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MÉXICO

ACCIONES A REALIZAR EN CASO DE OPERACIÓN DE UNA

PROTECCIÓN ELÉCTRICA EN UNA CENTRAL GENERADORA

PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

MARZO 2017

9AJEA

Texto escrito a máquina

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ACCIONES A REALIZAR EN CASO DE OPERACIÓN DE UNA PROTECCIÓN ELÉCTRICA EN UNA CENTRAL GENERADORA

PROCEDIMIENTO

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C O N T E N I D O

1 OBJETIVO ______________________________________________________________________ 1

2 CAMPO DE APLICACIÓN __________________________________________________________ 1

3 NORMAS QUE SE APLICAN ________________________________________________________ 1

4 DEFINICIONES __________________________________________________________________ 1

4.1 Disparo Tipo A __________________________________________________________________ 1

4.2 Disparo Tipo B __________________________________________________________________ 1

4.3 Arco Eléctrico ___________________________________________________________________ 1

4.4 Falla de Arco Interno _____________________________________________________________ 2

4.5 Sistema para Detección y Mitigación de Arco Eléctrico ___________________________________ 2

4.6 Subestación Eléctrica Unitaria ______________________________________________________ 2

4.7 Tablero Blindado ________________________________________________________________ 2

4.8 Interlock de Protecciones __________________________________________________________ 2

4.9 Matriz de Acciones _______________________________________________________________ 2

4.10 Alarma ________________________________________________________________________ 2

4.11 Sistema Contra Explosión e Incendio en Transformadores ________________________________ 2

5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ______________________________________________________ 2

6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES _____________________________________ 3

6.1 Introducción ____________________________________________________________________ 3

6.2 Responsabilidades _______________________________________________________________ 4

6.3 Equipos de Protecciones de Seguridad _______________________________________________ 4

6.4 Sistema Para Detección Y Mitigación Del Fenómeno De Arco Eléctrico En Tableros

Eléctricos De Baja Y Media Tensión _______________________________________________ 6

6.5 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 ___________ 7

6.6 Actividades a Realizar ____________________________________________________________ 8

TABLA 1 – Acción que debe realizar el Personal de operación en caso de Alarmas de protecciones

de turbina (81G, 37G) ___________________________________________________________ 8

TABLA 2 – Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de alarmas de

protecciones de turbina (81G, 37G) ________________________________________________ 9


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TABLA 3 – Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protecciones

de turbina (81G, 32G, 37G, Disparo de turbina) ______________________________________ 10

TABLA 4 – Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de

protecciones de turbina (81G, 32G, 37G, Disparo de Turbina) ___________________________ 11

TABLA 5 – Acción que debe realizar el personal de operación en caso de alarma de protección de

generador (24G, 27G, 46G, 49G, 59G, 60G, 64F, Sistema de excitación) ___________________ 12

TABLA 6 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de alarma de protección

de generador (24G, 27G, 46G, 49G, 59G, 60G, 64F, Sistema de excitación) _________________ 13

TABLA 7 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protecciones

de generador (87G, 87GI, 64G, 27TN, 64S, 51NG, 64F-2, 50G, 21G-1) ______________________ 14

TABLA 8 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de

protecciones de generador (87G, 87GI, 64G, 27TN, 64S, 51NG, 64F-2, 50G, 21G-1) ___________ 15


de generador por condiciones anormales de operación (24G, 40G, 59G, 51, FALLA DE

RAT) _______________________________________________________________________ 18


protecciones de generador por condiciones anormales de operación (24G, 40G, 59G,

51, FALLA DE RAT) ___________________________________________________________ 19


de respaldo del generador (46G, 51C/51V, 21G-2, 78, DAG) _____________________________ 20


protecciones de respaldo del generador (46G, 51C/51V, 21G-2, 78, DAG) __________________ 21


de transformadores de unidad (principal, de auxiliares y de excitación) y de arranque

(87GT, 87T, 87TA, 87TE, 50/51HTP, 51NTP, 50/51HA, 51XA, 51NA, 50/51HE, 50/51XE) _________ 22


protecciones de transformadores de unidad (principal, de auxiliares y de excitación) y

de arranque (87GT, 87T, 87TA, 87TE, 50/51HTP, 51NTP, 50/51HA, 51XA, 51NA, 50/51HE,

50/51XE) ____________________________________________________________________ 23

TABLA 15 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protección de

transformadores de unidad y de arranque (51NTP) ___________________________________ 26


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protección de transformadores de unidad y de arranque (51NTP)________________________ 27

TABLA 17 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de alarma de protecciones

de transformadores (71Q, 63B, 49T, 26T) ___________________________________________ 28

TABLA 18 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de alarma de

protecciones de transformadores (71Q, 63B, 49T, 26T) ________________________________ 29


de transformadores (63P, 63B, 49T, 26T, Sistema contra explosión e incendio) _____________ 30


protecciones de transformadores (63P, 63B, 49T, 26T, Sistema contra explosión e

incendio) ___________________________________________________________________ 31


de interruptor de máquina y de auxiliares (50FI, 50FO, INAD, 50FITA, 51F, 51N, ARC

FLASH, transferencia de auxiliares, protección detección y localización de falla

monofásicas) ________________________________________________________________ 32


protecciones de interruptor de máquina y de auxiliares (50FI, 50FO, INAD, 50FITA, 51F,

51N, ARC FLASH, transferencia de auxiliares, protección detección y localización de

falla monofásicas) ____________________________________________________________ 33

TABLA 23 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de una alarma de protección

de motores eléctricos (51F/51N, 27) _______________________________________________ 34

TABLA 24 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de una alarma de

protección de motores eléctricos (51F/51N, 27) ______________________________________ 35

TABLA 25 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protección de

motores eléctricos (51NTSP, 50F/50N, 51F/51N, Disparos de funciones adicionales de

motores) ___________________________________________________________________ 35


protección de motores eléctricos (51NTSP, 50F/50N, 51F/51N, Disparos de funciones

adicionales de motores) ________________________________________________________ 36

7 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL _________________________________________ 37


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8 BIBLIOGRAFÍA _________________________________________________________________ 37

APÉNDICE A (Informativo) FORMATO G0100-X1 DE VERIFICACIÓN DE ACCIONES A REALIZAR EN

CASO DE OPERACIONE ELÉCTRICAS PARA EL DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN _________ 38


PROCEDIMIENTO

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1 OBJETIVO Establecer y estandarizar los criterios en las acciones a realizar por el personal de operación y mantenimiento ante la operación de una protección eléctrica principal o de respaldo, sea de turbina (primo motor), generador, transformadores (principal, excitación, auxiliares y de arranque), interruptores de potencia y motores eléctricos. 2 CAMPO DE APLICACIÓN Aplica a todas las unidades generadoras de las centrales eléctricas en el ámbito de la Comisión Federal de Electricidad y sus empresas subsidiarias. 3 NORMAS QUE SE APLICAN

NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida. CFE G0100-08-2012 Sistema para Detección y Mitigación del Fenómeno de Arco

Eléctrico en Tableros Eléctricos de Baja y Media Tensión. 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.

CFE XXA00-40 Mantenimiento a sistemas para prevención de explosión e

incendio a base de un sistema mecánico pasivo de descomprensión por apertura de disco de ruptura e inyección de gas inerte para transformadores y reactores de potencia.

4 DEFINICIONES 4.1 Disparo Tipo A

Secuencia lógica de salida de la unidad generadora por operación de protecciones primarias que ocasiona el paro

de emergencia y el bloqueo de la unidad. Las principales protecciones que activan este tipo de disparo son: 21G,

87G, 87GT, 87TSA, 64G (59N), 64F, 50/27, 40G, 46G, 24G, 59G, 86E y 63T.

4.2 Disparo Tipo B

Secuencia lógica de salida de la unidad generadora por apertura del interruptor principal por operación de

protecciones de transformador, dejando la unidad rodando y excitada. Las protecciones que activan este tipo de

disparo son: 49T y 50/51H al estar recibiendo servicios auxiliares por el transformador principal.

4.3 Arco Eléctrico

Es la liberación súbita y repentina de energía en forma de presión mecánica, calor y luz asociada a un corto circuito

entre partes vivas o entre partes vivas y tierra a través del aire.


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4.4 Falla de Arco Interno

Cortocircuito a través del aire entre partes vivas o partes vivas y tierra que se produce en el interior de una celda

que aloja equipo eléctrico.

4.5 Sistema para Detección y Mitigación de Arco Eléctrico

Es un sistema electrónico microprocesado, capaz de detectar una falla por arco eléctrico y operar un interruptor en

un tiempo mínimo, a fin de reducir la magnitud y severidad de los daños derivados del arco eléctrico.

4.6 Subestación Eléctrica Unitaria

Conjunto armado y ensamblado formando una unidad integrada por los siguientes elementos: Transformador (es)

de potencia, tablero metálico cerrado (Metal Enclosed) de baja tensión y buses de fase no segregada.

4.7 Tablero Blindado

Conjunto formado por varias secciones metálicas blindadas, firmemente ensambladas, autosoportadas y con

divisiones metálicas sólidamente aterrizadas.

4.8 Interlock de Protecciones

Serie de maniobras automáticas realizadas en forma secuencial para poner fuera de servicio una unidad generadora al activarse un dispositivo de protección.

4.9 Matriz de Acciones

Cuadro descriptivo de actividades generales a realizar por el personal de la central generadora en caso de operación de protecciones de generadores, transformadores, interruptores de potencia y motores eléctricos. 4.10 Alarma Condición crítica operativa de un equipo, que detecta la protección eléctrica y envía hacia un sistema de adquisición de datos, para prevenir al operador para realizar una acción inmediata y mejorar la condición operativa. 4.11 Sistema Contra Explosión e Incendio en Transformadores

Sistema para prevención de explosión e incendio a base de un sistema mecánico pasivo e inyección de gas inerte (nitrógeno), para transformadores y reactores de potencia, basado en la despresurización rápida e inyección de gas inherente para el tanque principal del transformador, cambiadores de derivaciones bajo carga o las cajas de cables con aceite/cajas de cables para boquillas en aceite.

5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

SAD Sistema de Adquisición de Datos. c.a. Corriente Alterna. c.d. Corriente Directa. Inom Corriente nominal.


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S.E.U. Subestación Eléctrica Unitaria. TC Transformador de Corriente. TP Transformador de Potencial. Vnom Voltaje nominal. CB Interruptor de circuito. CBFB Protección Falla del Interruptor. IHM Interface Hombre-Máquina. INAD Energización Inadvertida. DAG Disparo Automático de Generación. RAT Regulador Automático de Tensión. CID Detector de Imperfección en el Núcleo. 6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES

Las unidades utilizadas en el presente procedimiento deben cumplir con la norma NOM-008 SCFI 2002.

6.1 Introducción

La activación de una protección eléctrica es un evento relevante en la operación de una unidad generadora, ya que indica una falla eléctrica (corto circuito), una condición anormal de operación de la unidad y/o la separación de la unidad ante problemas en el sistema eléctrico de potencia (protección de respaldo).

La operación de protecciones eléctricas no debe ser ignorada bajo ninguna circunstancia ya que se pone en riesgo la integridad del personal, equipos y el Sistema Eléctrico Nacional, al normalizar la unidad sin haber realizado el análisis de la operación de protecciones y encontrado la causa directa, para la toma de decisiones, así como las actividades realizadas para subsanar la causa que originó el disparo y sus correspondientes evidencias.

El presente procedimiento permite lograr que el personal de operación (Superintendente de Turno y Jefe de Departamento de Operación) y mantenimiento (Jefes de Departamento Eléctrico, de Protecciones, de Control de la central) actúe en forma normalizada, segura, ordenada y con registros de evidencias de las acciones y resultados de las inspecciones y pruebas que conduzcan a la toma oportuna y adecuada de las decisiones para un restablecimiento confiable de la unidad en el menor tiempo posible, contribuyendo a un incremento de disponibilidad y confiabilidad de las unidades.

Estas actividades se deben llevar a cabo desde el momento en que ocurre la operación de una alarma y/o disparo de una protección eléctrica, hasta el restablecimiento de las condiciones operativas del o los equipos dañados y del servicio normal de la unidad, incluyendo la comunicación efectiva entre los departamentos de operación y mantenimiento, la participación del personal especialista, el análisis de determinación de la causa de la operación de la protección eléctrica, la inspección y las pruebas eléctricas a equipos, así como las evidencias de las acciones realizadas.


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6.2 Responsabilidades

Superintendente General de la central: Debe verificar que se difunda, implemente y aplique el presente procedimiento.

Personal de operación: Según aplique de acuerdo a la estructura organizacional de la central, debe realizar las actividades indicadas en el presente procedimiento.

Personal de mantenimiento: Según aplique de acuerdo a la estructura organizacional de la central, debe realizar las actividades indicadas en el presente procedimiento.

En cada centro de trabajo se designa a un responsable del área de mantenimiento para supervisar las acciones operativas ante la operación de protecciones eléctricas principales y de respaldo de unidad.

El Personal de Operación y de Mantenimiento son los responsables de realizar las actividades descritas en este procedimiento y cumplir los lineamientos indicados en el mismo, así como de comunicar cualquier anomalía y/o disturbio que se detecte, al Jefe inmediato.

Al concluir las actividades del personal de operación y mantenimiento, enunciadas anteriormente y posteriores a la operación de una protección eléctrica que involucre la operación de la Turbina, Generador Eléctrico, Transformadores de Unidad y de Arranque, interruptores de potencia y equipos auxiliares, el personal de operación debe archivar los registros de las pruebas realizadas, verificando que los mismos sean revisados y firmados por las personas que se indican en los formatos de dichos registros.

Dependiendo de las conclusiones indicadas en los registros, el personal de operación debe proceder al restablecimiento de la Unidad o solicitar la licencia a la Gerencia de Control Regional correspondiente, para la reparación y/o cambio de los equipos o componentes dañados.

6.3 Equipos de Protecciones de Seguridad

6.3.1 Sistema contra explosión e incendio en transformadores

En este procedimiento se describe las acciones a realizar ante la operación del sistema contra explosión e incendio para recopilar información, en caso de la operación de este sistema se deben realizar los siguientes pasos con referencia a la especificación CFE XXA00-40:

a) Documentar el número de serie del disco de ruptura del TP, estatus de la caja de control y

contactar personal de mantenimiento eléctrico. b) Documenta con fotografías del exterior del transformador después de la activación. c) Guardar y Grabar:

- Datos de oscilógrafo pertinentes en formato COMTRADE.

- Extracto del registro de SCADA del evento. Indicar las señales de:

∙ La protección diferencial. ∙ Disyuntor del transformador. ∙ Indicador del disco de Ruptura.


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∙ Relé de Buchholtz. ∙ Accionamiento de otros dispositivos de seguridad (incluyendo relé de aumento

rápido de presión, válvulas de alivio de presión).

- Condición operativa antes de la falla: ∙ Duración de funcionamiento continuo del transformador. ∙ Fecha del último mantenimiento y diagnóstico de aceite. ∙ Condiciones climáticas o condiciones inusuales.

d) Características de cada corto circuito:

- Proporcionar la duración de cada circuito corto basándose en los datos oscilográficos.

- Estimación de la corriente de la falla que estaba disponible para cada cortocircuito. Indicar cómo se hizo esta estimación, por ejemplo:

∙ Medición directa proporcionada por los sensores.

∙ Estimación basada en la impedancia del transformador.

∙ Otros medios.

- Estimado (si es posible) de la caída de tensión a través del cortocircuito, proporcionando cualquier dato del oscilográfico relevante.

- Indicar cual fase y devanado fueron asociados con la falla.

- Indicar si fue en lado de alta o baja tensión.

e) Inspeccionar el interior del transformador con el personal de mantenimiento eléctrico.

- Registrar la ubicación del cortocircuito según lo indicado por la evidencia de abrasador o arborescencias.

- Medir la longitud de la falla o proporcionar una estimación de la longitud del arco sobre la base de la holgura entre las partes internas del transformador.

f) Realizar los registros disponibles de análisis de gas disuelto antes y después de la falla.

Tras consultar con el Departamento de mantenimiento eléctrico, la siguiente información adicional puede ser solicitada para permitir la simulación numérica:

- Placa de registro del transformador.

- Dibujo del exterior e interior del transformador.

- Temperatura normal de operación del transformador antes de la falla.

- Tipo de aceite de Transformador usado.


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- Si la geometría del transformador es de tipo núcleo o tipo acorazado.

- Numero de fases.

- Devanado terciario (si aplica).

- Localización de los principales pernos o soldaduras.

- Grosor y las propiedades del material del tanque tales como la composición, densidad, tensión de fluencia.

6.4 Sistema Para Detección Y Mitigación Del Fenómeno De Arco Eléctrico En Tableros Eléctricos De

Baja Y Media Tensión

Es un sistema electrónico microprocesado, capaz de detectar una falla de arco y operar un interruptor en un tiempo mínimo, a fin de reducir la magnitud y severidad de los daños derivados del arco eléctrico, en caso de la operación de este sistema se deben realizar los siguientes pasos con referencia a la especificación CFE G0100-08:

Antes de intervenir, es necesario que el personal verifique, que no existe peligro alguno para que el personal técnico pueda intervenir en el tablero eléctrico en el cual haya ocurrido el arco eléctrico.

6.4.1 Requisitos previos

Es necesario que el personal técnico cuente con la documentación técnica acerca del esquema de protección contra arco eléctrico, la cual puede ser, diagramas esquemáticos del esquema de protección, manuales técnicos, así como también es necesario que cuente con las herramientas necesarias como pueden ser una Laptop, software de configuración, cables de comunicación, etc. para poder recuperar y analizar los eventos grabados por el sistema de protección. Es necesario que el personal técnico, identifique la marca y el modelo del sistema de protección contra arco eléctrico instalado en el tablero afectado.

6.4.2 Generalidades

Una vez identificado el sistema de protección contra arco eléctrico, el usuario debe guiarse por el anexo correspondiente a la marca y modelo del sistema de protección, para poder recuperar y analizar los eventos grabados por el sistema de protección. Una vez recuperados los eventos, es necesario realizar una inspección física del tablero o al menos de las secciones afectadas por el arco eléctrico a fin de definir las acciones de mantenimiento correctivo y las pruebas eléctricas a realizar. Una vez realizadas las acciones de mantenimiento correctivo, es necesario realizar pruebas de acuerdo a donde haya ocurrido el arco eléctrico.

6.4.3 En caso de que el evento de arco eléctrico haya ocurrido en el compartimento de BUS (Barra),

se deben de realizar las pruebas

a) Resistencia de Aislamiento.

b) Las pruebas deben realizarse conforme al procedimiento CFE G0100-08.


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c) En caso que el evento haya ocurrido en el compartimiento de transformadores de potencial se les deben realizar pruebas a los transformadores de potencial tales como:

- Resistencia de Aislamiento.

- Factor de Potencia de Aislamiento.

- Relación de Transformación y Saturación.

- Burden. d) Las pruebas deben realizarse conforme al procedimiento CFE G0100-08.

6.4.4 En caso de que el evento de arco eléctrico haya ocurrido en el compartimento de Interruptor, se

deben de realizar las pruebas


b) Factor de Potencia de Aislamiento.

c) Resistencia de contactos, Tiempos de operación y Simultaneidad de apertura y cierre.

d) Accionamientos mecánicos.

e) Las pruebas deben realizarse conforme al procedimiento CFE G0100-08.

6.4.5 En caso de que el evento de arco eléctrico haya ocurrido en el compartimento de cables, se

deben de realizar las pruebas


b) Factor de Potencia de Aislamiento.

c) Las pruebas deben realizarse conforme al procedimiento CFE G0100-08.

d) Adicionalmente se deben realizar las pruebas a los transformadores de corriente tales como:

- Resistencia de Aislamiento.

- Factor de Potencia de Aislamiento.

- Relación de Transformación y Saturación.

- Burden. e) Las pruebas se deben realizar conforme al procedimiento CFE G0100-08.

6.5 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

Sistema de puesta a tierra donde el valor de la resistencia de puesta a tierra hace posible que la corriente de falla a

tierra sea limitada en un rango de 1 a 10 A con el fin de mantener al sistema eléctrico (este sistema debe ser menor


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de 5 kV de línea) funcionando de la misma existencia. En caso de la operación de este sistema se deben realizar

los siguientes pasos con referencia a la especificación CFE G0100-28:

Antes de intervenir, es necesario que el personal verifique, que no existe peligro alguno para que el personal técnico pueda intervenir en el tablero eléctrico en el cual haya ocurrido la falla monofásica a tierra. 6.6 Actividades a Realizar En caso de operar una alarma y/o disparo de una protección eléctrica se deben de realizar las acciones correspondientes que se describen a continuación.

6.6.1 Alarmas de protecciones de turbina (81G, 37G)

Personal de operación (Superintendente de Producción, Jefe de Departamento de Operación, Jefe de Turno y Operador).

TABLA 1 – Acción que debe realizar el Personal de operación en caso de Alarmas de protecciones de turbina (81G, 37G)

TURBINA (NIVELES DE ALARMA)

PROTECCIÓN ANSI OPERACIÓN ACCIÓN

Baja o Alta Frecuencia. 81G

Alarma

a) Registrar operación de banderas o indicaciones

de protecciones alarmadas.

b) Registrar operación de alarmas.

c) Informar al jefe inmediato.

d) Informar al Depto. Eléctrico.

e) Informar al Depto. Protecciones.

f) Informar al Depto. De instrumentación y control.

Informar a la gerencia de control regional de la operación por baja o alta frecuencia. Posterior a la atención de la alarma:

a) Restablecer paneles de alarmas

b) Restablecer banderas en los relevadores.

Para la operación por baja potencia (37G) tomar carga en caso de llegar a condición de “No Carga”.

Baja Potencia. 37G


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Personal de Mantenimiento (Superintendente de Mantenimiento, Jefe del Departamento de Protecciones, Jefe de Departamento Eléctrico, Supervisor Eléctrico y/o Supervisor de Protecciones).

TABLA 2 – Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de alarmas de protecciones de

turbina (81G, 37G)

TURBINA (NIVELES DE ALARMA)


Baja o Alta Frecuencia 81G

Alarma

a) Informar al superintendente de mantenimiento

y/o al superintendente general

b) Informar a los jefes de departamento eléctrico

y/o de protecciones regionales.

c) Obtener registros oscilográficos y secuenciales

de protecciones digitales.

d) Obtener registros oscilográficos y de disturbio

de registradores de falla.

e) Efectuar el análisis de los registros.

Baja Potencia 37G


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6.6.2 En caso de disparo de protecciones de turbina (81G, 32G, 37G, Disparo de Turbina).

Personal de operación (Superintendente de Producción, Jefe de Departamento de Operación, Jefe de Turno y Operador). TABLA 3 – Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protecciones de turbina

(81G, 32G, 37G, Disparo de Turbina)

TURBINA (DISPAROS)



Disparo

a) Registrar operación de banderas o indicaciones de

protecciones operadas.


c) Informar a la gerencia de control regional.

d) Informar al jefe inmediato.

e) Informar al Depto. Eléctrico.

f) Informar al Depto. Protecciones.

g) Informar al Depto. De instrumentación y control.

h) Para el caso de centrales termoeléctricas verificar que

se haya efectuado el cambio de auxiliares.

Para el caso de centrales termoeléctricas, “embotellar” el generador de vapor hasta que los departamentos de mantenimiento emitan el resultado del análisis de la falla.

Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el departamento de operación debe proceder:

a) Restablecer relés de bloqueo sostenido (86).

b) Restablecer la unidad.

Llenar y firmar lista de verificación de acciones a realizar en caso de operación de protecciones eléctricas (formato G0100-X2).

Potencia Inversa 32G

Baja Potencia 37G

Disparo De Turbina


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TABLA 4 – Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de protecciones de turbina (81G, 32G, 37G, Disparo de Turbina)

TURBINA (DISPAROS)



Disparo

a) Informar al superintendente de mantenimiento y/o al

superintendente general.

b) Informar a los jefes de departamento eléctrico y/o de

protecciones regionales.

c) Obtener registros oscilográficos y secuenciales de

protecciones digitales.

d) Obtener registros oscilográficos y de disturbio de

registradores de falla.

e) Efectuar el análisis de los registros obtenidos. Área mecánica e instrumentación y control para la operación de potencia inversa (32G) y baja potencia (37G).

a) Revisión de filtros de combustible.

b) Revisión de bomba de combustible

c) Revisión de válvulas de control y corte de

combustible.

d) Revisión de válvulas de corte y control de vapor.

e) Revisión de válvulas de corte y control de agua.

Área mecánica e instrumentación y control con el disparo de turbina.

f) Revisión de graficas de tendencia de parámetros operativos de la turbina (presión de aceite, chumaceras, presión de combustible, vibraciones, chumacera de empuje, sobrevelocidad, entre otros).

Dependiendo del análisis de los registros y en caso de falla secundaria, efectuar las pruebas que apliquen:

a) Revisar y probar circuitos secundarios de

corrientes y cables de control.

b) Revisar y probar circuitos secundarios de

potenciales y cables de control.

c) Verificar apriete de conexiones al esquema

involucrado.

d) Verificar la calibración del relevador.

e) Revisión y pruebas A TC’s.

f) Revisión y pruebas a TP´s.


Potencia Inversa 32G

Baja Potencia 37G

Disparo de Turbina


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6.6.3 En caso de alarma de protección de generador (24G, 27G, 46G, 49G, 59G, 60G, 64F, Sistema de excitación)


TABLA 5 – Acción que debe realizar el personal de operación en caso de alarma de protección de generador

(24G, 27G, 46G, 49G, 59G, 60G, 64F, Sistema de excitación)

GENERADOR ELÉCTRICO (NIVELES DE ALARMA)


Sobre Excitación (V/HZ) 24G

Alarma

a) Efectuar las acciones para corregir la situación

de alarma mediante el control de excitación,

control de carga o cualquier otro que aplique.

Para el caso de alarma del 64F verificar que la alarma no sea accidental por trabajos en el sistema de excitación en vivo como son revisión de escobillas.

Para el caso del 60G verificar si el RAT cambio de selección de TP´S o si realizo el cambio a canal manual.

Para el caso del 49G revisar los componentes del sistema de enfriamiento (cilindros de hidrogeno, bombas de agua de enfriamiento).

b) Registrar operación de banderas o indicaciones

de protecciones alarmadas.

c) Registrar operación de alarmas.

d) Registrar banderas y/o alarmas en el sistema

de excitación.

e) Informar al jefe inmediato.

f) Informar al Depto. Eléctrico.

g) Informar al Depto. Protecciones.

Posterior a la atención de la alarma:

a) Restablecer paneles de alarmas. b) Restablecer banderas en los relevadores

Para el caso del 60G y que se haya realizado un cambio de selección de TP´S o un cambio a canal manual, después de que el Depto. Eléctrico y/o de control informen la normalización del equipo, verificar el indicador de balance en cero y pasar a canal automático. Llenar y firmar lista de verificación de acciones a realizar en caso de operación de protecciones eléctricas (formato G0100-X1).

Bajo Voltaje de Generador 27G

Corriente De Secuencia Negativa

46G

Alta Temperatura De Devanado Del Generador

49G

Sobre Voltaje De Generador

59G

Perdida De Potenciales De Transformadores De Potencial TP´S

60G 60FL

60LOP

Falla A Tierra Del Rotor 64F-1

Sistema De Excitación RAT


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

13 de 44

170330


TABLA 6 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de alarma de protección de generador (24G, 27G, 46G, 49G, 59G, 60G, 64F, Sistema de excitación)

GENERADOR ELÉCTRICO (NIVELES DE ALARMA)


Sobre Excitación (V/HZ) 24G

Alarma


y/o superintendente general.








f) Efectuar revisión del sistema de excitación para

determinar la causa de la alarma (si aplica).

g) Efectuar la revisión del circuito de potenciales y

en su caso, la reposición del fusible o

normalización del interruptor termomagnético.

h) Efectuar la revisión del sistema de enfriamiento

del generador.


Bajo Voltaje De Generador 27G


46G

Alta Temperatura De Devanado Del Generador

49G

Sobre Voltaje De Generador

59G

Perdida De Potenciales De Transformadores De Potencial TP´S

60G 60 FL 60LOP

Falla A Tierra Del Rotor

64F-1

Sistema De Excitación

RAT

6.6.4 En caso de disparo de protecciones de generador (87G, 87GI, 64G, 27TN, 64S, 51NG, 64F-2, 50G, 21G-1)



PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

14 de 44

170330

TABLA 7 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protecciones de generador (87G, 87GI, 64G, 27TN, 64S, 51NG, 64F-2, 50G, 21G-1)

GENERADOR ELÉCTRICO (FALLA Y/O CORTO CIRCUITO)


Diferencial Del Generador 87G

Disparo

a) Registrar operación de banderas o indicaciones de protecciones operadas.


c) Informar a la gerencia de control regional




g) Verificar que se haya cumplido el interlock del disparo correspondiente.

Para el caso de centrales termoeléctricas, “embotellar” el generador de vapor hasta que los departamentos de mantenimiento emitan el resultado del análisis de la falla. Para el caso de 87G en centrales hidroeléctricas verificar que se haya operado el sistema de CO2 del generador eléctrico.

Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el departamento de operación debe proceder:




Diferencial De Generador Interruptor

87GI

Falla A Tierra Del Estator (95%)

64G

Falla A Tierra Del Estator (100 %)

27TN

Falla A Tierra Del Estator (100% Por Inyección)

64S

Falla A Tierra Del Estator (Sobre Corriente En Secundario Del Transformador Del Neutro)

51NG

Sobre Corriente Instantáneo De Alto Nivel Del Generador

50G

Distancia Zona 1 (50% Del Transformador Principal)

21G-1

Falla A Tierra Del Sistema De Excitación (Campo)

64F-2 Disparo

a) Registrar operación de banderas o

indicaciones de protecciones operadas.


c) Registrar operación de banderas y alarmas en

el tablero del RAT.

d) Informar a la gerencia de control regional




h) Informar al departamento de instrumentación y

control

i) Verificar que se haya cumplido el interlock del

disparo correspondiente


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

15 de 44

170330

En centrales termoeléctricas, “embotellar” el generador de vapor hasta que los departamentos de mantenimiento emitan el resultado del análisis de la falla. Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el departamento de operación debe proceder:

a) Restablecer relés de bloqueo sostenido (86). b) Restablecer la unidad.



TABLA 8 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de protecciones de

generador (87G, 87GI, 64G, 27TN, 64S, 51NG, 64F-2, 50G, 21G-1)

GENERADOR ELÉCTRICO (FALLA Y/O CORTO CIRCUITO)

PROTECCIÓN ANSI OPERACIÓN

ACCIÓN

Diferencial Del Generador 87G

Disparo

a) Informar al superintendente de mantenimiento y/o

superintendente general








f) Verificación de ajustes del esquema de protección

Dependiendo del análisis de los registros y en caso de falla primaria:

a) Realizar pruebas de resistencia de aislamiento al

generador.

b) Realizar pruebas de factor de potencia al generador.


a) Revisar y probar circuitos secundarios de corrientes y

cables de control.

b) Verificar apriete de conexiones al esquema

involucrado.

Diferencial De Generador Interruptor

87GI


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

16 de 44

170330

c) Verificar la calibración del relevador.

d) Revisión y pruebas a TC’S.



64G

Disparo










f) Verificación de ajustes del esquema de protección.



generador, bus de generación y devanados de los

transformadores conectados al bus de generación,

así como TP´S, apartarrayos y capacitores.


c) Prueba de resistencia de aislamiento y relación de

transformación al transformador de neutro.


a) Revisar y probar circuitos secundarios de potenciales

de fase y neutro y cables de control.


involucrado.




27TN

Falla A Tierra Del Estator (100% Por Inyección)

64S

Falla A Tierra Del Estator (Sobre Corriente En Secundario Del Transformador Del Neutro)

51NG

Sobre Corriente Instantáneo De Alto Nivel Del Generador

50G

Disparo






Distancia Zona 1 (50% Del Transformador Principal)

21G-1


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

17 de 44

170330




e) Para el caso del 21G verificar que no esté operando

el 60G.

f) Efectuar el análisis de los registros.

g) Verificación de ajustes del esquema de protección.



generador.



a) Revisar y probar circuitos secundarios de corrientes y

cables de control.


involucrado.


d) Revisión y pruebas a TC’S.

e) Para el caso de 21G-1 revisión y pruebas a TP´S


Falla A Tierra Del Sistema De Excitación (Campo)

64F-2 Disparo









e) Verificación de ajustes del esquema de protección.

f) Efectuar el análisis de los registros.

g) Realizar inspección del sistema de excitación (RAT,

portacarbones, anillos colectores).

Dependiendo del análisis de los registros y dado el caso de falla primaria:

a) Realizar pruebas de resistencia de aislamiento al sistema de excitación y rotor del generador.


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

18 de 44

170330

Dependiendo del análisis de los registros y dado el caso de falla secundaria, efectuar las pruebas que apliquen:

a) Revisar y probar circuitos secundarios de inyección de onda cuadrada y cables de control.

b) Verificar apriete de conexiones al esquema involucrado.

c) Verificar la calibración del relevador. Llenar y firmar lista de verificación de acciones a realizar en caso de operación de protecciones eléctricas (formato G0100-X2).

6.6.5 En caso de disparo de protecciones de generador por condiciones anormales de operación

(24G, 40G, 59G, 51, FALLA DE RAT)


TABLA 9 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protecciones de

generador por condiciones anormales de operación (24G, 40G, 59G, 51, FALLA DE RAT)

GENERADOR ELÉCTRICO (CONDICIONES ANORMALES DE OPERACIÓN).


Sobreexcitación 24G

Disparo


de protecciones operadas.


c) Registrar operación de banderas y alarmas en

el tablero del RAT.

d) Informar a la gerencia de control regional




h) Informar al Depto. De instrumentación y control

i) Verificar que se haya cumplido el interlock del

disparo correspondiente

Para el caso de operación del 24G y del 59G, confirmar en que canal de regulación automático de tensión estaba en servicio. Para el caso de operación del 40G confirmar si el canal de regulación manual estaba en servicio y se incrementó carga.

Perdida De Campo 40G

Sobrevoltaje 59G

Sobrecorriente Temporizado De Fase

51F


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

19 de 44

170330

Disparos Propios De RAT 86E

En centrales termoeléctricas, “embotellar” el generador de vapor hasta que los departamentos de mantenimiento emitan el resultado del análisis de la falla. Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el departamento de operación debe proceder: a) Restablecer relés de bloqueo sostenido (86).



Personal de Mantenimiento (Superintendente de Mantenimiento, Jefe del Departamento de Protecciones, Jefe de Departamento Eléctrico, Jefe de Departamento de Control, Supervisor Eléctrico y/o Supervisor de Protecciones y/o Supervisor de Control).

TABLA 10 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de protecciones de generador por condiciones anormales de operación (24G, 40G, 59G, 51, FALLA DE RAT)

GENERADOR ELÉCTRICO (CONDICIONES ANORMALES DE OPERACIÓN).


Sobreexcitación 24G

Disparo


y/o superintendente general



c) Obtener registros oscilográficos y

secuenciales de protecciones digitales.




f) Verificación de ajustes del esquema de

protección.


a) Para el caso de tener una sobreexcitación superior al 120% por más de un segundo de acuerdo al análisis del registro, realizar la

Perdida De Campo 40G

Sobrevoltaje 59G


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

20 de 44

170330

Sobrecorriente Temporizado De Fase

51F

inspección interna al generador eléctrico.

Dependiendo del resultado de la inspección interna realizar pruebas al núcleo del generador (el CID y/o toroide).

b) Para el caso de pérdida de campo y/o

disparos propios del RAT efectuar inspección detallada y pruebas eléctricas del sistema de excitación (RAT, bus ducto, porta escobillas, anillos colectores, rotor, puente de tiristores y/o excitador según el tipo del sistema de excitación).



potenciales, corrientes y cables de control.


involucrado.


d) Revisión y pruebas a TC’s.

e) Revisión y pruebas a TP’s.


Disparos Propios De RAT

86E

Perdida De Sincronismo

78G

6.6.6 En caso de disparo de protecciones de respaldo del generador (46G, 51C/51V, 21G-2, 78, DAG). Personal de operación (Superintendente de Producción, Jefe de Departamento de Operación, Jefe de Turno y Operador).

TABLA 11 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protecciones de respaldo del generador (46G, 51C/51V, 21G-2, 78, DAG)

GENERADOR ELÉCTRICO (RESPALDO DEL SISTEMA).



46G

Disparo


de protecciones operadas.






Para el caso de operación del 21G-2 Y 51V/51C,

Sobrecorriente Temporizado Con Control O Restricción De Voltaje

51C 51V


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

21 de 44

170330

Distancia Zona 2 21G-2

verificar si opero el esquema 60G perdida de potenciales. En centrales termoeléctricas, “embotellar” el generador de vapor hasta que los departamentos de mantenimiento emitan el resultado del análisis de la falla. Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el departamento de operación debe proceder: g) Restablecer relés de bloqueo sostenido (86).

h) Restablecer la unidad.


Disparo Automático De Generación

DAG


TABLA 12 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de protecciones de

respaldo del generador (46G, 51C/51V, 21G-2, 78, DAG)

GENERADOR ELÉCTRICO (RESPALDO DEL SISTEMA).



46G

Disparo











protección.

Dependiendo del análisis de los registros y en caso de falla primaria, realizar pruebas de resistencia de aislamiento y/o de resistencia óhmica al generador, bus de generación y transformadores de unidad. Dependiendo del análisis de los registros y en caso de falla secundaria, efectuar las pruebas que apliquen:


Sobrecorriente Temporizado Con Control O Restricción De Voltaje

51C 51V

Distancia Zona 2 21G-2


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

22 de 44

170330

Disparo Automático De Generación

DAG

potenciales, corrientes incluyendo cables de

control.


involucrado.



e) Revisión y pruebas a TP’s.


6.6.7 En caso de disparo de protecciones de transformadores de unidad (principal, de auxiliares y de excitación) y de arranque (87GT, 87T, 87TA, 87TE, 50/51HTP, 51NTP, 50/51HA, 51XA, 51NA, 50/51HE, 50/51XE)


TABLA 13 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protecciones de transformadores de unidad (principal, de auxiliares y de excitación) y de arranque (87GT, 87T, 87TA, 87TE,

50/51HTP, 51NTP, 50/51HA, 51XA, 51NA, 50/51HE, 50/51XE)

TRANSFORMADORES DE ARRANQUE Y DE UNIDAD: PRINCIPAL, DE AUXILIARES Y DE EXCITACIÓN (FALLA Y/O CORTO CIRCUITO).


Diferencial De Grupo Generador - Transformador

87GT

Disparo




c) Informar a la Gerencia de Control regional




g) Verificar que se haya cumplido el interlock del

disparo correspondiente.

En centrales termoeléctricas, “embotellar” el generador de vapor hasta que los departamentos de mantenimiento emitan el resultado del análisis de la falla. Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el

Diferencial De Transformador Principal O De Arranque

87T

Diferencial De Transformador De Auxiliares

87TA

Diferencial De Transformador De Excitación 87TE

Sobrecorriente Instantánea Y/O Temporizada De Fase Del Lado Alta Del Transformador Principal O De Arranque

50/51H

Sobrecorriente Temporizada De Neutro Del Transformador Principal Paso 2 (Redisparo)

51NTP-2


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

23 de 44

170330

Sobrecorriente Instantánea Y/O Temporizada De Fase Del Lado Alta Del Transformador De Auxiliares

50/51HA

departamento de operación debe proceder: a) Restablecer relés de bloqueo sostenido (86).


Llenar y firmar lista de verificación de acciones a realizar en caso de operación de protecciones eléctricas (FORMATO G0100-X1).

Sobrecorriente Temporizada De Fase Del Lado Baja Del Transformador De Auxiliares

51XA

Sobrecorriente Temporizada De Neutro Del Transformador De Auxiliares

51NXA

Sobrecorriente Instantánea Y/O Temporizada De Fase Del Lado Alta Del Transformador De Excitación

50/51H

E

Sobrecorriente Instantánea Y/O Temporizada De Fase Del Lado Baja Del Transformador De Excitación

50/51X

E


TABLA 14 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de protecciones de transformadores de unidad (principal, de auxiliares y de excitación) y de arranque (87GT, 87T, 87TA, 87TE,

50/51HTP, 51NTP, 50/51HA, 51XA, 51NA, 50/51HE, 50/51XE)

TRANSFORMADORES DE ARRANQUE Y DE UNIDAD: PRINCIPAL, DE AUXILIARES Y DE EXCITACIÓN (FALLA Y/O CORTO CIRCUITO).


Diferencial De Grupo Generador - Transformador

87GT










Diferencial De Transformador Principal O De Arranque

87T

Diferencial De Transformador De Auxiliares

87TA


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

24 de 44

170330

Diferencial De Transformador De Excitación

87TE

DISPARO


protección.

g) Obtener muestra de aceite para análisis de

gases disueltos.


a) Realizar pruebas de resistencia de

aislamiento y relación de transformación al

transformador involucrado.

b) Si las pruebas anteriores no son

satisfactorias, realizar pruebas de corriente

de excitación, rigidez dieléctrica del aceite,

factor de potencia y de respuesta a la

frecuencia (SFRA).

c) Realizar el análisis de gases disueltos. Dependiendo del análisis de los registros y en caso de falla secundaria, efectuar las pruebas que apliquen:


corrientes incluyendo cables de control.


involucrado.



Llenar y firmar lista de verificación de acciones a

realizar en caso de operación de protecciones

eléctricas (formato G0100-X2).

Sobrecorriente Instantánea De Fase Del Lado Alta Del Transformador Principal O De Arranque

50H

Sobrecorriente temporizada de neutro del transformador principal paso 2 (redisparo)

51NTP-2

Sobrecorriente Instantánea De Fase Del Lado Alta Del Transformador De Auxiliares

50HA

Sobrecorriente Instantánea De Fase Del Lado Alta Del Transformador De Excitación

50HE

Sobrecorriente Temporizada De Fase Del Lado Alta Del Transformador Principal

51H


y/o superintendente general.









protección.

Dependiendo del análisis de los registros y si la falla se encuentra fuera del transformador atender el punto de falla.

Sobrecorriente Temporizada De Fase Del Lado Alta Del Transformador De Auxiliares 51HA

Sobrecorriente Temporizada De Fase Del Lado Baja Del Transformador De Auxiliares

51XA

Sobrecorriente Temporizada De Neutro Del Transformador De Auxiliares

51NXA

Sobrecorriente Temporizada De Fase Del Lado Alta Del Transformador De Excitación

51HE


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

25 de 44

170330

Sobrecorriente Instantánea Y/O Temporizada De Fase Del Lado Baja Del Transformador De Excitación

50/51X

E

Disparo


a) Realizar pruebas de resistencia de

aislamiento y relación de transformación al

transformador involucrado.

b) Si las pruebas anteriores no son

satisfactorias, realizar pruebas de corriente

de excitación, rigidez dieléctrica del aceite,

factor de potencia y de respuesta a la

frecuencia (SFRA).


a) Revisar y probar circuitos secundarios de corrientes incluyendo cables de control.


c) Verificar la calibración del relevador. d) Revisión y pruebas a TC’s.



PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

26 de 44

170330

6.6.8 En caso de disparo de protección de transformadores de unidad y de arranque (51NTP)


TABLA 15 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protección de transformadores de unidad y de arranque (51NTP)

TRANSFORMADOR PRINCIPAL DE UNIDAD (FALLA Y/O CORTO CIRCUITO).


Sobrecorriente Temporizada De Neutro Del Transformador

Principal Paso 1

51NTP-1

Disparo








Verificar que se haya cumplido el interlock del disparo correspondiente: En centrales termoeléctricas, “embotellar” el generador de vapor hasta que los departamentos de mantenimiento emitan el resultado del análisis de la falla. Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el departamento de operación debe proceder:

g) Restablecer relés de bloqueo sostenido (86).

h) Restablecer la unidad.




PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

27 de 44

170330

TABLA 16 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de protección de transformadores de unidad y de arranque (51NTP)

TRANSFORMADOR PRINCIPAL DE UNIDAD (FALLA Y/O CORTO CIRCUITO)


Sobrecorriente Temporizada De Neutro Del Transformador

Principal Paso 1

51NTP-1

Disparo

a) Informar al superintendente de

mantenimiento y/o superintendente general

b) Informar a los jefes de departamento

eléctrico y/o de protecciones regionales.



d) Obtener registros oscilográficos y de

disturbio de registradores de falla.



protección.

Dependiendo del análisis de los registros y si la falla se encuentra fuera del transformador atender el punto de falla.


a) Realizar pruebas de resistencia de aislamiento y relación de transformación al transformador involucrado.

b) Si las pruebas anteriores no son satisfactorias, realizar pruebas de corriente de excitación, rigidez dieléctrica del aceite, factor de potencia y de respuesta a la frecuencia (SFRA).


a) Revisar y probar circuitos secundarios de corrientes incluyendo cables de control.


c) Verificar la calibración del relevador. d) Revisión y pruebas al TC.



PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

28 de 44

170330

6.6.9 En caso de alarma de protecciones de transformadores (71Q, 63B, 49T, 26T). Personal de operación (Superintendente de Producción, Jefe de Departamento de Operación, Jefe de Turno y Operador).

TABLA 17 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de alarma de protecciones de transformadores (71Q, 63B, 49T, 26T)

TRANSFORMADORES DE ARRANQUE Y DE UNIDAD: PRINCIPAL, DE AUXILIARES Y DE EXCITACIÓN.


Bajo Nivel De Aceite 71Q

Alarma

Para el caso de operación de alta temperatura de devanados y/o alta temperatura de aceite, bajar carga de la unidad y verificar que el sistema de enfriamiento esté operando (banco de ventiladores y bombas de aceite donde aplique).

Para el caso de alta temperatura de devanados y/o alta temperatura de aceite del transformador de excitación y si la unidad tiene alta carga reactiva, bajar carga activa y reactiva.



b) Registrar operación de eventos en panel de

alarmas.

c) Registrar banderas y/o alarmas en el sistema

de excitación.




Posterior a la atención de la alarma:

a) Restablecer paneles de alarmas

b) Restablecer banderas en los relevadores.


Sobrepresión De Gases (Buchholz)

63B

Alta Temperatura En Devanados

49T

Alta Temperatura De Aceite

26T


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

29 de 44

170330


TABLA 18 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de alarma de protecciones de

transformadores (71Q, 63B, 49T, 26T)



Bajo Nivel De Aceite 71Q

Alarma










Para el caso de bajo nivel de aceite 71q de confirmarse que es real reponer el aceite. Para el caso de operación de alarma de Buchholtz tomar muestra de aceite y de gases, para su análisis cromatógrafico. Purgar la línea de aceite del relevador Buchholz. Para el caso de alta temperatura de devanados y/o de aceite efectuar revisión del sistema de enfriamiento correspondiente. Dependiendo del análisis de los registros y en caso de un problema secundario, efectuar las pruebas que apliquen: a) Revisar y probar circuitos de alarma de

protecciones mecánicas incluyendo cables de

control.


involucrado.

c) Verificar la calibración de instrumentos.


Sobrepresión De Gases (Buchholz).

63B


49T


26T


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

30 de 44

170330

6.6.10 En caso de disparo de protecciones de transformadores (63P, 63B, 49T, 26T, Sistema contra explosión e incendio)


TABLA 19 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protecciones de transformadores (63P, 63B, 49T, 26T, Sistema contra explosión e incendio)



Válvula De Sobrepresión 63P

Disparo




c) Realizar análisis de tendencias de

temperaturas de aceite y de devanados.

d) Informar a la gerencia de control regional.




h) Verificar que se haya cumplido el interlock del

disparo correspondiente.

Para el caso de centrales termoeléctricas, “embotellar” el generador de vapor hasta que los departamentos de mantenimiento emitan el resultado del análisis de la falla. Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el departamento de operación debe proceder:





63B


49T


26T

Sistema Contra Explosión E Incendio



PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

31 de 44

170330

TABLA 20 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de protecciones de transformadores (63P, 63B, 49T, 26T, Sistema contra explosión e incendio)



Válvula De Sobrepresión 63P

DISPARO











protección.

g) Obtener muestra de aceite para análisis de

gases disueltos en el caso de operación de

63P y/o 63B.

En caso de operar las protecciones 63P y/o 63B y de acuerdo al análisis de los registros:

a) Realizar pruebas de resistencia de aislamiento

y relación de transformación al transformador

involucrado.

b) Si las pruebas anteriores no son satisfactorias,

realizar pruebas de corriente de excitación,

rigidez dieléctrica del aceite, factor de potencia

y de respuesta a la frecuencia (SFRA).

c) Realizar el análisis de gases disueltos.

Dependiendo del análisis de los registros y en caso, efectuar las pruebas que apliquen:

d) Revisar y probar circuitos de disparo de protecciones de transformadores incluyendo cables de control.

e) Verificar apriete de conexiones al esquema involucrado.

f) Verificar la calibración de instrumentos. Llenar y firmar lista de verificación de acciones a realizar en caso de operación de protecciones eléctricas (formato G0100-X2).


63B


49T


26T

Sistema Contra Explosión E Incendio


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

32 de 44

170330

6.6.11 En caso de disparo de protecciones de interruptor de máquina y de auxiliares (50FI, 50FO, INAD, 50FITA, 51F, 51N, ARC FLASH, transferencia de auxiliares, protección detección y localización de falla monofásicas)


TABLA 21 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protecciones de interruptor de máquina y de auxiliares (50FI, 50FO, INAD, 50FITA, 51F, 51N, ARC FLASH, transferencia de

auxiliares, protección detección y localización de falla monofásicas)

INTERRUPTORES DE: MÁQUINA Y DE AUXILIARES.


Falla Interruptor 50FI

Disparo








Para el caso de centrales termoeléctricas, “embotellar” el generador de vapor hasta que los departamentos de mantenimiento emitan el resultado del análisis de la falla. Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el departamento de operación debe proceder:




Flash Over 50FO

Energización Inadvertida INAD

Falla Interruptor De Auxiliar 50FIT

A

Sobrecorriente Temporizado De Fase Del Interruptor Principal De Auxiliares, De Arranque O Enlace

51F

Sobrecorriente Temporizado De Neutro Del Interruptor Principal De Auxiliares, De Arranque O Enlace

51N

ARC Flash

Transferencia De Auxiliares

Protección, Detección Y Localización De Falla Monofásicas


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

33 de 44

170330


TABLA 22 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de protecciones de interruptor de máquina y de auxiliares (50FI, 50FO, INAD, 50FITA, 51F, 51N, ARC FLASH, transferencia de

auxiliares, protección detección y localización de falla monofásicas)

INTERRUPTORES DE: MÁQUINA Y DE AUXILIARES.


Falla Interruptor 50FI

DISPARO











protección.

Para el caso de la operación del esquema de energización inadvertida (INAD) y de acuerdo al análisis de los registros, realizar las pruebas indicadas para la operación de la 87G y 87T. Para el caso del 50FI, 50FO, 50FITA Y ARC Flash y dependiendo del análisis de los registros y en caso de falla primaria:

a) Se verifica el grado de afectación mediante

inspección del equipo involucrado.

b) Realizar pruebas de resistencia de

aislamiento, resistencia de contactos y

velocidad de apertura y cierre de contactos del

interruptor involucrado.

c) Si las pruebas anteriores no son satisfactorias,

realizar pruebas de rigidez dieléctrica del

aceite, factor de potencia y pruebas al SF6.


a) Revisar y probar los circuitos de cierre y de

disparos 1 y 2 del interruptor incluyendo

cables de control.

Flash Over 50FO

Energización Inadvertida INAD

Falla Interruptor De Auxiliar

50FITA

Sobrecorriente Temporizado De Fase Del Interruptor Principal De Auxiliares, De Arranque O Enlace

51F

Sobrecorriente Temporizado De Neutro Del Interruptor Principal De Auxiliares, De Arranque O Enlace

51N

ARC FLASH

Transferencia De Auxiliares


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

34 de 44

170330

Protección, Detección Y Localización De Falla Monofásicas

b) Revisar y probar circuitos secundarios de

corrientes incluyendo cables de control.

c) Verificar apriete de conexiones al esquema

involucrado.


e) Revisión y pruebas a TC’S.


6.6.12 En caso de una alarma de protección de motores eléctricos (51F/51N, 27) Personal de operación (Superintendente de Producción, Jefe de Departamento de Operación, Jefe de Turno y Operador).

TABLA 23 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de una alarma de protección de motores eléctricos (51F/51N, 27)

ALARMA DE PROTECCIÓN DE MOTORES ELÉCTRICOS


Sobrecorriente Temporizado De Fases Y Neutro

51F/51N

Alarma


indicaciones de protecciones alarmadas.


c) Informar al jefe inmediato.

d) Informar al Depto. Eléctrico.

e) Informar al Depto. Protecciones.

Para el caso de la operación de sobrecarga de motores, el operador debe bajar la carga del motor involucrado, cuidando los parámetros de la unidad. Para el caso de operación de bajo voltaje el operador debe normalizar a voltaje nominal, para no operar equipos auxiliares. En estas condiciones de tensión. Llenar y firmar lista de verificación de acciones a realizar en caso de operación de protecciones eléctricas (formato G0100-X1).

Bajo Voltaje

27



PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

35 de 44

170330

TABLA 24 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de una alarma de protección de motores eléctricos (51F/51N, 27)

ALARMA DE PROTECCIÓN DE MOTORES ELÉCTRICOS



51F/51N

Alarma


y/o superintendente general b) Obtener registros oscilográficos y secuenciales

de protecciones digitales. c) Obtener registros oscilográficos y de disturbio

de registradores de falla. d) Efectuar el análisis de los registros. Llenar y firmar lista de verificación de acciones a realizar en caso de operación de protecciones eléctricas (formato G0100-X2).

Bajo Voltaje

27

6.6.13 En caso de disparo de protección de motores eléctricos (51NTSP, 50F/50N, 51F/51N, Disparos de funciones adicionales de motores)

Personal de operación (Superintendente de Producción, Jefe de Departamento de Operación, Jefe de Turno y Operador). TABLA 25 - Acción que debe realizar el personal de operación en caso de disparo de protección de motores

eléctricos (51NTSP, 50F/50N, 51F/51N, Disparos de funciones adicionales de motores)

DISPARO POR PROTECCIÓN DE MOTORES ELÉCTRICOS


Sobrecorriente Temporizado De Neutro Del Transformador De Servicios Propios

51NTSP

Disparo

a) Registrar operación de banderas o indicaciones de protecciones operadas.

b) Registrar operación de alarmas. c) Informar al jefe inmediato. d) Informar al Depto. Eléctrico. e) Informar al Depto. Protecciones. Después de que los departamentos de mantenimiento informen el resultado de la falla, el departamento de operación debe proceder:

a) Restablecer relés de bloqueo sostenido (86). b) Restablecer la unidad.


Sobrecorriente Instantáneo De Fases Y Neutro

50F/50N


51F/51N

Disparos De Funciones Adicionales De Motores



PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

36 de 44

170330

TABLA 26 - Acción que debe realizar el personal de mantenimiento en caso de disparo de protección de motores eléctricos (51NTSP, 50F/50N, 51F/51N, Disparos de funciones adicionales de motores)

DISPARO POR PROTECCIÓN DE MOTORES ELÉCTRICOS


Sobrecorriente Temporizado De Neutro Del Transformador De Servicios Propios

51NTSP

Disparo


y/o superintendente general b) Obtener registros oscilográficos y

secuenciales de protecciones digitales. c) Obtener registros oscilográficos y de disturbio

de registradores de falla. d) Efectuar el análisis de los registros y realizar

verificación de ajustes del esquema de protección.


a) Se verifica el grado de afectación mediante inspección del equipo involucrado.

b) Realizar pruebas de resistencia de aislamiento, resistencia de contactos y velocidad de apertura y cierre de contactos del interruptor.

c) Realizar pruebas de resistencia de aislamiento, al motor eléctrico.

d) Realizar pruebas de resistencia de aislamiento a cables de potencia.


a) Revisar y probar los circuitos de cierre y de disparo del interruptor incluyendo cables de control.

b) Revisar y probar circuitos secundarios de corrientes incluyendo cables de control.

c) Verificar apriete de conexiones al esquema involucrado.


e) Revisión y pruebas a TC’s.


Sobrecorriente Instantáneo De Fases Y Neutro

50F/50N


51F/51N

Disparos De Funciones Adicionales De Motores


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

37 de 44

170330

7 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL No aplica. 8 BIBLIOGRAFÍA

[1] NOM-001-SEDE-2012 Instalaciones Eléctricas.

[2] CFE-G0100-07-2016 Ajustes de Protecciones Eléctricas de las Unidades

Generadoras, Transformadores de Unidad e Interruptores de Potencia

[3] CFE-G0100-18-2015 Sistemas de Transferencia de Servicios Auxiliares de Media

Tensión en Centrales Generadoras. [4] CFE-W6000-14-2004 Motores Eléctricos Trifásicos de Inducción de Alta Tensión con

Rotor Tipo Jaula de Ardilla en Potencias de 149 kW y Mayores. [5] CFE-W6200-21-1994 Motores Eléctricos de Inducción con Rotor en Circuito Corto

(Jaula de Ardilla) en Potencias de 148 kW y Menores. [6] ANSI C37.10-2005 Application Guide for AC High-Voltage Circuit Breakers. [7] ANSI C37.96-2012 Guide for AC Motor Protection. [8] ANSI C37.13- 2008 Standard for low voltage AC power circuit breakers, used in enclosures. [9] IEEE STD 242-2001 Recommended Pract ice for Protect ion and Coordination of

Industrial and Commercial Power Systems. [10] IEEE C5012-2005 Standard for Salient-Pole 50 Hz and 60 Hz Synchronous

Generators and Generator/Motors for Hydraulic Turbine Applications Rated 5 MVA and Above.

[11] IEEE C5013-2005 Standard for Cylindrical-Rotor 50 Hz and 60 Hz Synchronous

Generators Rated 10 MVA and Above. [12] IEEE C5014-1997 Standard Requirements for Combustion Gas Turbine Driven

Cylindrical Rotor Synchronous Generators. [13] NEMA MG 1-2011 Motors and Generators.


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

38 de 44

170330

APÉNDICE A (Informativo)

FORMATO G0100-X1 DE VERIFICACIÓN DE ACCIONES A REALIZAR EN CASO DE OPERACIÓN DE

PROTECCIONES ELÉCTRICAS PARA EL DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN

ACCIONES A REALIZAR EN CASO DE OPERACIÓN DE UNA PROTECCIÓN ELÉCTRICA EN UNA CENTRAL GENERADORA (MATRIZ)

GERENCIA

SUBGERENCIA

CENTRAL

UNIDAD

FECHA

DEPARTAMENTO DE PROTECCIONES

ACTIVIDAD COMENTARIOS / OBSERVACIONES

DESCARGAR LAS OSCILOGRAFIAS Y SECUENCIA DE EVENTOS EN RELEVADOR Y/O REGISTRADOR DE DISTURBIOS.

ANALIZAR INFORMACIÓN DEL REGISTRADOR DE DISTURBIOS Y RELEVADORES DE PROTECCIÓN.

INSPECCIÓN VISUAL DEL EQUIPO INVOLUCRADO.

VERIFICAR CALIBRACIÓN, AJUSTES Y OPERACIÓN DEL ESQUEMA DE PROTECCIÓN.

REVISAR Y PROBAR CIRCUITOS SECUNDARIOS DE POTENCIALES Y/O CORRIENTES INCLUYENDO CABLES DE CONTROL.

VERIFICAR POTENCIALES EN RELEVADOR 60FL.

VERIFICAR REAPRIETE DE CONEXIONES.

INFORMAR AL DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN DE LOS RESULTADOS DE LAS INSPECCIONES.

REVISIÓN Y PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO.

REVISIÓN Y PRUEBAS DEL LAZO DE CONTROL MANUAL.

REVISIÓN Y PRUEBAS DEL LAZO DE CONTROL AUTOMÁTICO.

Continua…


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

39 de 44

170330

…continuación

REVISIÓN Y PRUEBAS DEL LIMITADOR DE MÍNIMA EXCITACIÓN.

REVISIÓN Y PRUEBAS LIMITADOR VOLTS / HERTZ.

VERIFICAR CONTENIDO DE GASES EN BUCHOLTZ Y PURGAR.

VERIFICAR OPERACIÓN DE VÁLVULA DE SOBREPRESIÓN.

VERIFICAR ALARMAS OPERADAS EN EL AVR

VERIFICAR ALIMENTACIONES DE CONTROL AL INTERRUPTOR FALLADO.

DEPARTAMENTO ELÉCTRICO

INSPECCIÓN VISUAL DEL EQUIPO INVOLUCRADO.

DESCONECTAR TERMINALES AL (LOS) TRANSFORMADOR (ES) INVOLUCRADO (S).

DESCONECTAR TERMINALES DE GENERADOR

EFECTUAR PRUEBAS DE SIMULTANEIDAD.

INSPECCIÓN Y PRUEBA DE TP’s Y REVISIÓN Y CAMBIO DE FUSIBLES BAJA Y ALTA TENSIÓN DE LOS MISMOS.

PRUEBA DE PRESIÓN Y CALIDAD DEL GAS SF6.

PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE.

REALIZAR PRUEBAS DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN AL (LOS) TRANSFORMADOR (ES) INVOLUCRADO (S).

REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA AL GENERADOR.

REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA AL (LOS) TRANSFORMADOR (ES) INVOLUCRADO (S).

REALIZAR PRUEBAS DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN AL (LOS) TRANSFORMADOR (ES) INVOLUCRADO (S).

Continua…


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

40 de 44

170330

…continuación

REALIZAR PRUEBAS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO A BUSES.

REALIZAR PRUEBAS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO AL (LOS) TRANSFORMADOR (ES) INVOLUCRADO (S).

REALIZAR PRUEBAS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO AL GENERADOR.

REVISIÓN Y PRUEBAS A SISTEMA DE EXCITACIÓN (BUSES DE CA Y CD, INTERRUPTOR DE CAMPO, ESCOBILLAS Y ANILLOS ROZANTES).

VERIFICAR NIVEL DE ACEITE AL (LOS) TRANSFORMADOR (ES) INVOLUCRADO (S).

VERIFICAR POTENCIALES EN TABLEROS DE TP’s

REALIZAR PRUEBAS DE RESISTENCIA ÓHMICA DE DEVANADOS O DE CONTACTOS DE INTERRUPTOR.

DESARMAR GENERADOR Y EXTRAER ROTOR PARA REALIZAR PRUEBAS AL NÚCLEO MAGNÉTICO (EL CID). SI LAS PRUEBAS INDICAN LA FALLA.

VERIFICAR EL VOLTAJE ENTRE CADA UNO DE LOS POLOS DE CAMPO Y TIERRA.

EVALUACIÓN DEL DAÑO QUE PUDIERAN HABER SUFRIDO LOS EQUIPOS POR LA OPERACIÓN ANORMAL.

INFORMAR AL DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN DE LOS RESULTADOS DE LAS INSPECCIONES.

DEPARTAMENTO INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL

REVISAR INSTRUMENTACIÓN.

CONCLUSIONES

OPERACIÓN

MANTENIMIENTO

SUPERINTENDENTE GENERAL

NOMBRE Y FIRMA

NOMBRE Y FIRMA

NOMBRE Y FIRMA

OPERACIÓN

ELÉCTRICO

PROTECCIONES

CONTROL

NOMBRE Y FIRMA

NOMBRE Y FIRMA

NOMBRE Y FIRMA N

N NOMBRE Y FIRMA


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

41 de 44

170330

FORMATO G0100-X2 DE VERIFICACIÓN DE ACCIONES A REALIZAR EN CASO DE OPERACIÓN DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS PARA EL DEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO

ACCIONES A REALIZAR EN CASO DE OPERACIÓN DE UNA PROTECCIÓN ELÉCTRICA EN UNA CENTRAL GENERADORA (MATRIZ)

GERENCIA

SUBGERENCIA

CENTRAL

UNIDAD

FECHA


ACTIVIDAD COMENTARIOS / OBSERVACIONES

Descargar las oscilografias y secuencia de eventos en relevador y/o registrador de disturbios.

Analizar información del registrador de disturbios y relevadores de protección.

Inspección visual del equipo involucrado.

Verificar calibración, ajustes y operación del esquema de protección.

Revisar y probar circuitos secundarios de potenciales y/o corrientes incluyendo cables de control.

Verificar potenciales en relevador 60FL.

Verificar reapriete de conexiones.

Informar al departamento de operación de los resultados de las inspecciones.

Revisión y pruebas a transformadores de instrumento.

Revisión y pruebas del lazo de control manual.

Revisión y pruebas del lazo de control automático.

Revisión y pruebas del limitador de mínima excitación.

Continua…


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

42 de 44

170330

…continuación

Revisión y pruebas limitador volts / Hertz.

Verificar contenido de gases en bucholtz y purgar.

Verificar operación de válvula de sobrepresión.

Verificar alarmas operadas en el AVR

Verificar alimentaciones de control al interruptor fallado.

DEPARTAMENTO ELÉCTRICO

Inspección visual del equipo involucrado.

Desconectar terminales al (los) transformador (es) involucrado (s).

Desconectar terminales de generador

Efectuar pruebas de simultaneidad.

Inspección y prueba de TP’s y revisión y cambio de fusibles baja y alta tensión de los mismos.

Prueba de presión y calidad del gas SF6.

Prueba de rigidez dieléctrica del aceite.

Realizar pruebas de corriente de excitación al (los) transformador (es) involucrado (s).

Realizar pruebas de factor de potencia al generador.

Realizar pruebas de factor de potencia al (los) transformador (es) involucrado (s).

Realizar pruebas de relación de transformación al (los) transformador (es) involucrado (s).

Continua…


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

43 de 44

170330

…continuación

Realizar pruebas de resistencia de aislamiento a buses.

Realizar pruebas de resistencia de aislamiento al (los) transformador (es) involucrado (s).

Realizar pruebas de resistencia de aislamiento al generador.

Revisión y pruebas a sistema de excitación (buses de c.a. y c.d., interruptor de campo, escobillas y anillos rozantes).

Verificar nivel de aceite al (los) transformador (es) involucrado (s).

Verificar potenciales en tableros de TP’s

Realizar pruebas de resistencia óhmica de devanados o de contactos de interruptor

Desarmar generador y extraer rotor para realizar pruebas al núcleo magnético (el cid). Si las pruebas indican la falla.

Verificar el voltaje entre cada uno de los polos de campo y tierra

Evaluación del daño que pudieran haber sufrido los equipos por la operación anormal.

Informar al departamento de operación de los resultados de las inspecciones.

Departamento instrumentación y control

Revisar instrumentación.

Conclusiones

Operación Nombre y firma

Manteamiento Nombre y firma

Superintendente general Nombre y firma

Operación Nombre y firma

Eléctrico Nombre y firma

Protecciones Nombre y firma

Control Nombre y firma


PROCEDIMIENTO

CFE G0100-32

44 de 44

170330

AGOSTO DEL 2016

81G 32G 37G87G

87GI

64G

59N

27TN

64S

64F 50G 21GZ1 24G 40G 59G 49G 51F 86E 78G 60FL 27G 46G 21GZ251V

51CDAG

87GT

87T

50H

50H/X

50TE

87TA

87TE

87TAR

51H

51H/X

51NTP-1

51NTA

51NTP-2 49T 63BH 63P 26Q 71

50FI

50FO

50FITA

50/2751F

51G

ALTA O

BAJA

FRECUENC

IA

POTENCIA

INVERSA

BAJA

POTENCIA

DISPAROS

DE

TURBINA

PROTECIÓ

N

DIFERENC

IAL GEN.

FALLA A

TIERRA

ESTATOR

FALLA A

TIERRA

CAMPO

DEL GEN.

SOBRECO

RRIENTE

INSTANTA

NEO

PROT. DE

DISTANCI

A ZONA 1

VOLTS/

HERTZ

PERDIDA

EXCITA-

CIÓN

SOBRE

VOLTAJE

GEN.

ALTA

TEMP. DEL

DEVANAD

O

GENERAD

OR

SOBRECO

RRIENTE

INST. DE

FASE DEL

GEN.

AVR

PERDIDA

DE

SINCRONI

SMO

DESBA-

LANCE

VOLT.

GEN.

BAJO

VOLTAJE

SECUEN-

CIA NEG.

PROT. DE

DISTANCI

A ZONA 2

SOBRE

CORRIENT

E CON

RESTRICC

ION DE

VOLTAJE

PROTECCI

ÓN

DIFERENC

IAL GPO.

PROTECCI

ÓN

DIFERENC

IAL TR.

AUX.

SOBRE

CORRIENT

E

SOBRE

CORR.

NEUTRO

TR #2

TEMP. DE

DEVANAD

O TR.

PPAL.

BUCHOLT

Z

VÁLVULA

DE

SOBREPR

ESION

TEMPERA

TURA DE

ACEITE

BAJO

NIVEL

ACEITE

SISTEMA

CONTRA

EXPLOSIÓN

E INCENDIO

FALLA

INTERRUP

TOR

INAD

SOBRECORRIEN

TE DEL

IONTERRUPTOR

PRINCIPAL DE

AUXILIARES

ARCO

ELÉCTRICO

TRANSFERENCI

A DE

AUXILIARES

MOTORES

VERIFICAR CUMPLIMIENTO DE LOGICA DE DISPARO

TIPO A, CONDICIÓN DE UNIDAD : PARO DE

EMERGENCIA, BLOQUEO DE UNIDAD (86´s) Y CAMBIO

DE AUXILIARES.

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

VERIFICAR CUMPLIMIENTO DE LOGICA DE DISPARO

TIPO B, CONDICIÓN DE UNIDAD : 52G1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

REGISTRAR OPERACIÓN DE ALARMAS Y EVENTOS EN

SISTEMA DE ADQUISICION DE DATOS2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 1 2 2 2 1 1 1

REGISTRAR GRÁFICOS DE TENDENCIAS. MEDICIONES

CRÍTICAS DE LA UNIDAD PREVIO AL DISPARO (MW,

MVAR, kV, Hz)

3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 2 3 3 3 3 1 3 3 3 3 3 3 2 3 3 3

REGISTRAR TEMPERATURAS EN MEDIDORES DEL

DEVANADOS Y ACEITE EN LOS TRANSFORMADORES2 4 4 4 4 4 4 3 3

REGISTRAR OPERACIÓN DE ALARMAS EN TABLERO DE

EXCITACIÓN_EN EL AVR.4 4 4 4 4 4 4 4 3 4 3 4

INFORMAR AL JEFE INMEDIATO. 4 4 4 4 4 4 5 4 4 5 5 5 5 5 5 5 4 5 4 4 5 5 5 5 5 5 5 4 2 4 4 4 2 2 2

INFORMAR AL SUPERINTENDENTE DE LA CENTRAL. 5 5 5 5 5 5 6 5 5 6 6 6 6 6 6 6 5 6 5 5 4 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 3 3 3

INFORMAR A LA GERENCIA DE CONTROL REGIONAL. 6 6 6 6 6 6 7 6 6 7 7 7 7 7 7 7 6 7 6 6 4 5 7 7 7 7 7 7 6 6 6 6 4 4 4

INFORMAR AL ESPECIALISTA DE PROTECCIONES. 7 7 7 7 7 7 8 7 7 8 8 8 8 8 8 8 7 8 7 7 5 6 8 8 8 8 7 8 8 7 3 7 7 7 5 5 5

INFORMAR AL DEPARTAMENTO ELECTRICO. 8 8 8 8 8 8 9 8 8 9 9 9 9 9 9 9 8 9 8 8 6 7 9 9 9 9 8 9 9 8 4 8 8 8 6 6 6

RESTABLECER RELEVADORES DE PROTECCION Y

86_UNA VEZ QUE HALLA ANALIZADO EL DEPTO. DE

PROTECCIONES.

13 13 13 14 11 11 12 11 11 14 15 13 16 16 16 15 8

EMBOTELLAR GENERADOR DE VAPOR. 9 9 10 10 10 10 10 10 10 10 9 9 9 10 10 10 10 9 9 9 9

REENCENDER GENERADOR DE VAPOR. 9 9 12 12 13 12 12 15 16 16 16

DECREMENTAR LA CARGA DEL TRANSFORMADOR CON

PROBLEMAS EN UN 50% Y CORREGIR CAUSA DE

CALENTAMIENTO.

SOLICITAR A LA GERENCIA DE CONTROL REGIONAL

LA CONFIRMACIÓN DE EVENTO EXTERNO A LA

CENTRAL

10 10 10 10 10 10 7 11 11

ESPERAR INDICACIONES DEL PERSONAL DE

MANTENIMIENTO PARA RESTABLECER CONDICIONES

DE LA UNIDAD, COORDINADO POR EL

SUPERINTEDENTE DE LA CENTRAL.

11 11 11 11 9 9 10 9 9 11 11 11 11 11 11 11 9 11 11 11 10 12 12 10 10 10 9 5 10 10 10 7 7 7

RESTABLECER LA UNIDAD CON EL INTERRUPTOR QUE

NO ESTE FALLADO.

RESTABLECER LA UNIDAD VIGILANDO LA

TEMPERATURA DE CADA TRANSFORMADOR PARA

EVITAR NUEVOS DISPAROS.

VERIFICAR VIBRACIONES Y CONDICIONES DE

OPERACIÓN DEL GENERADOR.OPC OPC

VERIFICAR Y CORREGIR VOLTAJES DEL GENERADOR

RESTABLECER LA UNIDAD EN CASO DE QUE LA FALLA

FUERA EXTERNA A LA CENTRAL.13 13 13 13 10 13 13

VERIFICAR FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE

ENFRIAMIENTO DEL TPU (VENTILADORES Y/O

BOMBAS).DAR RESET SI ES NECESARIO.

11 11 14 14 11 11 10

ESPERAR A LA GERENCIA DE CONTROL REGIONAL

PARA SINCRONIZAR UNIDAD DESPUÉS DE EVENTO

EXTERNO

12 12 12 12 15 15

VERIFICAR ESTADO DEL REGULADOR AUTOMÁTICO

DE TENSIÓN.12 12 12 12 11 12 OPC OPC OPC

VERIFICAR ESTADO DEL REGULADOR DE VELOCIDAD.

AUTORIZAR AL PERSONAL DE MANTENIMIENTO EL

RETIRO DEL BLOQUEO DE LA UNIDAD (DEPENDE DEL

RESULTADO DE LA VERIFICACIÓN EN SITIO)

15 14 14 14 14 14 12 12 10 12 12 11 12 12

INFORMAR AL ÁREA DE CONTROL Ó SUBÁREA DE

CONTROL DE LAS CORRECCIONES REALIZADAS Y

SOLICITAR PRUEBA DE ARRANQUE Y

SINCRONIZACIÓN DE LA UNIDAD CON EL FIN DE

RETIRAR LA LICENCIA.

16 15 15 15 11 13 13 12 13 13

RESTABLECER LA UNIDAD CON EL INTERRUPTOR QUE

NO ESTE FALLADO.

EN CASO DE RESTABLECER SISTEMA DE

ENFRIAMIENTO DEL TPu EN FORMA REMOTA O EN

SITIO CON PERSONAL DE MANTENIMIENTO.

SOLICITAR AL ACNO O SUBÁREA DE CONTROL EL

ARRANQUE , SINCRONIZACIÓN Y TOMA DE CARGA DE

LA UNIDAD CON EL FIN DE RETIRAR LA LICENCIA.

TOMA DE CARGA DE LA UNIDAD VIGILANDO LA

TEMPERATURA DE CADA TRANSFORMADOR PARA

EVITAR NUEVO DISPARO .

VERIFICAR VIBRACIONES Y CONDICIONES DE

OPERACIÓN DEL GENERADOR.EN CASO DE NO CONTAR CON LA CONFIRMACIÓN DE

EVENTO EXTERNO PROCEDER A AVISAR AL

SUPERINTENDENTE DE LA CENTRAL PARA REALIZAR

UNA REVISIÓN REMOTA A LAS PROTECCIONES O EN

SITIO.

13

EN CASO DE DETERMINAR UNA FALLA SOLICITAR

LICENCIA AL ÁREA DE CONTROL Ó SUBÁREA DE

CONTROL PARA QUE EL PERSONAL DE

MANTENIMIENTO REALICE LAS CORRECCIONES

NECESARIAS.

13 10 10 11 10 10 13 14 13 12 12 12 13 12 12 11 14 14 14 14 11 11 11 8 8 8

DESCARGAR LAS OSCILOGRAFIAS Y SECUENCIA DE

EVENTOS EN RELEVADOR Y/O REGISTRADOR DE

DISTURBIOS.

I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I

ANALIZAR INFORMACIÓN DEL REGISTRADOR DE

DISTURBIOS Y RELEVADORES DE PROTECCION.II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II II I II II II II II II II II II II II II II

INSPECCIÓN VISUAL DEL EQUIPO INVOLUCRADO. III III III III III III III III III III III III III III III III III III III III III III III III III III III

VERIFICAR CALIBRACIÓN, AJUSTES Y OPERACIÓN

DEL ESQUEMA DE PROTECCION.III III III III IV IV IV IV IV IV IV IV V IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV IV OPC 1 1 IV IV IV IV IV IV

INFORMAR AL DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN DE

LOS RESULTADOS DE LAS INSPECCIONES.VII VII VII VII VIII VIII IX VIII VIII XII XII XI VII VIII VII IX IX XI VI VII IX II X X VII V IV V V 3 3 VIII VII VII VII VII VII

REVISAR Y PROBAR CIRCUITOS SECUNDARIOS DE

POTENCIALES Y/O CORRIENTES INCLUYENDO CABLES

DE CONTROL.

IV IV IV IV V V V V V VI VI VI V VI VI VI VI OPC OPC V V V V OPC V V V V V V

REVISIÓN Y PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE

INSTRUMENTO.VI VI VI VI VIII VII VII VI VII VII VII OPC OPC VI VI VI OPC OPC OPC OPC OPC OPC OPC

REVISIÓN Y PRUEBAS DEL LAZO DE CONTROL

MANUAL. IX IX IX IX

REVISIÓN Y PRUEBAS DEL LAZO DE CONTROL

AUTOMÁTICO. X X X X

REVISIÓN Y PRUEBAS DEL LIMITADOR DE MÍNIMA

EXCITACIÓN. XI

REVISIÓN Y PRUEBAS LIMITADOR VOLTS / HERTZ. VII

VERIFICAR CONTENIDO DE GASES EN BUCHOLTZ Y

PURGAR. VII VII OPC III

VERIFICAR OPERACIÒN DE VÁLVULA DE

SOBREPRESIÓN. VIII VIII III

VERIFICAR POTENCIALES EN RELEVADOR 60FL. V V V V VII V VII

VERIFICAR REAPRIETE DE CONEXIONES. VI VI VI VI VII VII VIII VII VII XI VIII VIII VI VII VIII VIII VIII V VI VIII IX IX VI IV III IV IV 2 2 VI VI VI VI VI VI

VERIFICAR ALARMAS OPERADAS EN EL AVR VI V V V IV V V V V

VERIFICAR ALIMENTACIONES DE CONTROL AL

INTERRUPTOR FALLADO..VII

INSPECCIÓN VISUAL DEL EQUIPO INVOLUCRADO. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 I OPC OPC OPC 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

DESCONECTAR TERMINALES AL (LOS)

TRANSFORMADOR (ES) INVOLUCRADO (S)..II 2 2 OPC

DESCONECTAR TERMINALES DE GENERADOR 3 III 3 OPC 2

EFECTUAR PRUEBAS DE SIMULTANIEDAD. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 2 2 2 2

INSPECCIÓN Y PRUEBA DE TP’s Y REVISION Y

CAMBIO DE FUSIBLES BAJA Y ALTA TENSIÓN

DE LOS MISMOS.

3 3 3 3 3 3

PRUEBA DE PRESION Y CALIDAD DEL GAS SF6. 2

PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE. 4 3 2 2

REALIZAR PRUEBAS DE CORRIENTE DE EXCITACIÓN

AL (LOS) TRANSFORMADOR (ES)

INVOLUCRADO (S).

3 3 3 4 5 4

REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA AL

GENERADOR.4 3 3 3 5 IV 3

REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA AL

(LOS) TRANSFORMADOR (ES) INVOLUCRADO (S).6 5

REALIZAR PRUEBAS DE RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN AL (LOS) TRANSFORMADOR (ES)

INVOLUCRADO (S).

4 6 7 6

REALIZAR PRUEBAS DE RESISTENCIA DE

AISLAMIENTO A BUSES.5 4 4 4 V


AISLAMIENTO AL (LOS) TRANSFORMADOR (ES)

INVOLUCRADO (S).

8 OPC


AISLAMIENTO AL GENERADOR.6 5 5 5 4 4 4 VI 4

REVISIÓN Y PRUEBAS A SISTEMA DE EXCITACIÓN

(BUSES DE CA Y CD, INTERRUPTOR DE CAMPO,

ESCOBILLAS Y ANILLOS ROZANTES).

4 5 5 5 7

VERIFICAR NIVEL DE ACEITE AL (LOS)

TRANSFORMADOR (ES) INVOLUCRADO (S).3 3 2

VERIFICAR POTENCIALES EN TABLEROS DE TP’s 6 5 6 6 4

REALIZAR PRUEBAS DE RESISTENCIA OHMICA DE

DEVANADOS O DE CONTACTOS DE INTERRUPTOR4

DESARMAR GENERADOR Y EXTRAER ROTOR PARA

REALIZAR PRUEBAS AL NÚCLEO MAGNÉTICO (EL CID).

SI LAS PRUEBAS INDICAN LA FALLA.

8 OPC

VERIFICAR EL VOLTAJE ENTRE CADA UNO DE LOS

POLOS DE CAMPO Y TIERRA6

EVALUACION DEL DAÑO QUE PUDIERAN HABER

SUFRIDO LOS EQUIPOS POR LA OPERACIÓN

ANORMAL.

7 7 7 7 6 6 6 3 5 8 4 4 5 5

INFORMAR AL DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN DE

LOS RESULTADOS DE LAS INSPECCIONES.3 3 3 3 8 8 7 8 8 7 7 7 4 6 5 9 5 5 VII 9 7 2 2 2 4 4 3 6 6 3 3 3 3

REVISAR INSTRUMENTACIÓN. 1 1 1 1 1 1 1 1

F

NUMEROS ROMANOS = SEGUIMIENTO QUE SE DA EN CASO DE FALLAS INTERNAS NOTAS: LOS DISPAROS TIPO A y B ó C DEBEN SER ASIGNADOS DE ACUERDO A LOS ESQUEMAS PARTICULARES DE CADA CENTRAL

NUMERO ARABIGO = SECUENCIA DE OPERACION NORMAL

OPC = OPCIONAL

MATRIZ DE ACCIONES ANTE LA OPERACIÓN DE PROTECCIONES ELECTRICAS

PRINCIPALES Y DE RESPALDO DE UNIDAD

EN CENTRALES DE LA SUBDIRECCION DE GENERACION

A C C I O N E S

DEPARTAMENTO DE OPERACION


DEPARTAMENTO ELECTRICO

DEPARTAMENTO DE INSTRUMENTACION Y CONTROL

mÉxico4.5 sistema para detección y mitigación de arco eléctrico es un sistema electrónico...

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