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MÉXICO

SISTEMA DIGITAL DE PROTECCIÓN, DETECCIÓN Y LOCALIZACIÓN DE FALLAS MONOFÁSICAS A TIERRA DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE BAJA Y MEDIA

TENSIÓN DE LAS CENTRALES GENERADORAS DE CFE

ESPECIFICACIÓN CFE G0100-28

AGOSTO 2015

SISTEMA DIGITAL DE PROTECCIÓN, DETECCIÓN Y LOCALIZACIÓN DE FALLAS MONOFÁSICAS A TIERRA

DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE BAJA Y MEDIA TENSIÓN DE LAS CENTRALES GENERADORAS DE CFE

ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-28

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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 DEFICINICIONES ____________________________________________________________________ 2

4.1 Arco Eléctrico ______________________________________________________________________ 2

4.2 Alta Eléctrico _______________________________________________________________________ 2

4.3 Centro de Control de Motores (CCM) ___________________________________________________ 2

4.4 Conductor de Puesta a Tierra _________________________________________________________ 2

4.5 Confiabilidad ______________________________________________________________________ 2

4.6 Corto Circuito ______________________________________________________________________ 2

4.7 Corriente de Falla de Arco ___________________________________________________________ 2

4.8 Corriente de Falla de Tierra ___________________________________________________________ 2

4.9 Factor de Potencia __________________________________________________________________ 3

4.10 Falla a Tierra _______________________________________________________________________ 3

4.11 Método de Puesta a Tierra ___________________________________________________________ 3

4.12 Protección de Falla a Tierra ___________________________________________________________ 3

4.13 Red de Tierra ______________________________________________________________________ 3

4.14 Resistencia de Puesta a Tierra ________________________________________________________ 3

4.15 Sistema Eléctrico ___________________________________________________________________ 3

4.16 Sistema de Puesta a Tierra ___________________________________________________________ 3

4.17 Sistema de Puesta a Tierra por Alta Resistencia (Impedancia) ______________________________ 3

4.18 Tierra _____________________________________________________________________________ 3

4.19 Unidad Maestra de Detección, Localización y Protección __________________________________ 4

5 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS ________________________________________________________ 4

6 CARACTERISTICAS Y CONDICIONES GENERALES ______________________________________ 4

6.1 Características Generales del Sistema __________________________________________________ 6

6.2 Características Eléctricas del Sistema _________________________________________________ 7

6.3 Componentes del Sistema ___________________________________________________________ 7



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6.4 Operación del Sistema de Protección, Detección y Localización de Fallas ___________________ 8

6.5 Resistencia de Puesta a Tierra de Alta Impedancia _______________________________________ 9

6.6 Dispositivo de Pulsación (DP) para Detección de Fallas (solo para sistemas

en baja tensión) _____________________________________________________________________ 9

6.7 Dispositivo de Detección, Protección y Localización de Falla a Tierra (DDPL) _________________ 9

6.8 Sensores de Corriente de Secuencia Cero (SC0) ________________________________________ 10

7 CONDICIONES DE OPERACIÓN ______________________________________________________ 10

7.1 Condiciones Ambientales de Operación _______________________________________________ 10

7.2 Criterios de Operación ______________________________________________________________ 10

7.3 Ajuste de Nivel de Alarma ___________________________________________________________ 11

7.4 Nivel de Inhibición de Disparo ________________________________________________________ 11

7.5 Desempeño _______________________________________________________________________ 11

8 CONDICCIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE _____________________________________ 11

9 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL __________________________________________ 11

10 CONTROL DE CALIDAD _____________________________________________________________ 11

10.1 Pruebas __________________________________________________________________________ 12

11 MARCADO ________________________________________________________________________ 15

11.1 Placa de Datos ____________________________________________________________________ 15

12 EMPAQUE, EMBALAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, DESCARGA, RECEPCIÓN, ALMACENAJE Y MANEJO __________________________________________________________ 11

13 BIBLIOGRAFÍA ____________________________________________________________________ 11



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1 OBJETIVO

Esta especificación establece las características técnicas de confiablidad y de Control de Calidad así como los parámetros y protocolos de pruebas, requeridos en los sistemas digitales de protección, detección y localización de fallas monofásicas a tierra en sistemas eléctricos de baja y media tensión de las centrales generadoras. 2 CAMPO DE APLICACIÓN

Esta especificación aplica a los sistemas digitales de protección, detección y localización de fallas monofásicas a tierra para ser utilizados en sistemas eléctricos trifásicos de las centrales generadoras en baja y media tensión, con tensiones nominales desde 440 V c.a., hasta 7 200 V c.a., y conexión en estrella del devanado secundario del transformador con neutro disponible para poder ser puesto a tierra, mediante este mismo sistema digital por medio de una alta resistencia donde se requiera que se limite el corto circuito monofásico a un nivel máximo de 10 A, con el fin de que dicho sistema eléctrico pueda seguir operando aun cuando esté presente la falla monofásica a tierra y se tenga una indicación de la ocurrencia de una segunda falla antes de liberar la primera con el fin de mantener la mayor confiablidad y disponibilidad en las centrales generadoras. 3 NORMAS QUE APLICAN

NMX-Z-012-1-1987 Muestro para la inspección por atributos - parte 1 - información general y aplicaciones

NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida. NRF-001-CFE-2007 Empaque, Embalaje, Transporte, Descarga, Recepción y

Almacenamiento de Bienes Muebles Adquiridos por CFE. NRF-002-CFE-2009 Manuales, Procedimientos e Instructivos Técnicos. IEC 60068-2-1-2007 Environmental Testing – Part 2-1: Tests – Test A: Cold. IEC 60068-2-2-2007 Environmental Testing – Part 2-2: Tests – Test B: Dry Heat. IEC 60068-2-30-2005 Environmental Testing – Part 2-30: Tests – Test Db: Damp Heat,

Cyclic (12 h + 12 h Cycle). IEC 60255-5-2000 Electrical Relays – Part 5: Insulation Coordination for Measuring

Relays and Protection Equipment – Requirements and Tests. IEC 60255-21-1-1988 Electrical Relays – Part 21: Vibration, Shock, Bump and Seismic

Tests on Measuring Relays and Protection Equipment – Section One: Vibration Tests (Sinusoidal).

IEC 61000-4-2-2008 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-2: Testing and

Measurement Techniques - Electrostatic Discharge Immunity Test. IEC 61000-4-3-2006 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-3: Testing and

Measurement Techniques – Radiated, Radio Frequency, Electromagnetic Field Immunity Test.

http://www.economia-nmx.gob.mx/normasmx/detallenorma.nmx?clave=NMX-Z-012-1-1987



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IEC 61000-4-4-2012 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-4: Testing and Measurement Techniques - Electrical Fast Transient/Burst Immunity Test.

IEC 61000-4-11-2004 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-11: Testing and Measurement Techniques – Voltage Dips, Short Interruptions and Voltage Variations Immunity Tests.

IEC 61000-4-18-2006 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-18: Testing and

Measurement Techniques – Damped Oscillatory Wave Immunity Test.

PE-K-3000-03 Procedimiento Técnico para Realizar la Inspección y Aceptación de

Bienes

Nota: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados, debe utilizarse la edición vigente en la fecha de publicación de la convocatoria a la licitación, salvo que la CFE indique otra cosa.

4 DEFINICIONES Aplican las definiciones indicadas a continuación:

4.1 Arco Eléctrico

Es la liberación súbita y repentina de energía en forma de presión mecánica, calor y luz asociada a un cortocircuito entre partes vivas o entre partes vivas y tierra a través del aire. 4.2 Alta Resistencia

Para éste método se utiliza una resistencia de neutro de alto valor óhmico. La resistencia es utilizada para limitar la corriente de falla a tierra y típicamente se limita a 10 A o menos. 4.3 Centro de Control de Motores (CCM)

Ensamble metálico para montaje en el piso, formado por una o más secciones verticales. La alineación principal efectuada por medio de barras horizontales de fuerza comunes a todas las secciones. 4.4 Conductor de Puesta a Tierra

Conductor utilizado para conectar a tierra un equipo o el circuito de un sistema de alambrado, al electrodo o electrodos de puesta a tierra.

4.5 Confiabilidad

Es la probabilidad de funcionamiento libre de fallas, de un sistema o equipo eléctrico y sus componentes, por un tiempo definido bajo un contexto operacional determinado. 4.6 Corto Circuito

Se presenta cuando los conductores (línea, neutro o tierra) están conectados sólidamente entre sí, presentándose una impedancia cero en dicha conexión por lo que se obtiene la condición de corriente máxima.



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4.7 Corriente de Falla de Arco La corriente de falla que fluye a través del arco eléctrico, también llamada corriente de arco. 4.8 Corriente de Falla a Tierra

La corriente que circula de un conductor a tierra o a otro conductor debido a una conexión anormal entre ambos. 4.9 Corriente de Tierra

La corriente que circula en la tierra física o en la conexión de tierra. 4.10 Falla a Tierra

Se presenta cuando una de las fases del sistema entra en contacto directo a tierra o con alguna parte metálica que se encuentre aterrizada. 4.11 Método de Puesta a Tierra

La intención de conectar a tierra los sistemas es el poder controlar el voltaje con respecto a tierra y proveer un camino a la corriente que nos permita detectar la conexión no deseada entre conductores de línea y tierra y al detectar ésta corriente iniciar la operación de los dispositivos de protección para retirar el voltaje de éstos conductores. 4.12 Protección de Falla a Tierra

Esta protección tiene la ventaja de limitar las corrientes de falla a tierra en los sistemas auxiliares con un valor máximo a 10 A, mismos que no provocan daños considerables en los sistemas auxiliares en caso de una falla a tierra. 4.13 Red de Tierra

Es una red de protección usada para establecer un potencial uniforme alrededor de alguna estructura metálica, líneas de procesos o equipos. Está unida sólidamente a electrodos de tierra. 4.14 Resistencia de Puesta a Tierra

Uno o varios elementos resistivos utilizados para conectar el neutro de un sistema eléctrico a tierra con el propósito de controlar la corriente de tierra o el voltaje a tierra. 4.15 Sistema Eléctrico

Infraestructura, creada con elementos eléctricos como transformadores, conductores, motores, luminarias, etc., que puede ser de producción o servicios. 4.16 Sistema de Puesta a Tierra

Un sistema compuesto por conductores en el cual por lo menos uno de ellos o un punto (generalmente el conductor del neutro o punto neutro de los devanados de un transformador o un generador) está conectado intencionalmente a tierra, ya sea sólidamente a tierra o a través de un dispositivo limitador de corriente. 4.17 Sistema de Puesta a Tierra por Alta Resistencia (Impedancia)

Un sistema de puesta a tierra donde el valor de la resistencia de puesta a tierra hará posible que la corriente de falla a tierra sea limitada en un rango de 1 a 10 amperios con el fin de mantener al sistema eléctrico (este sistema debe ser menor de 5 kV de línea) funcionando a pesar de la existencia de la misma.



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4.18 Tierra

Conexión conductora intencional o accidental por la cual un circuito eléctrico o equipo es conectado a tierra física o a algún cuerpo o material conductor de un alcance relativamente largo que sirva como tierra física. Se usa para establecer y mantener el potencial de tierra física (o del cuerpo conductor) o aproximarlo a ese potencial, en conductores conectados a esta, además de conducir la corriente de tierra hacia o proveniente de la tierra física (o del cuerpo conductor). 4.19 Unidad Maestra de Detección, Localización y Protección

Equipo principal del sistema de protección para falla a tierra en baja y media tensión. 5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

TC Transformador de corriente. IHM Interface Hombre-Máquina. S.E. Subestación Eléctrica. TP Transformador de Potencial. A Ampere. c.a. Corriente Alterna. c.d. Corriente Directa. °C Grados Celsius. h Hora. Hz Hertz. Icc Corriente de corto circuito. V Volt. VA Volt-ampere. kV Kilovolt. m Metro. IG Corriente a Tierra. DSP-DM Módulo de la Pantalla Digital . DSP-DPS Alimentación. DSP-DSM Módulo del Sistema.



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DSP-DFM Módulo de Alimentación. SPFT Sistema de protección, detección y localización de fallas monofásicas a tierra. DP Dispositivo de pulsación. RPT Resistencia de puesta a tierra del neutro. DDPL Dispositivo de detección, protección y localización de falla a tierra. SC0 Sensor de corriente de secuencia cero. PTAR Puesta a tierra por alta resistencia. CCM Centro de control de motores.

6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES

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

El sistema digital SPFT debe de contener como mínimo los siguientes componentes:

a) Resistencia de puesta a tierra de alto valor óhmico (RPT).

b) Dispositivo de control de pulsación (DP) para detección de fallas (solo para sistemas de baja tensión).

c) Dispositivo de detección, protección y localización de falla a tierra (DDPL).

d) Sensores de corriente de secuencia cero (SC0).

Los componentes descritos arriba del SPFT deben de estar conectadas entre sí y ser compatibles para asegurar su operación correcta. Se debe entender que el arreglo físico depende el nivel de voltaje del sistema eléctrico donde debe ser instalado el SPFT, como se indica a continuación:

a) Para sistemas trifásicos en baja tensión hasta 600 V c.a., el SPFT debe de estar integrado en un solo gabinete para servicio interior tipo NEMA 3R montaje en pared y debe estar ubicado tan cerca como sea posible del tablero de distribución y/o CCM que corresponda.

b) Para sistemas trifásicos en media tensión de más de 600 V c.a., hasta 7 200 V c.a., la resistencia

de puesta a tierra debe estar contenida en un gabinete tipo NEMA 3R auto soportado y debe ser

ubicado tan cerca como sea posible del transformador que corresponda.

Para los equipos en media tensión > 600 Voltios, deber estar disponibles tres transformadores de relación 4160:120 o 7200:120 conectados en estrella-estrella para dar tensión de línea a neutro al módulo de Dispositivo de detección, protección y localización de falla a tierra.

El DDPL y toda su electrónica complementaria debe estar contendido en un gabinete aparte tipo NEMA 3R montaje en pared.



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NOTA Debido a que la filosofía de los sistemas eléctricos puestos a tierra por alta resistencia es seguir operando a pesar de la existencia de una falla monofásica a tierra, es decir, el sistema eléctrico opera con falla. Se deben considerar que en el momento de la falla el sistema tendrá un sobrevoltaje máximo igual al voltaje de línea-línea del sistema en cada una de las fases sanas respecto a tierra, es decir, si hablamos de un sistema de 4 160 V c.a., de línea, los valores de voltaje de cada una de las fases A, B y C respecto a tierra en condiciones normales de operación debe ser de 2 400 V c.a., LN, si ocurre una falla monofásica en una de las fases, la fase fallada tendrá 0 V c.a., LN y las otras fases sin falla tendrán 4 160 V c.a LN en vez de 2 400 V c.a., LN, luego entonces todos los aislamientos de cables y equipos involucrados en el sistema debe poder soportar esta sobretensión sin ocasionar daño alguno.

6.1 Características Generales del Sistema:

a) El sistema debe operar en sistemas trifásicos de baja tensión desde 440 V c.a., hasta media

tensión de 7 200 V c.a.

b) El sistema debe de operar únicamente ante la ocurrencia de fallas monofásicas a tierra.

c) El sistema debe ser aislado de acuerdo a la tensión de línea del sistema eléctrico donde sea aplicado.

d) El sistema debe limitar la corriente de la falla monofásica a tierra a un nivel menor de 10 A.

e) El sistema debe ser capaz de detectar, alarmar y localizar las fallas monofásicas a tierra.

f) El sistema debe de detectar las fallas mediante dos criterios eléctricos voltaje y corriente.

g) El sistema debe detectar las fallas a tierra mediante sensores de corriente de secuencia cero para

asegurar de que se trata de fallas a tierra y no corrientes de desbalance con el fin de saber que circuito alimentador esta fallado en el sistema.

h) Los sensores de corriente de secuencia cero deben ser 100 % compatibles con el sistema para

asegurar su correcta operación.

i) El sistema debe de detectar las fallas mediante tensión para saber si la falla se encuentra en el bus principal así como la fase en falla.

j) El sistema debe de contar con una pantalla frontal o en dado caso con alarmas que indique las

condiciones actuales del sistema, es decir, si el sistema está sin falla o si existe una falla presente donde se indique si el bus principal está en falla y/o la fase y el alimentador fallado así como el nivel en porcentaje de severidad de la falla siendo 100 % una falla plena considerando entonces que existen 10 A máximos de corto circuito monofásico.

k) El sistema debe de ofrecer una función de pulsación en la resistencia de puesta a tierra para

localización de la falla a tierra sin la necesidad de aislar y/o sacar de operación el circuito fallado, la función de pulsación debe de variar la corriente de falla de su nivel máximo presente hacia abajo con el fin de poder ubicar los pulsos de corriente de manera segura hasta encontrar el punto o carga fallada.

l) La función de pulsación debe de ser activada de manera manual.

m) El sistema deber ser capaz de operar de manera continua y detectar la ocurrencia de una segunda

falla a tierra antes de haber liberado la primera.

n) El sistema deber ser capaz de enviar una señal de disparo ante la ocurrencia de una segunda falla cuando no se ha liberado la primera y de aislar el circuito alimentador de menor prioridad del sistema eléctrico en cuestión, esto con el fin de evitar disparos aleatorios que pueden traer como consecuencia un barrido de bus involucrando circuitos alimentadores que no tienen falla.



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o) El sistema debe tener la capacidad de conocer las prioridades de cada uno de los circuitos

alimentadores previa programación para realizar su función de protección ante la ocurrencia de una segunda falla a tierra.

p) El sistema debe de contar con contactos auxiliares para una alarma adicional ya sea de forma

audible o visual.

q) El sistema debe de contar con la opción de monitoreo remoto mediante un puerto de comunicación serial bajo un protocolo de comunicación de acuerdo al diseño del fabricante.

r) El sistema debe ser contenido en un gabinete para servicio interior tipo NEMA 3R montaje en pared y debe ser ubicado tan cerca como sea posible del transformador que corresponda.

6.2 Características Eléctricas del Sistema

El SPFT debe ser instalado en sistemas eléctricos trifásicos, donde no exista ninguna carga monofásica. Las cargas monofásicas deben ser aisladas del sistema trifásico mediante un transformador conexión delta en el primario y estrella en el secundario.

Frecuencia (Hz) 60 Hz

Corriente máxima de falla a tierra (A) 10 A

Aislamiento de la RPT (V) De acuerdo al voltaje línea-línea del sistema eléctrico donde sea instalado el SPFT.

Ciclo de operación Continuo

6.3 Componentes del Sistema

Dependiendo del tipo de tecnología, podrá contar con los siguientes equipos El sistema debe de ser integrado en un solo gabinete por lo menos por los siguientes elementos:

a) Resistencia de puesta a tierra que limite la corriente menor a 10 A y que tenga la capacidad de pulsar a 2.5 A. La resistencia debe ser del tipo alambre bobinado en núcleos de cerámica de una aleación de acero inoxidable grado eléctrico con bajo coeficiente de temperatura de la resistencia de al menos 0.0002 /°C promedio montados en marcos de aluminio, véase ficha bibliográfica [10] descrita en el capítulo 13 de esta especificación.

b) Un módulo digital de monitoreo del resistor de puesta a tierra que permita alarmar en caso que el valor de la resistencia sea menor al 70 % o mayor al 150 % de su valor nominal

c) Un módulo digital que permita el monitoreo de los voltajes de fase a neutro del sistema y detecte y

alarme indicando la fase con falla.

d) Un módulo digital que envíe las señales de pulso a la resistencia de puesta a tierra para efectos de

localización de la falla.

e) Un módulo digital por cada circuito derivado que se desee monitorear. Este módulo digital debe

estar conectado al secundario de un sensor de corriente de alta sensibilidad, de relación 1000:1.



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f) Un módulo digital de inter-fase persona/equipo que permita obtener información actualizada del

estado del sistema y que a su vez permita la programación del equipo. Este módulo digital debe

contar con un puerto de comunicación.

g) Un módulo digital de registro de eventos.

6.4 Operación del Sistema de Protección, Detección y Localización de Fallas

6.4.1 Monofásicas a Tierra (SPFT) El SPFT debe de operar ante la existencia de una falla bajo las siguientes características:

a) Operar únicamente ante la ocurrencia de fallas monofásicas a tierra.

b) Limitar la corriente de la falla monofásica a tierra a un nivel menor de 10 Amperios según se

requiera.

c) Ser capaz de detectar, alarmar y localizar las fallas monofásicas a tierra.

d) Detectar las fallas mediante dos criterios eléctricos voltaje y corriente.

e) Detectar las fallas a tierra mediante sensores de corriente de secuencia cero para asegurar de que se trata de fallas a tierra y no corrientes de desbalance con el fin de saber que circuito alimentador esta fallado en el sistema.

f) Los sensores de corriente de secuencia cero deben ser 100 % compatibles con el sistema para

asegurar su correcta operación.

g) Detectar las fallas mediante tensión para saber si la falla se encuentra en el bus principal así como la fase en falla.

h) Contar con una pantalla frontal que funcione como IHM y que indique las condiciones actuales del

sistema, es decir, si el sistema está sin falla o si existe una falla presente donde se indique si el bus principal está en falla y/o la fase y el alimentador fallado así como el nivel en porcentaje de severidad de la falla siendo 100 % una falla plena.

i) El sistema debe de ofrecer una función de pulsación en la resistencia de puesta a tierra para

localización de la falla a tierra sin la necesidad de aislar y/o sacar de operación el circuito fallado, la función de pulsación debe de variar la corriente de falla de su nivel máximo presente hacia abajo con el fin de poder ubicar los pulsos de corriente de manera segura para el operador hasta encontrar el punto o carga fallada, esta función solo aplica para SPFT instalados en baja tensión.

j) La función de pulsación debe de ser activada de manera manual.

k) El sistema deber ser capaz de operar de manera continua y detectar la ocurrencia de una segunda

falla a tierra antes de haber liberado la primera.

l) El sistema deber ser capaz de asignar hasta 16 prioridades diferentes y de enviar una señal de disparo ante la ocurrencia de una segunda falla cuando no se ha liberado la primera y de aislar el circuito alimentador de menor prioridad del sistema eléctrico en cuestión, esto con el fin de evitar disparos aleatorios que pueden traer como consecuencia un barrido de bus involucrando circuitos alimentadores que no tienen falla.



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m) El sistema debe tener la capacidad de conocer las prioridades de cada uno de los circuitos alimentadores previa programación para realizar su función de protección ante la ocurrencia de una segunda falla a tierra.

n) El sistema debe de contar con contactos auxiliares para una alarma adicional ya sea de forma audible o visual.

o) El sistema debe de contar con la opción de monitoreo remoto mediante un puerto de comunicación serial bajo un protocolo de comunicación de acuerdo al diseño del fabricante.

6.5 Resistencia de Puesta a Tierra de Alta Impedancia (RPT) 6.5.1 Corriente máxima de falla a tierra. La resistencia de puesta a tierra debe tener un valor óhmico adecuado para limitar la corriente en un rango menor a 10 Amperios dependiendo el nivel máximo de corriente de falla que se desee tener el sistema eléctrico. 6.5.2 Elementos resistivos de la resistencia de puesta a tierra. Para el caso de sistemas eléctricos menores a 600 V c.a., los elementos resistivos del arreglo de la RPT debe ser de tipo alambre bobinado en núcleos de cerámica montados en marco de aluminio Para el caso de sistemas eléctricos mayores a 600 V c.a., hasta 7 200 V c.a., los elementos resistivos del arreglo de la RPT debe ser de tipo cinta bobinada en núcleos de cerámica montados en marco de aluminio Para ambos casos la aleación de los elementos resistivos debe ser de acero inoxidable grado eléctrico con bajo coeficiente de temperatura de la resistencia de máximo 0.0002 / °C promedio. Esto con el fin de asegurar que la RPT limitara la corriente de falla al nivel esperado y su variación resistiva debe ser mínima debido al calentamiento ocasionado por la circulación de una corriente a través de la misma. La temperatura máxima permitida en la resistencia debe ser de 375 °C con corriente de falla presente en la misma. 6.6 Dispositivo de Pulsación (DP) para Detección de Fallas (solo para sistemas en baja tensión).

El DP debe ser compatible con la resistencia de puesta a tierra y el SPFT. El DP debe de ser compatible con el DDPL (Dispositivo de detección, protección y localización de falla a tierra) con el fin de que pueda recibir la señal del mismo cuando se requiera activar o desactivar la función de pulsación. El DP debe tener un rango de frecuencia de pulsación de al menos entre 1 y 3.25 pulsaciones por segundo. 6.7 Dispositivo de Detección, Protección y Localización de Falla a Tierra (DDPL)

El DDPL debe de tener como mínimo lo siguiente:

a) Un módulo digital de monitoreo del resistor de puesta a tierra que permita alarmar en caso que el valor de la resistencia sea menor al 70 % o mayor al 150 % de su valor nominal

b) Un módulo digital que permita el monitoreo de los voltajes de fase a neutro del sistema y detecte y

alarme indicando la fase con falla

c) Un módulo digital que envíe las señales de pulso a la resistencia de puesta a tierra para efectos de

localización de la falla



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d) Un módulo digital por cada circuito derivado que se desee monitorear. Este módulo digital debe

estar conectado al secundario de un sensor de corriente de secuencia cero de alta sensibilidad, de

relación 1000:1. En las características particulares se debe de definir el número de módulos que se

necesitaran.

e) Un módulo digital de interface persona/equipo IHM que permita obtener información actualizada del

estado del sistema y que a su vez permita la programación del equipo. Este módulo digital debe

contar con un puerto de comunicaciones de 4 hilos RS-485 con plataforma MODBUS.

f) Un módulo digital de registro de eventos que pueda registrar hasta 99 eventos

6.8 Sensores de Corriente de Secuencia Cero (SC0).

Los sensores de corriente de secuencia cero debe ser para 600 V, 60 Hz, temperatura de operación de 0 °C a 65 °C y relación 1000:1, para sistemas eléctricos mayores a 600 V los cables de las tres fases que pasen a través de la ventana de este debe estar aislados a por lo menos el voltaje línea - línea del sistema eléctrico. Deberán ser compatibles con los módulos de supervisión de circuitos Los sensores deben de tener un núcleo de acero-silicón de alta calidad, el núcleo y el bobinado alrededor del sensor debe estar encapsulados en una resina tipo plastiglas con el fin de soportar oxidación, tracking por arco eléctrico y penetración de humedad con el fin de mantener las mejores condiciones mecánicas y eléctricas. 7 CONDICIONES DE OPERACIÓN

7.1 Condiciones Ambientales de Operación

El sistema debe ser diseñado para operar correctamente bajo las siguientes condiciones ambientales.

a) Temperatura ambiente: - 5 °C a 55 °C

b) Humedad relativa: de 0 % a 93 % sin condensación.

c) Altitud de operación: 1 000 m.

7.2 Criterios de Operación

La unidad del sistema debe contar con las siguientes características:

a) Alimentación: 100-240 V, 60 Hz o c.d., 150 VA.

b) Temperatura máxima de operación en la resistencia: 375 °C véase ficha bibliográfica [6] descrita en el capítulo 13 de esta especificación.

c) DSP-DFM - Contactos de disparo: tipo C SPDT, 10 A, 240 V c.a., resistivo.

d) DSP-DPS - Contactos de alarma: tipo C SPDT, 8 A, 240 V c.a., resistivo.

e) Dieléctricas:

- De los contactos de relé a la estructura: 1 500 V rms durante 1 min.

- De las terminales del control a la estructura: 1 500 V rms por un minuto de Nivel de Alarma.



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f) Canales de comunicación para transferencia de señales con unidades esclavas. g) Debe contar con función de respaldo de disparo con contactos adicionales en caso de falla de

interruptor. h) Debe contar con auto-supervisión del sistema completo, con señalización de fallas internas o de

Componentes del propio sistema. Las unidades deben contar con indicadores y/o contactos para señalización local o remota.

7.3 Ajuste de Nivel de Alarma

50 % de la corriente a tierra del sistema de auxiliares IG.

7.4 Nivel de Inhibición de Disparo

25 % de la corriente a tierra del sistema de auxiliares.

7.5 Desempeño

a) DSP-DFM

Precisión de ajuste: ± 10% de la corriente de fuga en el sistema de auxiliares.

b) Nivel de disparo: 100 A ± 10 A.

c) DSP-DSM: Precisión del nivel de alarma: ± 10 % de IG

8 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE

Debido al alcance de esta especificación, las condiciones de desarrollo sustentable no son requeridas, sin embargo durante la aplicación de la especificación se deben atender las obligaciones establecidas en la legislación en materia de protección ambiental. 9 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL

Para cualquier actividad dentro de las instalaciones de CFE el proveedor debe coordinarse con el personal de la CFE para el cumplimiento de la normativa nacional e internacional aplicable, relacionada con la seguridad. Durante la fase de ingeniería de detalle del sistema y/o equipo establecido en esta especificación, el proveedor debe identificar las características críticas o de riesgo en los aspectos de seguridad que se presentan durante su montaje, operación y mantenimiento, debiendo cumplir con las Normas Oficiales Mexicanas (NOM-STPS) y en su caso cumplir con las Normas Internacionales que estén relacionadas con la seguridad.

10 CONTROL DE CALIDAD

Se debe realizar las Pruebas de Control de Calidad de acuerdo a lo establecido en este numeral. CFE representada por el LAPEM o persona física o moral que designe, tendrá en todo momento el derecho de inspeccionar y probar los bienes a fin de verificar su conformidad con ésta especificación.



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Cualquier ajuste, modificación, corrección, ya sea de equipo o de los programas, durante las pruebas, deben considerarse como una falla de diseño y es motivo de rechazo del equipo. Lo mismo se aplica a una falla en la documentación del equipo. Los equipos de medición y pruebas que intervengan en el escenario de pruebas deben tener calibración vigente. 10.1 Pruebas

10.1.1 Pruebas de prototipo

Los equipos deben ser evaluados mediante el procedimiento PE-K3000-001 “Procedimiento Técnico para la Aceptación de Prototipos de Bienes”, cumpliendo con la normatividad correspondiente. Las pruebas prototipo son las que se indican en la tabla 1.

TABLA 1 - Pruebas de prototipo mínimas

Prueba Normas y/o

especificaciones Nivel de severidad requerido

Ambientales

1 Temperatura IEC 60068-2-1 (baja) IEC 60068-2-2 (alta)

- 5 ºC 16 h 55 ºC 16 h

2 Temperatura y

humedad IEC 60068-2-30 25 ºC a + 55 ºC con 93 % HR

Mecánicas 3 Vibración IEC 60255-21-1

0.5 g @ 10 Hz < F< 150 Hz 1 ciclos/eje con equipo energizado

2 g @ 10 Hz < F< 150 Hz 20 ciclos con el equipo sin

energizar

Compatibilidad electromagnética

4 Onda oscilatoria

amortiguada

IEC 61000-4-18

1 MHz < f < 1.5 MHz 2.5 kV<Kv< 3.0 kV

de cresta de primer ciclo

5 Transitorios rápidos IEC 61000-4-4 ± 4 kV a ± 5 kV

5/50 ns

6 Inmunidad a campos

electromagnéticos radiados

IEC 61000-4-3 10 V/m a 1 kHz; (80 a 1000) MHz

7 Interrupciones y

caídas de tensión IEC 61000-4-11

Interrupciones 95 % / 5 s

Caídas 30 % / 10 ms 60 % / 100 ms

8 Descargas

electrostáticas IEC 61000-4-2

Nivel 4 ±8 kV contacto

±15 kV aire

Continúa...



ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-28

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Continuación…

Aislamiento 9 Tensión de impulso IEC 60255-5

a) kV (valor pico)1.2/50 ± tres

impulsos positivos y tres

impulsos negativos

Funcionalidades en estado estable

10

Función principal y opcionales

Esta especificación, especificación del

fabricante

Los valores indicados en esta especificación

Pruebas paramétricas

11

Fuentes de alimentación, tiempos

de respuesta, capacidad de

corriente y térmica de contactos

Esta especificación, especificación del

fabricante

Los valores indicados en esta especificación

Características de construcción

12

Cantidad de E/S, puertos, dimensiones, color, placa de datos

Esta especificación Los indicados en esta

especificación

Documentación

13 Índices estadísticos

de confiabilidad, MTBF, MTTR, MTBR

Especificaciones del fabricante

-

14 Manual técnico NRF-002-CFE y/o archivo electrónico en formato de

datos portable (pdf) -

15 “Firmware”, “software”

y “hardware” Especificación del

fabricante

Carta del proveedor donde mencione la versión del “firmware”

y “hardware” del equipo y “software” de explotación



ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-28

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10.1.2 Pruebas paramétricas y funcionales

Las pruebas paramétricas y funcionales son las que se deben realizar para verificar el cumplimiento de los parámetros y las funciones descritos en cada punto de esta especificación. 10.1.3 Pruebas de Rutina

El proveedor debe entregar la evidencia de pruebas de rutina en fabrica del o de los equipos a inspeccionar, de acuerdo a lo establecido en la tabla 2.

TABLA 2 – Pruebas de rutina

Prueba Normas y/o

especificaciones Nivel de severidad requerido

Pruebas funcionales

Son las mencionadas a lo largo de esta especificación

Esta especificación Los valores indicados en esta

especificación


especificación


especificación


especificación


especificación

Pruebas paramétricas

14

Fuentes de alimentación, tiempos

de respuesta, capacidad de

corriente y capacidad térmica de contactos


especificación

Continúa…



ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-28

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Continuación…

Características de construcción

15

Cantidad de entradas y salidas, puertos de

comunicación, dimensiones, color,

placa de datos


especificación

Documentación

16 Índices estadísticos

de confiabilidad, MTBF, MTTR, MTBR

Especificaciones del fabricante

Información proporcionada por el fabricante

17 Manual técnico NRF-002-CFE y/o archivo electrónico en formato de

datos portable (pdf)

Información proporcionada por el fabricante

18 Firmware, software y

hardware Especificación del

fabricante

Carta del proveedor donde mencione la versión del firmware y hardware del relevador y software

de explotación

10.1.4 Pruebas de Aceptación

Las pruebas de aceptación se realizan de acuerdo al procedimiento PE-K3000-03 “Procedimiento Técnico para Realizar la Inspección y Aceptación de Bienes”, y al capítulo de Pruebas Funcionales de esta especificación. Estas pruebas se realizarán en base a la Norma Mexicana NMX-Z-012 y lo especificado en este numeral. El sistema debe ser probado en fábrica a plena capacidad especificada. 10.2 Aprobación de Ingeniería por el Área Usuaria El proveedor debe de entregar la ingeniería para su aprobación por el área usuaria previo a las pruebas en fábrica, así mismo en caso de que haya observaciones durante las pruebas en fábrica el proveedor debe ser el encargado de modificar las ingenierías y entregarlas al área usuaria, así como de hacer los cambios de alambrado o lógicas previos a la entrega en sitio. 11 MARCADO

Las unidades que se emplean en el marcado deben cumplir con lo establecido en la norma NOM-008-SCFI. 11.1 Placa de Datos

Cada sistema debe traer integrada, en lugar visible y de forma indeleble la información siguiente:

a) Nombre del fabricante.

b) País de origen.

c) Modelo.



ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-28

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d) Número de serie.

e) Tensión nominal de alimentación (V c.d.).

f) Tensiones y corrientes nominales de las entradas analógicas (V y A).

g) Frecuencia nominal (Hz).

h) Año de fabricación. Se acepta este dato codificado dentro del número de serie del sistema. 12 EMPAQUE, EMBALAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, DESCARGA, RECEPCIÓN,

ALMACENAJE Y MANEJO

El sistema debe contar con un empaque que evite cualquier daño al mismo durante su embarque, transporte, descarga, recepción, almacenamiento y manejo. Además debe cumplir con lo indicado en la norma de referencia NRF-001-CFE. 13 BIBLIOGRAFÍA [1] NOM-001-SEDE-2012 Instalaciones Eléctricas (Utilización) [2] CFE G0000-81-2008 Características Técnicas para Relevadores de Protecciones. [3] CFE L0000-15-2012 Colores Normalizados. [4] IEEE-141-1999 Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial

Plants [5] IEEE Std 142-2014 Practice for Grounding of Industrial and

Commercial Power Systems [6] IEEE-242-2003 Recommended Practice for Protection and Coordination of

Industrial and Commercial Power Systems (IEEE Buff Book) [7] IEEE-399-1997 Recommended Practice for Industrial and Commercial Power

Systems Analysis (Brown Book) [8] IEC-60909-2002 Short-circuit currents in three-phase a.c. Systems Part. 3

Calculation of currents [9] IEEE-32-1972 Standard Requirements Terminology and Test Procedures

For Neutral Grounding Devices. [10] IEEE-142-1991 Recommended Practice for grounding of industrial and

commercial power Systems. [11] IEEE-141-1993 Recommended practice for electric power distribution for

industrial plants.

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