruptores, seccionadores, transformadores de medida y protección, etc. Nivel ó Nivel de los terminales de protección, control y medida: Éste es el nivel correspondiente de los DEI s (Dispositivos Electrónicos Inteligentes), que están conectados directamente a los elementos eléctricos primarios o aparamenta eléctrica y serán: los relés, los registradores de disturbios y los medidores multifunción (MM). Además, en este nivel se encuentran también los MCAD s (Módulos de Control y Adquisición de Datos), que son los dispositivos electrónicos que permiten la comunicación entre los DEI s de este nivel y los niveles superiores. Nivel 2 ó Nivel de la subestación: En este nivel se sitúan: - La CCL(Consola de Control Local), desde la cual se puede llevar a cabo el control íntegro de la subestación. 6

7 - La CI (Consola de Ingeniería), que desempeñará las mismas funciones que la CCL, pero a diferencia de la anterior, que está situada en un gabinete vertical en la sala de tableros de la caseta principal de control, la CI se sitúa en un estudio ergonómico dentro de la sala de despachos en la misma caseta de principal de control. - Servidores SCADA, que permitirán la comunicación con los centros de control del nivel 3. Las comunicaciones en este nivel se harán mediante fibra óptica. Pese a que en las especificaciones generales no se exige, en la práctica todas los proyectos estudiados en los que se incluía el sistema SICLE, la red de comunicaciones era redundante. Nivel 3 ó Nivel de control remoto: Este nivel se encuentra fuera de la subestación. En él se sitúan las CCR (Consolas de Control Remoto) o también llamadas UTM s (Unidades Terminales Maestras), que serán centros alejados de la subestación desde los cuales la CFE puede controlar distintas subestaciones de transmisión. La comunicación desde el nivel de la subestación con estas UTM s se hará mediante los servidores SCADA y mediante la conexión de los DEI s con la red WAN. Vistos ya los distintos niveles en los que se divide la subestación, se procederá a explicar las distintas configuraciones posibles con las que se puede llevar a cabo el diseño de un sistema SICLE. En principio, la configuración exigida por la CFE para los sistemas SICLE es una configuración tipo estrella como la mostrada a continuación en la figura. 7

8 Figura.- Configuración tipo estrella Sin embargo, se ha podido comprobar la existencia de proyectos en los que se implantaba un sistema SICLE con conexión en anillo contando con la aprobación de la CFE (Aeropuerto Nogales, sistema diseñado por Areva). Una configuración en anillo para un SICLE genérico podría ser la mostrada en la figura 2. 8

9 Figura 2.- Configuración en anillo La configuración en anillo tiene como ventaja frente a la configuración en estrella el hecho de que es una configuración intrínsecamente redundante. Es decir, por su propia estructura permite la comunicación entre dos elementos del sistema mediante más de un camino. Así, si nos fijamos en la figura 3 podemos observar cómo se pueden comunicar dos MCAD s cualquiera del sistema aún produciéndose un fallo en el tramo directo que comunica a ambos elementos, ya que la información puede transmitirse siguiendo el sentido contrario al camino más corto de comunicación, hecho que no ocurre en una configuración en estrella. Figura 3.- Redundancia intrínseca de la configuración en anillo 9

10 También había planteado la posibilidad de un diseño de un sistema SICLE siguiendo otra configuración típica en sistemas de control, la configuración tipo bus. Dicha configuración se muestra en la figura 4. Figura 4.- Configuración tipo bus Sin embargo, la CFE exige que las comunicaciones en el Nivel 2 de la subestación se lleven a cabo a través de fibra óptica, siendo este canal de comunicación inapropiado para esta configuración, en la que el medio típico empleado es el cable de cobre coaxial NIVEL : NIVEL DE LOS TERMINALES DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDIDA Como ya se ha explicado en el punto anterior, en este nivel se sitúan los DEI s (relés y medidores multifunción) y los MCAD s. Tanto los DEI s como los MCAD s están dispuestos en tableros integrados para equipos de protección, control y medida (TIEPCyM) dentro de casetas de control distribuidas. Éstas son casetas de control que están situadas cerca de los elementos eléctricos de las posiciones que controlan y protegen. 0

11 MCAD s. Módulos de Control y Adquisición de Datos En este apartado se explican las especificaciones de la CFE acerca de los módulos de control y adquisición de datos (MCAD s) Funciones principales Las funciones principales que deben desempeñar los MCAD s son las siguientes: a) Adquisición de datos (estados, alarmas, mediciones) provenientes de los equipos eléctricos primarios. b) Interpretación y ejecución de comandos de control desde la CCL o desde el servidor SCADA provenientes de los centros de control remoto, así como desde los mímicos miniaturas situados en las casetas distribuidas. c) Adquisición de datos de los dispositivos electrónicos inteligentes del nivel. d) Supervisión de los automatismos locales (control de los cambiadores de derivación, servicios propios y otros) Estructura de los MCAD s A continuación se explica cómo es la estructura de los MCAD s. Los MCAD s cuentan con una CPU de uso industrial con: almacenamiento en memoria RAM, memoria no volátil para el soporte del sistema operativo, firmware y aplicaciones. Además contarán con PLC s que les permitirán realizar funciones automáticas de protección y control con independencia del resto de la subestación. Estos PLC s son programables desde la consola de control local (CCL). Otro elemento del que deben disponer estos dispositivos son los mímicos miniatura microprocesados, los cuales deben contar con el software necesario para realizar funciones de control y supervisión mínimas. Por otra parte, los MCAD s deben permitir al usuario elegir el modo de funcionamiento en el que quiere que se encuentre el sistema. Para ello cuenta con un conmutador local - remoto - prueba.

12 Por último, otros elementos necesarios en estos dispositivos son: el convertidor analógico/digital, que permitirá la comunicación de las medidas llevadas a cabo por los medidores multifunción hacia niveles superiores del sistema, y la fuente de alimentación universal, que será independiente y autónoma Tipos de MCAD s. Hay dos tipos distintos de MCAD s a) MCAD s tipo I, que se utilizan en posiciones de muy alta tensión (400 kv) y cuentan con: 64 Entradas Digitales, 32 Entradas Analógicas, 6 Señales de control dobles (A/C). b)mcad s tipo II, que se utilizan en posiciones de alta tensión (5kV, 230kV) y cuentan con: 28 Entradas Digitales, 2 Salidas de control dobles (A/C) y 2 salidas de control Latch Características técnicas Los requisitos básicos que la CFE exige en las características técnicas de los MCAD s se detallan a continuación: La CFE exige, como mínimo, la disposición de un MCAD por cada interruptor. Las entradas analógicas deben obtenerse a partir de las señales de transductores con dos opciones para la fuente de las señales: a)señales de corriente: ± ma, 0- ma y 4-20 ma. b)señales de tensión: 0-5 V, 0-0 V, ± 5 V y ± 0 V. Los intervalos especificados de corriente y tensión deben ser seleccionables y configurables por el usuario. Para la selección o combinación de esos intervalos no debe ser necesario agregar o retirar componentes, sino que estas acciones 2

13 deben ejecutarse mediante configuración por programación o a través de puentes de selección. Por cada convertidor analógico/digital deben proveerse dos entradas de tensión regulada para representar el 95 y 5 % de su intervalo de conversión. La exactitud del convertidor analógico/digital debe ser cuando menos de 0,07 % a plena escala, con un coeficiente térmico no mayor de 0,004 % por grado centígrado a plena escala, y su conversión debe utilizar al menos bits más signo. Las entradas digitales son las señales binarias que indican el estado actual de los dispositivos del sistema eléctrico tales como interruptores, cuchillas, alarmas, así como los cambios momentáneos de estado entre exploraciones como son operación de protecciones o recierres. Se requieren entradas digitales para manejar al menos la siguiente información: - Información sobre cambios de estado. - Información con memoria para detección de cambio momentáneo, con un filtro antirrebote seleccionable en el intervalo de 8 a 00 ms, ajustable por software en todo el intervalo. - Registro secuencial de eventos con resolución de ms, configurable para el 00 % de las entradas digitales. - Cada entrada digital debe ser configurable como: tipo estado, con memoria, acumulador de pulsos y/o secuencia de eventos (SOE); su diferenciación debe realizarse únicamente por software. - Cada entrada digital en forma individual debe contar con señalización luminosa (led s frontales) que indique su estado. Las salidas digitales de control pueden ser configuradas para: - Control instantáneo (Abrir/Cerrar). - Subir/Bajar. 3

14 Las salidas digitales deben ser ajustables por programación en el intervalo de 0, a s, en forma individual por punto de salida, para comandos instantáneos con verificación antes de operar. En el caso de comandos para el control de operación directa para subir/bajar se requiere duración de pulsos programables de 0, a 0 s con incrementos de 0, s configurables por software, y deben estar de acuerdo al protocolo de comunicación del nivel superior. Las salidas subir/bajar deben ser con aislamiento galvánico hacia el campo y una capacidad de A y de 5 a 25 VCD. Las salidas de control deben estar protegidas por técnicas de hardware y software para no actuar en ningún momento ante fallas de alimentación, transitorios, encendido o apagado del equipo. Las salidas analógicas de corriente - tensión, tienen como intervalos de la señal de salida nominal: - señales de corriente: ± ma y 4-20 ma, - señal de tensión: ± V y 0/±0 V. Cada MCAD debe incluir puertos para canales serie RS232 y RS485 para la comunicación con los DEI s y puertos para canales en fibra óptica para la comunicación con los elementos de los niveles superiores. Deben ser compatibles con los protocolos: DNP 3.0 nivel 2, UCA 2, IEEE DEI s. Dispositivos Electrónicos Inteligentes En este apartado se explican las especificaciones de la CFE acerca de los DEI s, es decir: relés de protección, registradores de disturbios y medidores multifunción Funcionamiento de las protecciones típicas Antes de adentrarnos en las especificaciones que marca la CFE acerca de las funciones mínimas de protección que se deben desempeñar en un sistema SICLE genérico, se procede a explicar brevemente el funcionamiento básico de las 4

15 protecciones típicas que son necesarias en las subestaciones de transmisión, indicando el código ANSI con el que se designa a cada una de ellas. Los relés de sobrecorriente o sobreintensidad (código ANSI = 5) son los encargados de abrir el interruptor correspondiente cuando la intensidad que circula por el elemento eléctrico que se está protegiendo (línea, barra, transformador, ) supera un valor predeterminado (I>Iarranque). Pueden funcionar: - De manera instantánea, es decir, con retardo de actuación nulo. Cuando I>Iarranque, inmediatamente el relé abre el interruptor. La gráfica de funcionamiento se muestra en la figura 5. Figura 5.- Característica instantánea de los relés de protección de sobreintensidad - Con temporización de tiempo definido, es decir, con retardo de actuación fijo. Cuando I>Iarranque, pasado un tiempo fijo (temporización independiente de la magnitud vigilada) el relé abre el interruptor. La temporización es necesaria en las protecciones de los generadores, en los que se producen transitorios al arrancar que producen picos muy breves de sobreintensidad, con lo que con una temporización instantánea el relé actuaría cada vez que la máquina se pusiese en funcionamiento. También se utiliza para la coordinación entre distintos relés de sobreintensidad. Así, si queremos que ante una falta actúe primero uno y si éste se avería que actúe otro, pondremos una temporización mayor en el segundo. La gráfica de funcionamiento se muestra en la figura 6. 5

16 Figura 6.- Característica con temporización fija en relés de sobreintensidad - Con temporización de tiempo inverso. En este caso la temporización es dependiente de la magnitud medida, cuanto mayor es la I (superior a la Iarranque) detectada, menor es el tiempo de actuación del relé. Con esto se reduce el tiempo de actuación en faltas graves y se es más permisivo con las faltas leves. La gráfica de funcionamiento se muestra en la figura 7. Figura 7.- Característica con temporización inversa en relés de sobreintensidad Los relés de sobretensión o sobrevoltaje ( código ANSI = 59) tienen un funcionamiento similar a los de protección de sobrecorriente. La diferencia reside en la magnitud medida, ahora es la tensión, y en la consigna de acción, ahora es V>Varranque. Los tres tipos de funcionamiento de los relés de sobrecorriente. Los relés de protección direccional (código ANSI = 67) son los encargados de abrir el interruptor correspondiente cuando la intensidad que circula en un sentido determinado por el elemento eléctrico protegido supera un valor predeterminado de arranque. Por tanto, estos relés contarán con dos unidades bien diferenciadas: - Unidad de sobreintensidad: vigila el valor del módulo de la intensidad. 6

17 - Unidad direccional: determina el sentido en el que está circulando la intensidad comparando el ángulo eléctrico que forma el fasor I con el fasor de una magnitud de referencia (habitualmente la tensión). El funcionamiento de los relés de protección direccional se muestra en la figura 8. Figura 8.- Protección direccional Los relés de protección diferencial (código ANSI=87) son los encargados de abrir los interruptores correspondientes cuando se produce una falta interna en el elemento eléctrico que se está protegiendo. Para ello se dispone un relé de protección diferencial en cada extremo del elemento en cuestión. Los dos relés se comunican (a través de fibra óptica, hilos piloto, ondas portadoras u ondas de radio) de tal modo que, si la intensidad que mide uno a la entrada es distinta a la que mide el otro a la salida es porque se ha producido una falta interna, con lo que los relés actúan abriendo los dos interruptores correspondientes. El esquema básico de funcionamiento de la protección diferencial se muestra en la figura 9. Figura 9.- Protección diferencial Los relés de protección diferencial miden: IDif = I I2 e 7

18 IFrenado = (I+I2)/2. La característica de la protección diferencial se muestra en la figura 0. En esta figura se puede observar como la característica de funcionamiento tiene una pendiente de frenado que evita la actuación de la protección diferencial en caso de fallos externos próximos al elemento eléctrico que se protege. En dichos fallos, I e I2 son muy altas, pudiendo llegar a saturar a alguno de los trafos de intensidad. Supongamos que se satura el trafo de intensidad. En ese caso, la I medida es menor a lo que debiera, con lo que la IDif ( I-I2) será distinta de cero cuando I e I2 son iguales. Con la pendiente de frenado, la IDif necesaria para la actuación del relé es mayor en el caso de que la IFrenado adquiera valores de intensidad de falta. Figura 0.- Característica de actuación de protección diferencial Los relés de protección de distancia (código ANSI=2) se utilizan para proteger líneas largas. Para ello miden el cociente entre los fasores U e I, es decir, miden la impedancia en el comienzo de la línea, Z=U/I. Así, si se produce una falta a tierra en un punto de la línea, las magnitudes medidas por el relé al comienzo de la misma quedarán de la siguiente manera: U disminuye, I aumenta y, por tanto, Z disminuye mucho. El funcionamiento de la protección de distancia se muestra en la figura. 8

19 Figura.- Protección de distancia En la figura 2 se muestra la evolución de la tensión en la línea al producirse una falta a tierra en un punto de la misma. Figura 2.- Disminución de la tensión medida en una falta a tierra De tal modo, que la consigna de funcionamiento del relé de distancia es Z<Zm. Dependiendo del valor que tomemos para Zm, el relé estará protegiendo un tramo mayor o menor de la línea: si Zm = Zlínea/2, estará protegiendo la mitad de la línea (solo actúa cuando se producen faltas a tierra en la mitad de la línea que está protegiendo), pero si hacemos Zm = Zlínea, estará protegiendo a toda la línea. En la figura 3 se muestra la característica de funcionamiento X-R (siendo X, la reactancia y R, la resistencia). 9

20 Figura 3.- Característica de funcionamiento circular de un relé de distancia Sin embargo, hay que tener en cuenta también las impedancias de puesta a tierra, como se muestra en la figura 4. Figura 4.- Falta a tierra con impedancia de puesta a tierra En este caso, la Z que mide el relé cuando se produce una falta en el extremo de la línea es = Zlínea + Ztierra, por lo que el relé puede no actuar aún habiéndose producido una falta, ya que la Ztierra hace que la Z medida por el relé sea mayor a la Zm=Zlínea, es decir, la Ztierra hace que nos salgamos fuera de la característica de funcionamiento cuando debíamos estar dentro. Para ello se toma Zm ligeramente mayor a la Zlínea para proteger a toda la línea y, teniendo en cuenta que la Ztierra puede ser muy resistiva se adoptan características de funcionamiento rectangulares o cuadrilaterales, que son las que exige la CFE para 20

21 sus líneas de transmisión. En la figura 5 se muestra como en caso de una falta a tierra con impedancia de puesta a tierra muy resistiva, un relé de distancia con característica rectangular actuará mientras otro con característica circular es posible que no. Figura 5.- Característica circular frente a característica rectangular Funciones de protección y medida mínimas exigidas por la CFE En este apartado se enumeran las funciones de protección y medida mínimas exigidas por la CFE para las líneas y transformadores que se pueden encontrar en una subestación de transmisión de la comisión. Líneas de transmisión de 400 kv con longitud menor de 20 km, con protección diferencial de línea Relé diferencial de línea de 400 kv 87L. Relé de protección por sobrecorriente direccional de falla a tierra 67N. Recierre monopolar aplicable a arreglos de dos interruptores 79. Relé de protección contra falta de interruptor con redisparo monopolar 50 FI. Relé de protección contra desbalance de tensión 60. Relé de protección contra sobretensión y baja tensión 59/27. Relé de supervisión de bobina de disparo SBD. Relé verificador de sincronismo 25/27. Relé sincronizador automático de línea 25SL. Módulo de posición de la protección diferencial digital de bus 87B. 2

22 Equipo medidor multifunción MM. Líneas de transmisión de 400 kv con longitud de 20 km a 40 km, con protección diferencial de línea y protección de distancia Relé diferencial de línea de 400 kv 87L. Relé de protección de distancia para línea de 400 kv 2/2N. Relé de protección pro sobrecorriente direccional de falla a tierra 67N. Recierre monopolar aplicable a arreglos de dos interruptores 79. Relé de protección contra falta de interruptor con redisparo monopolar 50 FI. Relé de protección contra desbalance de tensión 60. Relé de protección contra sobretensión y baja tensión 59/27. Relé de supervisión de bobina de disparo SBD. Relé verificador de sincronismo 25/27. Relé sincronizador automático de línea 25SL. Módulo de posición de la protección diferencial digital de bus 87B. Equipo medidor multifunción MM. Líneas de transmisión de 400 kv con longitud de 40 km a 80 km, con protección diferencial de línea y protección por comparación direccional Relé diferencial de línea de 400 kv 87L. Relé de comparación direccional por onda superpuesta 85L. Relé de protección por sobrecorriente direccional de falla a tierra 67N. Recierre monopolar aplicable a arreglos de dos interruptores 79. Relé de protección contra falta de interruptor con redisparo monopolar 50 FI. Relé de protección contra desbalance de tensión 60. Relé de protección contra sobretensión y baja tensión 59/27. Relé de supervisión de bobina de disparo SBD. Relé verificador de sincronismo 25/27. Relé sincronizador automático de línea 25SL. Módulo de posición de la protección diferencial digital de bus 87B. Equipo medidor multifunción MM. 22

23 Líneas de transmisión de 400 kv con longitud de mayor de 80 km, con protección de distancia y protección por comparación direccional Relé de protección de distancia 2/2N. Relé de comparación direccional por onda superpuesta 85L. Relé de protección por sobrecorriente direccional de falla a tierra 67N. Recierre monopolar aplicable a arreglos de dos interruptores 79. Relé de protección contra falta de interruptor con redisparo monopolar 50 FI. Relé de protección contra desbalance de tensión 60. Relé de protección contra sobretensión y baja tensión 59/27. Relé de supervisión de bobina de disparo SBD. Relé verificador de sincronismo 25/27. Relé sincronizador automático de línea 25SL. Módulo de posición de la protección diferencial digital de bus 87B. Equipo medidor multifunción MM. Líneas de transmisión de 230 kv con protección diferencial Relé diferencial de línea de 230 kv 87L. Relé de protección de distancia con característica cuadrilateral para línea de 230kV 2/2N. Relé de protección por sobrecorriente direccional 67/67N. Recierre monopolar aplicable a arreglos de dos interruptores 79. Relé de protección contra falla de interruptor con redisparo monopolar 50 FI. Módulo de posición de la protección diferencial digital de bus 87B. Relé verificador de sincronismo 25/27. Relé sincronizador automático de línea 25SL. Equipo medidor multifunción MM. Líneas de transmisión de 5 kv con protección diferencial Relé diferencial de línea de 5 kv 87L. Relé de protección por sobrecorriente direccional 67/67N. Recierre tripolar 79. Relé de protección contra falla de interruptor con redisparo tripolar 50 FI. Módulo de posición de la protección diferencial digital de bus 87B. 23

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