G0100 31

MÉXICO
CRITERIOS PARA EL CÁLCULO DE AJUSTES Y COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN SISTEMAS AUXILIARES DE UNA
CENTRAL GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
AGOSTO 2016
REVISA Y SUSTITUYE A LA
EDICIÓN DE JULIO DE 2008

PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN SISTEMAS AUXILIARES DE UNA CENTRAL
GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
160823 Rev
C O N T E N I D O
1 OBJETIVO __________________________________________________________________________1
2 CAMPO DE APLICACIÓN______________________________________________________________1
3 NORMAS QUE APLICAN ______________________________________________________________1
4 DEFINICIONES ______________________________________________________________________1
4.1 Ajustes_____________________________________________________________________________1
4.2 Ampacidad _________________________________________________________________________2
4.3 Arranque (pick-up) ___________________________________________________________________2
4.4 Bus de Motores______________________________________________________________________2
4.5 Cantidad Característica _______________________________________________________________2
4.6 Corriente de Arranque ________________________________________________________________2
4.7 Corriente de Rotor Bloqueado _________________________________________________________2
4.8 Curva Tiempo-Corriente de Aceleración _________________________________________________2
4.9 Curva Característica__________________________________________________________________2
4.10 Estator _____________________________________________________________________________2
4.11 Elemento Instantáneo ________________________________________________________________2
4.12 Elemento de Fase ____________________________________________________________________2
4.13 Elemento de Tierra ___________________________________________________________________2
4.14 Elemento de Tiempo _________________________________________________________________3
4.15 Elemento de Tiempo Corto ____________________________________________________________3
4.16 Elemento de Tiempo Largo ____________________________________________________________3
4.17 Factor de Servicio ___________________________________________________________________3
4.18 Limite Térmico de Aceleración _________________________________________________________3
4.19 Limite Térmico de Rotor Bloqueado ____________________________________________________3
4.20 Módulo de Intensidad Nominal (Rating-plug) _____________________________________________3
4.21 Palanca (dial)________________________________________________________________________3
4.22 Relevador __________________________________________________________________________3
4.23 Relevador Instantáneo ________________________________________________________________3
4.24 Relevador de Tiempo Definido _________________________________________________________3
4.25 Relevador de Tiempo Inverso __________________________________________________________4
4.26 Reposición (drop-out) ________________________________________________________________4

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4.27 Rotor ______________________________________________________________________________4
4.28 Sobrecarrera ________________________________________________________________________4
4.29 Tiempo de Arranque__________________________________________________________________4
4.30 Tiempo de Apertura del Interruptor _____________________________________________________4
4.31 Tolerancia __________________________________________________________________________4
4.32 Torque o Par de Carga ________________________________________________________________4
4.33 Transferencia de Bus de Motores_______________________________________________________4
4.34 Tensión Nominal_____________________________________________________________________4
4.35 Devanado de Alta ____________________________________________________________________4
4.36 Devanada de Baja____________________________________________________________________4
5 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS _________________________________________________________5
6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES _______________________________________5
6.1 Introducción ________________________________________________________________________5
6.2 Requisitos Previos ___________________________________________________________________5
6.3 Generalidades_______________________________________________________________________6
6.4 Protecciones y Criterios de Ajuste Recomendados _______________________________________7
7 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL____________________________________________25
8 BIBLIOGRÁFIA _____________________________________________________________________25
APÉNDICE A (Informativo) DIAGRAMA UNIFILAR DE PUNTOS DE COORDINACIÓN _____________________26

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PROCEDIMIENTO
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1 OBJETIVO
Establecer los criterios básicos para realizar los cálculos de ajustes de protecciones eléctricas así como su coordinación,
del sistema eléctrico de los sistemas de auxiliares de las Centrales Generadoras, para mantener y aumentar la
confiabilidad y seguridad eléctrica de dichos sistemas.
2 CAMPO DE APLICACIÓN
Cubrir el cálculo de ajustes de protecciones eléctricas del sistema de auxiliares en las Centrales Generadoras de
electricidad de nueva adquisición, durante la etapa de puesta en servicio así como la revisión periódica de ajustes de
protecciones del sistema de auxiliares de Centrales Generadoras de electricidad en servicio ya sea por cambio de
equipos primarios, cambios de equipos de protección y/o actualizaciones u homologaciones de los anteriores.
Esta actividad debe ser realizada por el Departamento de Protecciones de la Central Generadora y/o de la Subgerencia
correspondiente. En las Centrales Generadoras y Subgerencias en donde no se cuente con este departamento, el
Departamento Eléctrico lo debe ejecutar, pudiendo contratarlo con una compañía especializada con el fin de dar
cumplimiento a lo especificado.
Es requisito indispensable que el presente documento esté disponible durante la puesta en servicio. La actividad de
puesta en servicio se refiere a optimizar y adecuar dichos cálculos, utilizando datos reales de los componentes del
sistema, a partir de registros secuenciales y oscilográficos de relevadores digitales y/o registros de equipos de pruebas
dinámicas.
3 NORMAS QUE APLICAN
NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida
NOM-001-SEDE-2012 Instalaciones Eléctricas.
CFE G0100-07-2016 Ajustes de Protecciones Eléctricas de las Unidades Generadoras,
Transformadores de Unidad e Interruptores de Potencia.
CFE G0100-08-2012 Sistema Para Detección y Mitigación del Fenómeno de Arco Eléctrico
en Tableros Eléctricos de Baja y Media Tensión.
CFE G0100-18-2015 Sistemas de Transferencia de Servicios Auxiliares de Media Tensión
en Centrales Generadoras.
CFE G0100-28-2015 Sistema Digital de Protección, Detección y Localización de Fallas
Monofásicas a Tierra en Baja y Media Tensión de las Centrales
Generadoras de CFE.
NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados utilizarse la edición vigente en la fecha de
publicación de la convocatoria a la licitación.
4 DEFINICIONES
4.1 Ajuste
Es el valor límite de una cantidad característica o energización que se le asignan a un relevador para que opere bajos
condiciones específicas.

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

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

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

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5 SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
C.C.M. Centro de control de motores
c.a. Corriente alterna
c.d Corriente directa
F.S. Factor de servicio
Inom Corriente nominal
Irb Corriente de rotor bloqueado
S.E.U. Subestación eléctrica unitaria
TC Transformador de corriente
TP Transformador de potencial
Vnom Voltaje nominal
6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES
Las unidades de medida utilizadas en esta especificación son las contenidas en la norma NOM-008-SCFI.
6.1 Introducción
El sistema de auxiliares de una unidad generadora de proceso termoeléctrico está constituido típicamente por los
siguientes componentes: transformador de auxiliares, transformador de arranque, tableros de media tensión,
subestaciones unitarias, transformador de servicios propios, tableros de baja tensión, auxiliares de media tensión,
auxiliares de baja tensión y centros de control de motores.
Para el caso de unidades hidroeléctricas las cuales normalmente no tienen buses de media tensión, aplica lo
correspondiente a baja tensión y transformadores en general.
La calidad de la realización de los cálculos de ajustes de protecciones en este sistema de auxiliares constituye una
garantía preliminar para su buen funcionamiento, el cual debe ser complementado con los diferentes tipos de
mantenimiento y pruebas correspondientes.
6.2 REQUISITOS PREVIOS
a) Verificar que los sistemas de protección sean transferidos de construcción a puesta en servicio, para
el caso de nuevas unidades.
b) Contar con la Memoria de Cálculo de la Ingeniería de Diseño.
c) Contar con el Estudio de Cortocircuito en los diferentes buses y niveles de tensión de la Unidad
Generadora.
d) Contar con los instructivos del fabricante de los dispositivos de protección e interruptores.
e) Contar con los instructivos del fabricante de motores de media y baja tensión incluyendo las curvas de
arranque y las curvas de capacidad térmica.

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f) Contar con los instructivos y datos de placa de los transformadores principales, auxiliares, de
arranque y subestaciones unitarias.
g) Contar con los datos de placa de los bancos de resistencias de aterrizamiento de media y baja
tensión (donde aplique).
h) Contar con las tablas de ampacidades y curvas de corrientes de corto circuito permisibles para los
cables utilizados.
i) Contar con el Diagrama Unifilar general de la Central Generadora.
j) Contar con el Diagrama Trifilar del sistema de Auxiliares en los diferentes niveles de tensión.
k) Contar con los Diagramas Lógicos e Interlock de protecciones del sistema de Auxiliares.
l) Contar con los Diagramas Unifilares de Medición y Protección de los sistemas eléctricos de media y
baja tensión.
m) Se recomienda contar con un programa (software) especializado en estudio de cortocircuito y
coordinación de protecciones, entre otros tipos de estudios que se puedan realizar con el mismo.
6.3 Generalidades
a) Elaborar el diagrama unifilar del sistema de auxiliares cuyas protecciones se van a coordinar,
mostrando el equivalente del sistema, generador eléctrico, buses, interruptores, transformadores de
potencia, reactores, cables, cargas, transformadores de corriente, transformadores de potencial,
relevadores de protección y fusibles.
b) Indicar en el diagrama unifilar las capacidades e impedancias de todas las cargas y equipos de
circuitos principales y derivados.
c) Realizar el estudio de corto circuito del sistema de auxiliares determinando, las corrientes máximas y
mínimas de corto circuito (en condiciones de operación) en cualquier punto del sistema, tanto
simétricas como asimétricas. Este estudio debe ser realizado para la condición instantánea
(0.5 ciclos), interruptiva (5 ciclos) y estable (30 ciclos).
d) Contar con los parámetros de operación tales como: corrientes de plena carga, corrientes permisibles
de sobrecarga, corrientes de arranque en motores y corrientes de "inrush" en transformadores.
e) Verificar los límites máximos y mínimos establecidos por la NOM-001 dentro de los cuales los
dispositivos de protección deben ajustarse para asegurar su cumplimiento.
f) Contar con las características de los dispositivos de protección eléctrica, tales como: intervalos de
ajuste de la corriente de operación en elementos temporizados e instantáneos, palancas de tiempo
(dial) y tipos de curvas en elementos temporizados, pudiendo ser cantidades de fase, de neutro o de
secuencia positiva, negativa y cero, así como otras variables a vigilar tales como, voltaje, frecuencia,
secuencia de giro y temperatura, entre otros.
g) Determinar los factores de coordinación de los dispositivos de protección tales como:
- Magnitudes de corriente de falla, simétricas y asimétricas
- Sensibilidad del dispositivo de protección para las magnitudes de corrientes de falla simétricas
y asimétricas
- Margen de tiempo cuyo valor típico es 0.350 s para esquemas de protección con relevadores

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electromecánicos y de 0.250 s para esquemas de protección con relevadores de estado sólido
y/o digitales. Este valor está compuesto por los siguientes elementos de tiempo:
TABLA 1- Factores coordinación de los dispositivos de protección
Concepto Tiempo (s) Comentario
Sobrecarrera 0.100 Sólo se usa para relevadores electromecánicos.
Tolerancia 0.170
Aplica principalmente para relevadores electromecánicos.
En relevadores de estado sólido y digitales es menor.
Tiempo de operación
del interruptor
0.080
Este valor corresponde a un interruptor con tiempo de
tiempo de opresión de 5 ciclos.
Nota: El margen de tiempo puede ser modificado si el tiempo de apertura y/o disparo del interruptor es mayor de 5 ciclos.
6.4 Protecciones y criterios de ajuste recomendados
A continuación se muestran los intervalos típicos de ajuste de los dispositivos de protección para diferentes equipos,
pero el estudio definitivo de coordinación de protecciones debe realizarse de acuerdo a los requisitos indicados
anteriormente y deben validarse en puesta en servicio con datos de campo reales.
Para efecto de interpretación del presente documento, debe entenderse los siguientes puntos, alta tensión el bus de
generación, devanado de alta del transformador de auxiliares y de arranque, media tensión, devanado de baja de los
transformadores de auxiliares y de arranque y como baja tensión los niveles de voltaje menores a 1 kV.
En el APÉNDICE A sección A.1 se muestra el diagrama típico de puntos de coordinación de protecciones que cubre esta
sección.
Nota: Los niveles de tensión referidos en este procedimiento como alta y media tensión, no son correlativos con la ley de la industria
eléctrica.
6.4.1 Protección de motores alimentados desde los centros de control de motores de 480 V.
En el APÉNDICE A sección A.2.1 se muestra el diagrama unifilar típico y la carta de coordinación de protecciones de
este punto.
a) Equipo de protección
- Contra corto circuito, debe usarse interruptor termomagnético de caja moldeada.
- Contra sobrecarga, debe usarse elemento térmico (bimetálico o de aleación eutéctica) o
elemento de protección de estado sólido y/o digital.
b) Verificaciones preliminares
- La capacidad nominal del interruptor termomagnético debe ser al menos 3 veces y no mayor a
8 veces la corriente nominal del motor (NOM-001 tabla 430-52).
- El elemento térmico debe ser aproximadamente 1.15 veces la corriente nominal del motor para
motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la corriente nominal del motor para
motores con factor de servicio de 1.15. Para esta selección se deben usar las tablas del
fabricante del arrancador.
- Para los elementos de estado sólido y digitales, se recomienda seleccionar un elemento cuyo
rango de ajuste sea aproximadamente del 70 % al 200 % de la corriente nominal del motor,
con la finalidad de tener un adecuado margen de ajuste.

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- Verificar la adecuada ampacidad del cable de fuerza que alimenta al motor a la salida del CCM
(por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que la ampacidad del cable sea de al
menos de 125 % de la corriente nominal del motor.
- Verificar que el circuito derivado para el control eléctrico del motor o equipo esté debidamente
protegido mediante sus fusibles correspondientes.
c) Base del ajuste.
- Interruptor termomagnético: Este elemento normalmente no tiene ajuste y debe ser
seleccionado de acuerdo a lo recomendado en el punto 6.4.1 inciso b.
- Elemento térmico: Este elemento no tiene ajuste y debe ser seleccionado de acuerdo a lo
recomendado en el punto 6.4.1 inciso b.
- Elemento de sobrecarga de estado sólido o digital: debe ser ajustado con 1.15 veces la
corriente nominal del motor para motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la
corriente nominal del motor para motores con factor de servicio de 1.15.
- Si el valor de ajuste calculado no sale exacto de acuerdo a los valores disponibles para ajuste,
seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior. En caso de utilizar el
valor superior se debe verificar que para motores con un F.S. marcado de 1.15 o más o con un
aumento de temperatura marcado de 40 grados o menos, no rebasar el 140 % de la corriente
nominal del motor y para el resto de los motores no rebasar el 130 % de la corriente nominal
del motor.
Nota: Debe tenerse la precaución de verificar en la información del fabricante si el elemento seleccionado ya considera los valores de
sobrecarga de tal forma que no se duplique el factor de sobrecarga.
6.4.2 Protección de motores alimentados desde una subestación eléctrica unitaria de 480 V
este punto.
- Sobrecorriente de estado sólido o digital
b) Verificación Preliminar
- Verificar el tipo de sensor de corriente (TC o toroide) y su relación.
- Verificar el valor del módulo de intensidad nominal (rating-plug).
- Verificar la consistencia (igualdad) entre los valores de los sensores tipo toroide y el módulo de
intensidad nominal (rating plug).
- Para los casos del uso de TC´s convencionales utilizados juntos con los módulos de intensidad
nominal (rating plug), verificar que el valor de este último sea igual o menor que la relación del
TC.
- Verificar si se utiliza un TC de secuencia cero (tipo ventana o núcleo balanceado) o elemento
residual. Se recomienda utilizar TC´s de secuencia cero.
- Verificar la adecuada ampacidad del cable de fuerza que alimenta al motor a la salida de la
S.E.U. (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos de 125 %
de la corriente nominal del motor.

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- Para el caso de utilización de resistencias limitadoras de corriente en el neutro del
transformador de servicios propios de la S.E.U, verificar que en caso de aterrizamiento del
motor, se alcance el valor mínimo de ajuste del arranque (pickup) del elemento de tierra, si se
cuenta con el mismo. En caso contrario, anotar en el estudio que no es posible usar este
elemento de tierra.
- En caso de utilizar un sistema digital de protección, detección y localización de fallas
monofásicas (a tierra) en sistemas eléctricos de baja tensión, se deben habilitar las alarmas y
disparos conforme al propio sistema, ya que el objetivo es que el sistema eléctrico siga
operando aun cuando esté presente la falla a tierra para mantener la mayor confiabilidad y
disponibilidad del sistema de auxiliares. Para mayor detalle referirse a la especificación
CFE-G0100-28.
- Elementos de Protección Recomendados:
 Tiempo Largo
 Tiempo Corto
 Instantáneo
 Elemento de Tierra
c) Base del ajuste:
- Elemento de tiempo largo.
 Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con 1.15 veces la corriente nominal del motor para
motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la corriente nominal del motor para
motores con factor de servicio de 1.15 o más.
 Si el valor de ajuste calculado no sale exacto de acuerdo a los valores disponibles para
ajuste, seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior. En caso de
utilizar el valor superior, se debe verificar que para motores con un F.S. marcado de 1.15
o más, o con un aumento de temperatura marcado de 40 grados o menos, no rebasar el
140 % de la corriente nominal del motor y para el resto de los motores no rebasar el
130 % de la corriente nominal del motor.
 Curva: En caso de tener la posibilidad de seleccionar una curva, como las curvas I2t o I4t
se recomienda utilizar la I2t por ser la más adecuada a las características del motor.
 Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal, que libre el tiempo de
arranque del motor con corriente de rotor bloqueado (valor típico de Irb = 6 Inom) y que
al mismo tiempo quede por debajo, tanto de la curva de limite térmico del motor, como de
la curva de daño del conductor. Como valor inicial se recomienda utilizar un valor entre el
tiempo de arranque del motor y debajo de la curva de daño del motor a la corriente de
rotor bloqueado.
Nota 1: Para valores precisos de corriente de rotor bloqueado, se recomienda verificar la información del fabricante del motor véase
referencia [4 sección 10] del capítulo 8 de este procedimiento.
Nota 2: Para el caso donde no se cuente con la curva del límite térmico del fabricante del motor de inducción, se puede construir una
estimación de la misma, considerando un valor seguro no mayor de 10 s a la corriente de rotor bloqueado (este dato es el tiempo
de rotor bloqueado) y 100 s a 2 veces la corriente nominal, véase referencia [7] del capítulo 8 de este procedimiento.
- Elemento de tiempo corto.
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar a un valor de 1.3 veces la corriente de rotor

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bloqueado.
 Temporizador: Se recomienda ajustar con un tiempo de 0.300 s.
- Elemento instantáneo.
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar a un valor de 1.5 veces la corriente de rotor
bloqueado, cuidando siempre de no exceder 13 veces la corriente nominal del motor,
para no rebasar el valor máximo de sobrecorriente de corto circuito.
Nota: Debe tenerse la precaución de verificar si los valores de ajuste de arranque del elemento instantáneo y del elemento de tiempo corto
están en función de la corriente nominal o del ajuste de arranque del elemento de tiempo largo.
- Elemento de falla a tierra.
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar al valor mínimo permisible del relevador,
teniendo cuidado de verificar que la corriente de secuencia cero producida por la
disposición geométrica de los cables cuando éste es de una longitud considerable (por
ejemplo >100 m.), no exceda este valor.
 Temporizador: Se recomienda utilizar un ajuste de 0.05 s a 0.1 s (no requiere coordinar).
Con este valor se asegura librar el transitorio por cierres asimétricos del interruptor y
transitorios propios del sistema.
Nota: En el caso de relevadores digitales que tengan disponibles elementos de protección adicionales tales como, secuencia negativa,
secuencia de giro, rotor atascado (jam trip), pérdida de carga (load loss), factor de potencia, entre otros, es recomendable habilitarlos
conforme a las recomendaciones del fabricante del motor y del fabricante del relevador.
6.4.3 Protección de alimentador de centro de control de motores de 480 V
este punto:
- Sobrecorriente de estado - sólido o digital
b) Verificaciones Preliminares
- Verificar el Valor del módulo de intensidad nominal (rating-plug).
- Para los casos del uso de TC´s convencionales utilizados juntos con rating plug, verificar que el
valor de este último sea igual o menor que la relación del TC.
- Verificar la adecuada ampacidad del cable de fuerza que alimenta al CCM (por caída de voltaje
y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos de 125 % de la suma de la corrientes
de las cargas conectadas al CCM.
transformador de servicios propios de la S.E.U., verificar que en caso de aterrizamiento del
alimentador del CCM, se alcance el valor mínimo de ajuste del arranque (pickup) del elemento
de tierra, si se cuenta con el mismo. En caso contrario, anotar en el estudio que no es posible

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usar este elemento de tierra.
CFE-G0100-28.
- Elementos de Protección Recomendados
 Tiempo Largo
 Tiempo Corto
 Elemento de Tierra
c) Base del ajuste:
 Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con un valor de 1.10 a 1.30 veces la suma de las
corrientes nominales de todas las cargas del CCM.
ajuste, seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior.
 Curva: En caso de tener la posibilidad selección de una curva, como las curvas I2t o I4t se
recomienda utilizar la curva I2t por ser la más adecuada.
 Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el mayor
interruptor termomagnético del CCM y que quede por debajo de la curva de daño del
conductor del alimentador. Se recomienda iniciar con el valor de tiempo mínimo de la
protección del interruptor del alimentador del CCM, verificando si cumple con la
coordinación, dando prioridad a la curva del interruptor termomagnético.
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar a un valor de 8 veces el ajuste de arranque
del elemento de tiempo largo.
 Temporizador: Se recomienda ajustar con un tiempo de 0.300 s.
- Elemento instantáneo
 Arranque (pick-up): Se recomienda dejar bloqueada esta función. Sin embargo, en caso
de que se requiera habilitar se debe considerar el valor de la corriente de corto circuito
en las barras del CCM y que no interfiera con los elementos instantáneos de los circuitos
del CCM, es decir, si las curvas de coordinación se superponen.
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar al valor mínimo permisible del relevador.
 Temporizador: Se recomienda utilizar un ajuste de 0.25 s por arriba del elemento de falla
a tierra de los circuitos derivados del CCM (esto siempre y cuando se cuente con esta
protección).

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Nota: Debe tenerse la precaución de verificar si los valores de ajuste de arranque del elemento instantáneo y de elemento de tiempo corto
6.4.4 Protección del interruptor de enlace de subestación eléctrica unitaria de 480 V
En el APÉNDICE A sección A.2.4 se muestra el diagrama unifilar típico y la carta de coordinación de este punto de
coordinación de protecciones.
a) Equipo de protección.
b) Verificaciones Preliminares.
- Verificar el valor del módulo de intensidad nominal (rating-plug).
- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que enlaza las subestaciones unitarias (por
caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos de 125 % de la suma
de las corrientes del total de las cargas del bus a enlazar.
transformador de servicios propios de la S.E.U, verificar que en caso de aterrizamiento del
cable de enlace o del bus de 480 V a enlazar, se alcance el valor mínimo de ajuste del
arranque (pickup) del elemento de tierra, si se cuenta con el mismo. En caso contrario, anotar
en el estudio que no es posible usar este elemento de tierra.
monofásicas (a tierra) en sistemas eléctricos de baja tensión, se debe habilitar las alarmas y
CFE-G0100-28.
. Tiempo Largo
. Tiempo Corto
. Elemento de Tierra
c) Base del ajuste.
 Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con un valor de 1.20 a 1.30 veces la suma de las
corrientes nominales de todas las cargas del bus.

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ajuste, seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior.
 Curva: En caso de tener la posibilidad de selección de una curva, como las curvas I2t o
I4t se recomienda utilizar la curva I2t por ser la más adecuada.
 Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el ajuste
más alto de tiempo largo de los equipos de la unitaria considerando un margen de tiempo
de coordinación de 0.25 s y que quede por debajo de la curva de daño del conductor del
enlace.
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar a un valor de 8 veces el ajuste de arranque
del elemento de tiempo largo.
 Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el ajuste
más alto de tiempo corto de los equipos de la unitaria considerando un margen de tiempo
de coordinación de 0.20 s y que quede por debajo de la curva de daño del conductor del
enlace.
 Arranque (pick-up): Se recomienda dejar bloqueado el ajuste de esta función. Sin
embargo, en caso de que se requiera habilitar se debe considerar el valor corriente de
corto circuito en las barras de la S.E.U. y que no interfiera con los elementos
instantáneos de los circuitos de la S.E.U.; es decir, si las curvas de coordinación se
superponen.
Nota I: Para el caso de la utilización de relevadores con la función de sobrecorriente de tiempo inverso 51G, se debe considerar para el
arranque (pickup) y para la coordinación de tiempo, los mismos criterios que los utilizados para el tiempo largo y seleccionar la curva
que más se adecue para este objetivo, cuidando que la coordinación se cumpla para la falla trifásica máxima. Si el relevador cuenta
con una unidad de tiempo definido, utilizar los mismos criterios que los utilizados para el elemento de tiempo corto. La unidad
instantánea debe quedar bloqueada.
Nota II:Debe tenerse la precaución de verificar si los valores de ajuste de arranque del elemento instantáneo y de elemento de tiempo corto
 Arranque (pick-up): se recomienda ajustar a 2.0 veces el valor mayor de arranque de los
circuitos derivados de la S.E.U.
 Temporizador: se recomienda utilizar un ajuste de 0.20 s por arriba del elemento de falla
a tierra del alimentador del CCM. Se debe verificar que con este ajuste de tiempo el
elemento de tierra quede coordinado con cualquier circuito derivado de la S.E.U.
Nota: Para el caso de la utilización de relevadores con la función de sobrecorriente de tiempo inverso de corriente residual 51G, se debe
considerar para el arranque (pickup) y para la coordinación de tiempo, los mismos criterios que los utilizados para el elemento de
falla a tierra y seleccionar la curva que más se adecue para este objetivo, cuidando que la coordinación se cumpla para la falla
monofásica máxima. Si el relevador cuenta con una unidad de tiempo definido, utilizar preferentemente este elemento. El elemento
50G debe dejarse bloqueado.
6.4.5 Protección de fase y de neutro del transformador de servicios propios (subestación eléctrica
unitaria) devanado de baja.

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b) Verificaciones Preliminares.
- Verificar el Valor del módulo de intensidad nominal (rating-plug).
- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta al transformador de servicios
propios con el alimentador principal de la S.E.U (por caída de voltaje y por corto circuito). Se
recomienda que sea de al menos de 125 % de la suma de las corrientes del total de las cargas
de la S.E.U más la suma de las corrientes del total de las cargas del enlace.
transformador de servicios propios de la S.E.U, verificar que en caso de aterrizamiento de
algún circuito derivado de la S.E.U, se alcance el valor mínimo de ajuste del arranque (pickup)
del elemento de tierra, si se cuenta con el mismo. En caso contrario, anotar en el estudio que
no es posible usar este elemento de tierra.
CFE-G0100-28.
- Elementos de Protección Recomendados.
 Tiempo Largo
 Tiempo Corto
 Elemento de Tierra (seleccionar si se debe residual, neutro).
c) Base del ajuste.
 Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con un valor de 1.20 a 1.50 veces la In del
transformador de servicios propios a capacidad máxima, verificando que este valor
sea mayor al arranque del interruptor de enlace.
 Si el valor de ajuste calculado no sale exacto de acuerdo a los valores disponibles
para ajuste, seleccionar el valor más próximo disponible, ya sea superior o inferior.
 Curva: En caso de tener la posibilidad de selección de una curva, como las curvas
I2t o I4t se recomienda utilizar la curva I2t por ser la más adecuada.
 Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el
ajuste más alto de tiempo largo de los equipos de la S.E.U incluyendo el enlace,
considerando un margen de tiempo de coordinación de 0.25 s para la falla trifásica

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máxima en el bus de 480 V. de la S.E.U.
 Arranque (pick-up): se recomienda ajustar a un valor de 8 veces el ajuste de
arranque del elemento de tiempo largo, verificando que este valor sea mayor al
arranque del interruptor de enlace.
 Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que coordine con el
ajuste más alto de tiempo corto de los equipos de la S.E.U incluyendo el enlace,
considerando un margen de tiempo de coordinación de 0.20 s para la falla trifásica
máxima en el bus de 480 V de la S.E.U.
 Arranque (pick-up): Se recomienda dejar bloqueado el ajuste de esta función.
Nota I: Para el caso de la utilización de relevadores con la función de sobrecorriente de tiempo inverso 51G, se debe considerar para el
arranque (pickup) y para la coordinación de tiempo, los mismos criterios que los utilizados para el tiempo largo y seleccionar la curva
que más se adecue para este objetivo, cuidando que la coordinación se cumpla para la falla trifásica máxima. Si el relevador cuenta
con una unidad de tiempo definido, utilizar los mismos criterios que los del elemento de tiempo corto. La unidad instantánea debe
quedar bloqueada.
Nota II: Debe tenerse la precaución de verificar si los valores de ajuste de arranque del elemento instantáneo y de elemento de tiempo corto
- Elemento de tierra (residual).
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar de 1.2 a 1.5 veces el valor mayor de arranque
de los circuitos derivados de la S.E.U, incluyendo el enlace.
 Temporizador: Se recomienda utilizar un ajuste de 0.20 s por arriba del elemento de falla
a tierra de los circuitos derivados de la S.E.U. incluyendo el enlace. Se debe verificar que
con este ajuste de tiempo, el elemento de tierra quede coordinado con cualquier circuito
derivado de la S.E.U.
Nota: Para el caso de la utilización de relevadores con la función de sobrecorriente de tiempo inverso de corriente residual 51G, se debe
considerar para el arranque (pickup) y para la coordinación de tiempo, los mismos criterios que los utilizados para el elemento de falla
a tierra y seleccionar la curva que más se adecue para este objetivo, cuidando que la coordinación se cumpla para la falla monofásica
máxima. Si el relevador cuenta con una unidad de tiempo definido, utilizar preferentemente este elemento. El elemento 50G debe
dejarse bloqueado.
- Elemento de tierra (neutro).
Para el caso que se cuente con la protección de sobrecorriente de neutro utilizando un TC en el
neutro del transformador de la S.E.U se utilizaran los siguientes criterios de ajustes:
 Arranque (pick-up): se recomienda ajustar de 0.25 a 0.40 veces la corriente nominal del
devanado de baja del transformador de servicios propios de la S.E.U a la capacidad
máxima del mismo, cuidando que este valor sea igual o mayor al ajuste del elemento de
tierra del interruptor principal de la S.E.U.
 Temporizador: Se debe seleccionar una palanca (dial) tal que para una falla monofásica
máxima en el bus de 480 V opere con un tiempo de 1.0 segundo, cuidando que coordine
con el tiempo de operación del interruptor principal de la S.E.U y que quede por debajo
de la curva de daño tanto del conductor como del transformador, considerando para este
último que la curva se afectara con un factor de 0.58 por la conexión Delta - Estrella.

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El valor de 0.58 es para considerar el cambio en la magnitud de la corriente de fase de la
delta en relación a la estrella del transformador de servicios propios de la S.E.U. De
manera que se pueda brindar protección de respaldo para aquellas fallas de fase a tierra
en el sistema en las cuales por condiciones particulares se tienen corrientes en las fases
de la estrella mayores a 3I0 que circulan por el neutro.
6.4.6 Protección de fase y de neutro del transformador de servicios propios (subestación eléctrica
unitaria) devanado de baja.
- Relevador de protección de sobrecorriente de estado sólido o digital.
- Verificar la clase y relación adecuada del transformador de corriente.
- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta al interruptor derivado del bus de
media tensión con el transformador de servicio propios (por caída de voltaje y por corto
circuito). Se recomienda que sea de al menos el 125 % de la corriente nominal del devanado
de baja del transformador de servicios propios de la S.E.U.
 Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase.
 Elemento de sobrecorriente instantáneo de fase.
 Elemento de sobrecorriente residual (lado de media tensión).
c) Base del ajuste.
- Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase.
 Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con un valor de 1.2 a 1.5 veces la In del
transformador de servicios propios a capacidad máxima, verificando que este valor sea
mayor al arranque del interruptor principal de 480 V. de la S.E.U.
 Curva: Se recomienda utilizar la curva que más se adapte a los esquemas de protección
aguas abajo. Preferentemente debe ser igual o más inversa que la utilizada en el
interruptor de baja tensión de la S.E.U de 480 V.
 Temporizador: Se debe seleccionar una palanca (dial) tal que para una falla trifásica
máxima en el bus de 480 V opere con un tiempo de 1.0 s, cuidando que coordine con el
tiempo de operación del interruptor lado de baja y que quede por debajo de la curva de
daño tanto del transformador de servicios propios de la S.E.U como del conductor que lo
alimenta.
- Elemento de sobrecorriente instantáneo de fase.
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar al 140 % de la corriente de falla trifásica
máxima en el devanado de baja del transformador de servicios propios, referida al lado
de media tensión, verificando que no sea menor a 16 veces la corriente nominal de

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transformador sin enfriamiento ni circulación forzada, en cuyo caso se debe utilizar ese
valor.
- Elemento de sobrecorriente de tierra (residual) (devanado de baja).
 Arranque (pick-up): se recomienda ajustar al valor mínimo disponible en el relevador de
protección.
 Temporizador: se recomienda utilizar un ajuste de 0.05 s a 0.1 s (no requiere coordinar).
Con este valor se asegura librar el transitorio por cierres asimétricos del interruptor y
transitorios propios del sistema.
6.4.7 Protección de fase y tierra de motor en media tensión.
- Relevador de protección de sobrecorriente o protección de motor, ambos de estado sólido o
digital.
- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta al interruptor derivado del bus de
media tensión con el motor (por caída de voltaje y por corto circuito). Se recomienda que sea
de al menos el 125 % de la corriente nominal
- Para el elemento de falla a tierra se debe ocupar TC de secuencia cero también llamado de
ventana o de núcleo balanceado. No se recomienda utilizar el esquema de corriente residual
calculada aunque donde no se tenga un TC de secuencia cero se puede utilizar este elemento.
 Elemento de sobrecarga térmica.
 Elemento de sobrecorriente instantáneo de fase.
 Elemento de sobrecorriente de tierra.
c) Base del ajuste.
- Elemento de sobrecarga térmica
 Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con 1.15 veces la corriente nominal (Inom) del
motor para motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la corriente nominal
(Inom) del motor para motores con factor de servicio de 1.15 o más.
 Curva: En caso de tener la posibilidad de selección de una curva, como las curvas I2t o
I4t se recomienda utilizar la I2t por ser la más adecuada a las características del motor.
 Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal, que libre el tiempo de
arranque del motor con corriente de rotor bloqueado y que al mismo tiempo quede por

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debajo, tanto de la curva de límite térmico del motor como de la curva de daño del
conductor que lo alimenta. Como valor inicial se recomienda utilizar un valor entre el
tiempo de arranque del motor y debajo de la curva de daño del motor a la corriente de
rotor bloqueado.
Nota: Para valores precisos de corriente de rotor bloqueado, se recomienda verificar la información del fabricante del motor y en su defecto
consultar la referencia [3] del capítulo 8 de este procedimiento.
- Elemento de sobrecorriente de fase de tiempo inverso.
 Arranque (pick-up): Debe ser ajustado con 1.15 veces la corriente nominal Inom del motor para
motores con factor de servicio de 1.0 y de 1.25 veces la corriente nominal Inom del motor para
motores con factor de servicio de 1.15 o más.
 Curva: Seleccionar la curva que más se adecue a la característica I2t.
 Temporizador: Se debe seleccionar un valor de tiempo tal que, libre el tiempo de arranque del
motor con corriente de rotor bloqueado y que al mismo tiempo quede por debajo, tanto de la
curva de límite térmico del motor como de la curva de daño del conductor que lo alimenta.
Como valor inicial se recomienda utilizar un valor entre el tiempo de arranque del motor y
debajo de la curva de daño del motor a la corriente de rotor bloqueado.
Nota: Para valores precisos de corriente de rotor bloqueado, se recomienda verificar la información del fabricante del motor y en su defecto
véase la referencia [3] del capítulo 8 de este procedimiento.
- Elemento de sobrecorriente instantáneo de fase.
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar con dos pasos: el primero a 1.5 veces y el segundo
a 2.0 veces, ambos referidos a la corriente de rotor bloqueado.
 Temporizador: Para el primer paso se utilizara un tiempo de 0.10 s y para el paso dos en forma
instantánea.
- Elemento de sobrecorriente de tierra.
 Arranque (pick-up): Se recomienda ajustar con dos pasos: el primero al 2 %, y el segundo al
20%, ambos referidos a la falla monofásica máxima en el bus de media tensión.
 Temporizador: Para el primer paso se utiliza un tiempo de 0.10 s y para el paso dos se
recomienda utilizar un ajuste de 0.05 s. Con este valor se asegura librar el transitorio por
cierres asimétricos del interruptor y transitorios propios del sistema.
Nota: En el caso de relevadores digitales que tengan disponibles elementos de protección adicionales tales como, secuencia negativa,
secuencia de giro, rotor atascado (jam trip), pérdida de carga (load loss), factor de potencia, entre otros, es recomendable habilitarlos
conforme a las recomendaciones del fabricante del motor y del fabricante del relevador.
6.4.8 Protección de fase y neutro del transformador de auxiliares devanado de baja.
b) Verificaciones preliminares.

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- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta el secundario del transformador de
auxiliares al interruptor principal del bus de media tensión (por caída de voltaje y por corto
circuito). Se recomienda que sea de al menos el 125 % de la corriente nominal del devanado
de baja del transformador de auxiliares más la suma de las cargas del bus de media tensión a
enlazar.
- Los ajustes del elemento del neutro están considerando que se cuenta con aterrizamiento a
través de resistencia limitadora de corriente. En el caso de los transformadores que no cuenten
con esta resistencia se considerara como un caso especial que requerirá otro criterio de ajuste.
Se recomienda que todos los transformadores de auxiliares cuenten con esta resistencia
limitadora de corriente.
- En el presente procedimiento no se está incluyendo la protección de sobrecorriente instantánea
y temporizada del devanado de alta del transformador de auxiliares. Para la consulta y cálculo
de estos ajustes referirse al procedimiento CFE G0100-07 “Ajustes de protecciones eléctricas
de las unidades generadoras, transformadores de unidad e interruptores de potencia” en vigor.
 Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
 Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro
c) Base del ajuste.
- Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
Este ajuste debe ser aplicado para cada devanado secundario o terciario con que cuente el transformador de auxiliares,
siempre que estén en media tensión.
 Arranque (pick-up): Debe ajustarse al 110 % de la corriente nominal del devanado de
media tensión que se esté considerando proteger a la máxima capacidad de enfriamiento
con la máxima elevación de temperatura.
 Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "muy inverso".
 Temporizador: El ajuste de la palanca (dial) debe ser de tal forma que obtengamos 0.6 s
a la máxima corriente de falla de cada secundario o terciario del transformador de
auxiliares, cuidando que coordine con los elementos instantáneos de los circuitos
derivados del bus de media tensión, así como que coordine con la corriente de rotor
bloqueado del motor más grande, más la suma de las corrientes nominales al 100% de
los demás motores.
La corriente de falla máxima se define en la siguiente expresión:
Dónde:
IfXA= Corriente de falla máxima trifásica en cada devanado secundario o terciario.
KVAXA base = Potencia base de cada devanado secundario o terciario del transformador sin enfriamiento ni circulación
forzada (enfriamiento tipo OA) en kVA.

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ZTHXA = Impedancia entre el devanado de alta tensión y cada devanado secundario o terciario del transformador
referida a los kVA base. En caso de que la impedancia del devanado secundario no esté referida a la potencia
del devanado secundario del transformador (sin enfriamiento ni circulación forzada, o sea enfriamiento tipo OA),
debe hacerse el cambio de la impedancia a esta nueva base. Para el caso en que la impedancia original (o la
equivalente una vez realizado el cambio de base) sea menor de 4 %, use un valor de 4 % como valor de ZTHXA.
kVXA base = Tensión nominal en media tensión del transformador en kV para cada devanado secundario o terciario
según aplique.
NOTA: Con los ajustes para un devanado terciario, la zona comprendida entre el interruptor de media tensión del terciario y el transformador
puede no resultar respaldada por las protecciones de alta tensión antes de alcanzar su curva de daño, por lo que se requiere que este
tipo de transformadores cuenten con un esquema de protección diferencial.
- Elemento de sobrecorriente de falla a tierra (neutro).
- Arranque (pick-up): El arranque de la protección de sobrecorriente de neutro temporizado en
media tensión, debe ajustarse al 10 % de la máxima corriente de falla a tierra limitada por la
resistencia de tierra la cual está definida por la siguiente ecuación:
Donde:
IfXGA = Corriente de falla máxima a tierra.
VXA = Tensión nominal entre fases de cada secundario o terciario del transformador de auxiliares en volts.
RXA = Valor de la resistencia de aterrizamiento en el neutro de cada secundario o terciario del transformador de
auxiliares en Ohms.
- Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "moderadamente inversa".
- Temporizador: El ajuste de la palanca (dial), debe ser de tal forma que obtengamos 0.5 s a la
máxima corriente de falla del transformador.
6.4.9 Protección de fase y tierra del Interruptor de enlace de Bus de Auxiliares en media tensión.
b) Verificaciones preliminares
- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que interconecta los buses de media tensión
(por caída de tensión y por corto circuito). Se recomienda que sea de al menos el 125 % de la
corriente nominal del devanado de baja del transformador de auxiliares más la suma de las
cargas del bus de media tensión a enlazar.
- Verificar que el valor de corriente limitada por resistencias de aterrizamiento para el
transformador de auxiliares y para el transformador de arranque sea igual.
- Elementos de protección recomendados:

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 Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase
 Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso residual
c) Base del ajuste.
Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase, este ajuste será aplicado para cada devanado
secundario o terciario con que cuente el transformador de auxiliares.
- Arranque (pick-up): debe ajustarse al valor que resulte mayor de los siguientes casos:
 La suma de las cargas del bus de media tensión propio mas la corriente de arranque del
motor más grande, considerando que el flujo de potencia va del transformador de
arranque hacia la unidad.
 La suma de las cargas de los buses de media tensión a enlazar (bus común más bus
propio de otra unidad que se alimente del mismo transformador de arranque),
considerando la posibilidad de que el flujo vaya desde la unidad hacia el bus de comunes
y el bus de media tensión de otra unidad.
El valor debe ser menor o igual al 110 % de la corriente nominal del devanado de media
tensión del transformador de auxiliares que se esté considerando proteger a la máxima
capacidad de enfriamiento con la máxima elevación de temperatura (con la finalidad de
coordinar con el interruptor de media tensión del transformador de auxiliares).
- Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "muy inverso".
- Temporizador: Previendo la circunstancia que el flujo de energía en el interruptor de enlace es
bidireccional, el ajuste de la palanca (dial) debe ser de tal forma que obtengamos 0.4 s con
falla trifásica máxima en el bus de media tensión enlazado tomando como fuente el
transformador de auxiliares para que coordine con el interruptor principal del bus de media
tensión (devanado de baja del transformador de auxiliares), verificando que tiempo se obtiene
para el caso de falla en bus de media tensión propio alimentado desde el transformador de
arranque, ya que este no debe perder coordinación con el interruptor de media tensión del
transformador de arranque.
Nota: Se debe cuidar que coordine con los elementos instantáneos de los circuitos derivados de los buses de media tensión (propio y
enlazado), así como que coordine con la corriente de rotor bloqueado del motor más grande, más la suma de las corrientes
nominales al 100% de los demás motores de los buses propios o enlazados.
- Elemento de sobrecorriente de falla a tierra.
 Arranque (pick-up): El arranque de la protección de sobrecorriente de neutro
temporizado en media tensión, debe ajustarse al 10 % de la máxima corriente de falla a
tierra limitada por la resistencia de tierra la cual está definida por la siguiente ecuación:
Dónde:
VXA = Tensión nominal entre fases del secundario del transformador de auxiliares en volts.
RXA = Valor de la resistencia de aterrizamiento en el neutro del secundario del transformador de auxiliares en Ohms.
 Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "moderadamente inversa".
 Temporizador: Previendo la circunstancia que el flujo de energía en el interruptor de

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enlace es bidireccional, el ajuste de la palanca (dial) debe ser de tal forma que
obtengamos 0.3 s con falla monofásica máxima en el bus de media tensión enlazado
tomando como fuente el transformador de auxiliares para que coordine con el relevador
51N del transformador de auxiliares.
 Se debe cuidar que coordine con los elementos instantáneos de tierra (50G) de los
circuitos derivados de los buses de media tensión (propio y enlazado).
6.4.10 Protección de fase y neutro del transformador de arranque devanado de baja.
- Verificar la adecuada ampacidad del conductor que conecta el secundario del transformador de
arranque al interruptor principal del bus común de media tensión (por caída de tensión y por
corto circuito). Se recomienda que sea de al menos el 125 % de la corriente nominal de cada
devanado del secundario del transformador de arranque.
- Los ajustes del elemento del neutro están considerando que se cuenta con aterrizamiento a
través de resistencia limitadora de corriente. En el caso de los transformadores de arranque
que no cuenten con esta resistencia limitadora se considera como un caso especial que
requiere otro criterio de ajuste. Se recomienda que todos los transformadores de arranque
cuenten con esta resistencia limitadora de corriente.
- En el presente procedimiento no se está incluyendo la protección de sobrecorriente instantánea
y temporizada del devanado de alta del transformador de arranque. Para la consulta y cálculo
de estos ajustes referirse al procedimiento CFE-G0100-07 “Ajustes de protecciones eléctricas
de las unidades generadoras, transformadores de unidad e interruptores de potencia” en la
sección de Transformador de Auxiliares.
 Dos elementos de sobrecorriente de tiempo inverso de neutro.
c) Base del ajuste
Elemento de sobrecorriente de tiempo inverso de fase, este ajuste debe ser aplicado para cada
devanado secundario o terciario con que cuente el transformador de arranque.
- Arranque (pick-up): debe ajustarse al 110 % de la corriente nominal del devanado de baja
tensión que se esté considerando proteger a la máxima capacidad de enfriamiento con la
máxima elevación de temperatura
- Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "muy inverso".
- Temporizador: El ajuste de la palanca (dial) debe ser de tal forma que obtengamos 0.6 s a la
máxima corriente de falla de cada secundario o terciario del transformador de arranque,

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cuidando que coordine con los elementos instantáneos de los circuitos derivados del bus
común de media tensión, así como que coordine con la corriente de rotor bloqueado del motor
más grande, más la suma de las corrientes nominales al 100 % de los demás motores. Así
mismo debe cuidarse que no haya pérdida de coordinación con el interruptor de enlace debido
a su naturaleza bidireccional.
La corriente de falla máxima se define en la siguiente expresión:
Dónde:
IfXA = Corriente de falla máxima trifásica en cada devanado secundario o terciario.
KVAXA base = Potencia base de cada devanado secundario o terciario del transformador de arranque sin enfriamiento
ni circulación forzada (enfriamiento tipo OA) en kVA.
ZTHXA = Impedancia entre el devanado de alta y cada devanado secundario o terciario del transformador referida a los
kVA base. En caso de que la impedancia del devanado secundario no esté referida a la potencia del devanado
secundario del transformador (sin enfriamiento ni circulación forzada, o sea enfriamiento tipo OA), debe
hacerse el cambio de la impedancia a esta nueva base. Para el caso en que la impedancia original (o la
equivalente una vez realizado el cambio de base) sea menor de 4 %, use un valor de 4 % como valor de ZTHXA.
kVXA base = Tensión nominal en media tensión del transformador en kV para cada devanado secundario o terciario
según aplique.
NOTA: Con los ajustes para un devanado terciario, la zona comprendida entre el interruptor de media tensión del terciario y el transformador
puede no resultar respaldada por las protecciones de alta tensión antes de alcanzar su curva de daño, por lo que se requiere que este
tipo de transformadores cuenten con un esquema de protección diferencial.
- Elemento de sobrecorriente de falla a tierra (neutro).
Para el caso del transformador de arranque se considera que el aterrizamiento en el devanado
de baja es por una resistencia limitadora, mientras que el aterrizamiento en el devanado de alta
es sólido, motivo por el cual se recomienda utilizar dos pasos (o dos relevadores) de
sobrecorriente de neutro de media tensión, el primero para disparar el interruptor de media
tensión y el segundo para disparar el interruptor del lado de alta tensión, ya que la falla a tierra
aguas arriba del interruptor de media tensión, no sería respaldada por el relevador 51N del lado
de alta.
Para el ajuste del elemento de neutro del devanado de alta del Transformador de Arranque, se
recomienda utilizar el mismo criterio que para el 51N de Transformador Principal, descrito en el
procedimiento CFE-G0100-07 “Ajustes de protecciones eléctricas de las unidades generadores,
transformadores de unidad e interruptores de potencia”.
 Arranque (pick-up): El arranque del primer paso (o primer relevador) de la protección de
sobrecorriente de neutro temporizado en media tensión, debe ajustarse al 10 %, y el
segundo paso (o segundo relevador) al 30 %, ambos referidos a la máxima corriente de
falla a tierra limitada por la resistencia de tierra la cual está definida por la siguiente
ecuación:
Dónde:

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CFE G0100-31
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160823 Rev
VXA = Tensión nominal entre fases de cada secundario del transformador de arranque en volts.
RXA = Valor de la resistencia de aterrizamiento en el neutro de cada secundario del transformador de arranque en Ohms.
 Curva: Se debe utilizar la curva del tipo "moderadamente inversa".
 Temporizador: El ajuste de la palanca (dial), debe ser de tal forma que obtengamos 0.5
s a la máxima corriente de falla del transformador de arranque para el primer paso y
0.75 s para el segundo paso.
6.4.11 Protección por bajo voltaje en bus de media tensión (27M)
Esta protección tiene la función de prevenir una operación de motores a bajos niveles de tensión, así como la prevención
de un arranque simultáneo de motores ante la transferencia de auxiliares por tensión residual descrito en el
procedimiento CFE G0100-18 “Transferencia de Servicios Auxiliares de media tensión en Centrales generadoras”.
- Relevador de baja tensión (27) de cualquier tipo de tecnología.
- Características: Relevador electromecánico con rango de 55 V a 140 V que permita la
operación continúa a 120 V. y con curva de tiempo inverso.
- Características: Relevador de estado sólido o digital con rango de 1 V a 150 V que permita la
operación continúa a 120 V y con curva de tiempo inverso o de tiempo definido.
c) Base del ajuste.
- Arranque (pick up): Se recomienda un paso a 0.90 V nom para alarma y un paso de disparo a
0.65 V nom
- Temporizador: Para la alarma debe usarse un tiempo de 5 s.
- Para el disparo debe usarse uno de los dos siguientes criterios (escoger el valor mayor de las
dos):
. t ≥ 3 s para V = 0 (para que no opere en fallas externas).
. Δt = 1.0 s sobre tiempo que le lleva al bus bajar a 0.30 V nom en transferencia lenta.
. Como valor inicial usar t = 5 s para V = 0.30 V nom y confirmar con pruebas de
transferencia de auxiliares.
Para la palanca del relevador electromecánico en caso de estar utilizando este tipo de tecnología, se debe buscar el
valor que cumpla con los criterios arriba descritos.
6.4.12 Sistema de cambio de auxiliares en media tensión.
Relevadores que conforman el sistema para cambio de auxiliares (Motor Bus Transfer).

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
25 de 37
160823 Rev
Las indicadas en la especificación CFE-G0100-18 “Sistema de Transferencia de Servicios Auxiliares
de Media Tensión en Centrales Generadoras”.
c) Base del ajuste.
Para los ajustes de este sistema referirse a la especificación CFE-G0100-18 “Sistema de
Transferencia de Servicios Auxiliares de Media Tensión en Centrales Generadoras”.
6.4.13 Sistema de protección contra arco eléctrico en media y baja tensión.
Relevadores que conforman el sistema de protección contra arco eléctrico para media y baja tensión.
Son las indicadas en la especificación CFE G0100-08.
c) Base del ajuste
Para los ajustes de este sistema referirse a la especificación CFE G0100-08.
7 Condiciones de Seguridad Industrial.
No Aplica.
8 Bibliografía
[1] ANSI C37.10-2005 Application Guide for AC High-Voltage Circuit Breakers
[2] ANSI C37.96-2012 Guide for AC Motor Protection.
[3] IEEE STD 242-2001 Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial
and Commercial Power Systems.
[4] ANSI C37.13- 2008 Standard for low voltage AC power circuit breakers, used in
enclosures.
[5] CFE-W6000-14-2004 Motores Eléctricos Trifásicos de inducción de Alta Tensión con Rotor
Tipo Jaula de Ardilla en Potencias de 149 kW y Menores.
[6] CFE-W6200-21-1994 Motores Eléctricos de Inducción con Rotor en Circuito Corto (Jaula de
Ardilla) en Potencias de 148 kW y Menores.
[7] NEMA MG 1-2011 Motors and Generators.

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
26 de 37
160823 Rev
APENDICE A
(Informativo)
Diagrama Unifilar Típico de puntos de Coordinación.
A.1 Se muestran en el siguiente diagrama los puntos de coordinación indicados en la sección 6.4, con
objeto de clarificar el punto sobre el cual se están estableciendo los criterios de ajuste.
M
M
M
41
M
M
SISTEMA DE
TRANSFERENCIA DE
AUXILIARES
(MOTOR BUS
TRANFER)
ARCO
ELECTRICO
2 3 4*
5
6 7
8
9*
10
11
12
13
7 6
5
4* 2 3
1 1
TRANSFORMADOR
DE ARRANQUE
TRANSFORMADOR
PRINCIPAL
TRANSFORMADOR DE
AUXILIARES
BUSES DE MEDIA
TENSION
2.4 / 4.16 / 6.9 / 7.2 / 13.8 KV
BUSES DE
BAJA TENSION
480 VOLTS
CENTRO DE CONTROL
DE MOTORES CCM
TRANSFORMADOR DE
SERVICIOS PROPIOS
(SUBESTACION UNITARIA)
TRANSFORMADOR DE
SERVICIOS PROPIOS
(SUBESTACION UNITARIA)
CENTRO DE CONTROL
DE MOTORES CCM
9*
MOTOR DE
MEDIA TENSION
MOTOR DE
BAJA TENSION
MOTOR DE
BAJA TENSION
MOTOR DE
BAJA TENSION
MOTOR DE
BAJA TENSION
T.P.
T.P.
T.P.
BUS DE ALTA TENSION
34.5 / 69 / 115 / 230 / 400 KV
GENERADOR
ELECTRICO
TRANSFORMADOR
DE EXCITACION
M
MOTOR DE
MEDIA TENSION
51
N
51
N
51
NX
51
NH
51
N
27
M
51
N
9* NORMALMENTE EXISTE UN SOLO INTERRUPTOR Y UN DUMMY BREAKER, EN
CASO DE EXISTIR DOS INTERRUPTORES Y SI LA UNIDAD ESTA SINCRONIZADA, EL
INTERUPTOR DEL BUS DE ARRANQUE DEBERÁ ESTAR NORMALMENTE CERRADO
4* EXISTEN CASOS EN QUE HAY DOS INTERRUPTORES, UN SOLO
INTERRUPTOR Y UN DUMMY BREAKER, O SOLAMENTE UN INTERRUPTOR.
DEBERÁ REVISARSE EL ARREGLO DE LA PLANTA EN DETALLE.
BUS DE GENERACION
6.9 / 13.8 / 15 / 16 / 20 KV

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
27 de 37
160823 Rev
A.2 Cartas de Coordinación de Protecciones típicas.
A continuación se muestran los diagramas unifilares típicos y las cartas de coordinación de protecciones para cada punto
de coordinación.
A.2.1 Coordinación de Protección de Motores alimentados desde los Centros de Control de Motores de
480 V.
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10000
10000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100000
100000
2
2
3
3
4
4
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
1000 1000
CURRENT IN AMPERES X 10 AT 480 VOLTS
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
MOTOR 480V
CURVA DE
ARRANQUE
CURVA DE DAÑO
DEL CABLE DE
POTENCIA HACIA
INTERRUPTOR_CCM
CURVA DE LOS
ELEMENTOS DE
PROTECCION
INTERRUPTOR_CCM
34853A
BUS_S.E.
CCM 480V
MOTOR 480V
120 kW
Induction
West DS-416
1600/1200

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
28 de 37
160823 Rev
A.2.2 Coordinación de Protección de Motores alimentados desde una Subestación Eléctrica Unitaria de
480 V
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10000
10000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
1000 1000
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
MOTOR 480V
120kW
Induction
CURVA DE DAÑO
CABLE DE POTENCIA
HACIA EL MOTOR
INTERRUPTOR_CCM
CURVA DE LA
PROTECCION DEL
INTERRUPTOR DEL
CCM_480V
INTERRUPTOR_CCM
34853A
CURVA DE LA
PROTECCION DEL
INTERRUPTOR
PRINCIPAL DE LA
SUBESTACION
UNITARIA.
52-11-02
27225A
1XB1 BT
20941A
CURVA DE LA
PROTECCION DIGITAL
DEL INTERRUPTOR
PRINCIPAL DE LA
SE. U.
1XB1 BT
BUS_S.E.
CCM 480V
MOTOR 480V
120 kW
Induction
West DS-416
1600/840
West DS-420
2000/1400
2000/5
51

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
29 de 37
160823 Rev
A.2.3 Coordinación de Protección de Alimentador de Centro de Control de Motores de 480 V.
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10000
10000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100000
100000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
MOTOR 480V
CURVA DE
ARRANQUE
CURVA DE DAÑO
CABLE DE ´POTENCIA
DEL CCM AL MOTOR
CURVA DE LA
PROTECCION DEL
INTERRUPTOR DEL
BUS DE ENLACE.
52-112-02
36382A
INTERRUPTOR_CCM
CURVA DE LA
PROTECCIOIN DEL
INTERRUPTOR
CCM_480V
INTERRUPTOR_CCM
34853A
BUS_S.E.
1B2
CCM 480V
MOTOR 480V
120 kW
Induction
OPEN
West DS-416
1600/1600
West DS-416
1600/600

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
30 de 37
160823 Rev
A.2.4 Coordinación de Protección del Interruptor de Enlace de Subestación Eléctrica Unitaria de 480 V
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10000
10000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100000
100000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
MOTOR 480V
CURVA DE
ARRANQUE
CURVA DE DAÑO
CABLE DE ´POTENCIA
DEL CCM AL MOTOR
CURVA DE LA
PROTECCION DEL
INTERRUPTOR DEL
BUS DE ENLACE.
52-112-02
36382A
INTERRUPTOR_CCM
CURVA DE LA
PROTECCIOIN DEL
INTERRUPTOR
CCM_480V
INTERRUPTOR_CCM
34853A
BUS_S.E.
1B2
CCM 480V
MOTOR 480V
120 kW
Induction
OPEN
West DS-416
1600/1600
West DS-416
1600/600

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
31 de 37
160823 Rev
A.2.5 Coordinación de Protección de fase y de neutro del Transformador de Servicios Propios
(Subestación Eléctrica Unitaria) devanado de baja (desde transformador de arranque).
8
8
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10000
10000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100000
100000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
MOTOR 480V
CURVA DE
ARRANQUE
CCM-1CA
CURVA DE DAÑO
CABLE DE POTENCIA
HACIA EL MOTOR DEL
CCM_480V
CURVA DE LA
PROTECCION DEL
INTERRUPTOR DE
ENLACE HACIA LA
SUBESTACION
UNITARIA
52-112-02
36382A
CURVA DE LA
PROTECCION DEL
INTERRUPTOR
PRINCIPAL DEL
BUS DE ENLACE.
52-12-02
28196A
INTERRUPTOR_CCM
CURVA DE PROTECCION
DEL INTERRUPTOR DEL
MOTOR DEL CCM_480V.
INTERRUPTOR_CCM
34853A
1XB2 BT
21680A
CURVA DE PROTECCION
DEL RELEVADOR DIGITAL
DEL INTERRUPTOR
PPAL. DE LA
SUBESTACION DE
ENLACE
1XB2 BT
BUS_S.E.
1B2
CCM 480V
MOTOR 480V
120 kW
Induction
OPEN
West DS-416
1600/1600
West DS-420
2000/2000
West DS-416
1600/600
2000/5
51

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
32 de 37
160823 Rev
(Subestación Eléctrica Unitaria) devanado de baja (desde transformador de arranque).
CURRUNT UN AM PERES X 100 AT 480 VOLTS
1
1
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10000
10000
2
2
3
3
4
4
5
5
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
CURVA DE
ARRANQUE DEL
MOTOR DEL
CCM
TR ENL
1250 / 1438 kVA
6.25%
TR ENL
1250 / 1438 kVA
INRUSH
CURVA DE DAÑO
DEL CABLE
DE POTENCIA DEL
TRANSF. AL BUS
DE ENLACE
CURVA DE DAÑO DEL
CABLE DEL MOTOR
DEL CCM-480V
CURVA DE LA
PROTECCION
DEL INTERRUPTOR DE
ENLACE DE LA
SUBESTACION DE ENL.
52-112-02
24655A
INTERRUPTOR_CCM
CURVA DE
PROTECCION DEL
INTERRUPTOR DEL
CCM
INTERRUPTOR_CCM
23292A
CURVA DEL
INTERRUPTOR
PRINCIPAL DE LA
SUBESTACION DE
ENLACE.
52-12-02
21060A
1XB2 BT
18777A
CURVA DEL
RELEVADOR DIGITAL
DEL
TRANSFORMADOR
EN 4.16KV
1XB2 - 51/50
25056A
CURVA DE LA
PROTECCION DIGITAL
50/51 DEL INTERRUPTOR
LADO ALTA DEL
TRANSFORMADOR_4.16.
1XB2 - Inst
25056A
CURVA DE OPERACION DE
LA PROTECCION DIGITAL
50/51_DEL INTERRUPTOR
PRINCIPAL DE ENLACE
POR 480V.
BUS 1A1
BUS_S.E. BUS ENLACE
CCM 480V
MOTOR 480V
170 kW
Induction
TR ENL
1250 / 1438 kVA
4.16 - 0.48 kV
6.25%
OPEN
West DS-416
1600/1600
West DS-206
800/300
West DS-420
2000/2000
West 50-DHP-350
1200A
2000/5
300/5
50/5
51
51
50
50G

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
33 de 37
160823 Rev
(Subestación Eléctrica Unitaria) devanado de baja (desde transformador de auxiliares).
.8
.8
1
1
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10000
10000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
1000 1000
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
INT. PPAL 480
18341A
INT. PPAL 480
West Amptector LSIG
Sensor = 2000
Tap = 2000
Cur Set = 1 (2000A)
LT Band = 4
STPU = 4 (8000A)
INTERRUPTOR_CCM
23292A
INTERRUPTOR_CCM
West DT 810
Frame = 300
Plug = 300
152-1111
1 - 300 kcmil CU
CCM-1CA
1 - 350 kcmil CU
S.UNITARIA
1250 / 1438 kVA
6.5%
S.UNITARIA
1250 / 1438 kVA
INRUSH
TX-AUX-U1
13440 / 17920 kVA
8.53%
TX-AUX-U1
13440 / 17920 kVA
INRUSH
152-1115
397A
1XB1 BT
18136A
1XB1 BT
Schweitzer SEL-387
51P/50P IEEE
U4, US Extremely Inv.
CT Ratio = 2000/5
51P Pickup = 3.7 (1480A)
TX-AUX-U1387A-AT
82942A
TX-AUX-U1387A-AT
Schweitzer SEL-387
51P/50P IEEE
U2, US Inverse
CT Ratio = 1000/5
51P Pickup = 5 (1000A)
Time Dial = 1.85
50P Pickup = 41.4 (8274A)
1XB1
25259A
1XB1
25259A
1XB1 - 51/50
Schweitzer SEL-387
51P/50P IEEE
CT Ratio = 300/5
1XB1 - Inst
Schweitzer SEL-387
51P/50P IEEE
CT Ratio = 300/5
51P Pickup = 4.9 (294A)
Time Dial = 15
50P Pickup = 85.4 (5123A)
MOTOR 480V
170kW
Induction
Full Voltage
BUS U1
BUS 1A1
BUS_S.E.
CCM 480V
MOTOR 480V
170 kW
Induction
S.UNITARIA
1250 / 1438 kVA
4.16 - 0.48 kV
6.5%
TX-AUX-U1
13.44 / 17.92 MVA
15 - 4.16 kV
8.53%
West 50-DHP-350
3000A
West 50-DVP-250
1200A
West DS-420
2000/2000
West DS-206
800/300
3000/5
2000/5
1000/5
50/5
300/5
50/5
51
51
51
50
51G
51
50
50G

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
34 de 37
160823 Rev
A.2.8 Coordinación de Protección de fase y tierra de Motor en media tensión.
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
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5
6
6
7
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8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
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8
8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
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5
6
6
7
7
8
8
9
9
10000
10000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
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7
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8
9
9
100000
100000
2
2
3
3
4
4
5
5
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6
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8
9
9
1000000
1000000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
1000 1000
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
CURVA DE
ARRANQUE
DEL MOTOR
4.16KV.
TX-AUX-
CURVA DE DAÑO
DEL
TRANSFORMADO
R AUXILIAR.
TX-AUX-U1
13440 / 17920
kVA
INRUSH
TX-AUX-U1
FLA
CURVA DE DAÑO
DEL CABLE DEL
TRANSFORMADOR
DE LA S.U.
BBA 1P12B
25012A
BBA 1P12B - 50P1
25012A
BBA 1P12B - 50P2
25012A
BBA 1P12B -
50JAM_481A
152-1115
397A
BBA 1P12B 87
19394A
TX-AUX-U1387A-AT
82942A
CURVA DE OPERACION
DEL 50-1 INSTANTANEO
PROTECCION DIGITAL
DEL MOTOR 4.16KV.
BBA 1P12B - 50P1
CURVA DE OPERACION DEL
50-2 INSTANTANEO
PROTECCION DIGITAL DEL
MOTOR 4.16KV.
BBA 1P12B - 50P2
TX-AUX
CURVA DE OPERACION
50/51 DEL RELEVADOR
DIGITAL DEL
TRANSFORMADOR
AUXILIAR.
TX-AUX-U1387A-AT
BUS U1
BUS 1A1
BAA 1B
1865 kW
Induction
TX-AUX-U1
13.44 / 17.92 MVA
15 - 4.16 kV
8.53%
West 50-DHP-350
3000A
West 50-DHP-350
1200A
400/5
50/5
3000/5
400/5
1000/5
50/5
49
50
50G
51
87
51
50
51G

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
35 de 37
160823 Rev
A.2.9 Coordinación de Protección de fase y neutro del Transformador de Auxiliares devanado de baja.
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100
100
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
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8
9
9
1000
1000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
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8
9
9
10000
10000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
100000
100000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
1000 1000
2000 2000
3000 3000
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
MOTOR 4.16KV
CURVA DE
ARRANQUE DEL
MOTOR
CURVA DE DAÑO
DEL CABLE DEL
INT. DE ENLACE.
CURVA DE DAÑO
DEL CABLE DEL
MOTOR DE 4.16KV
BBA 1P12A -
50P1
43513A
BBA 1P12A -
50P2
43513A
R-1
22394A
152-12R01
42800A
BBA 1P12A - 50P1
CURVA 1 DE OPERACION
DEL RELEVADOR DEL
ELEMENTO INSTANTANEO
DEL MOTOR DE 4.16KV
BBA 1P12A - 50P1
BBA 1P12A - 50P2
Schweitzer SEL-701 RATING
50
CT Ratio = 400/5
Tap = 45.9 (3674A)
Inst = 44.1 (3525A)
BBA 1P12A - 50P2
152-12R01
Westinghouse CO-8
51/50
Inverse
CT Ratio = 3000/5
Tap = 4 (2400A)
Time Dial = 2.8
Instantaneous = Disabled
152-12R01
BUS 4.16KV
BUS ARRQ 4.16KV
MOTOR 4.16KV
1865 kW
Induction
West 50-DHP-350
1200A
OPEN
West 50-DHP-350
3000A
400/5
50/5
400/5
3000/5
49
50
50G
87
51
50
CO-8

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
36 de 37
160823 Rev
A.2.10 Coordinación de Protección de fase y tierra del Interruptor de enlace de Bus de Auxiliares en media
tensión.
5
5
6
6
7
7
8
8
9
9
10
10
2
2
3
3
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4
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100
100
2
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4
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1000
1000
2
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10000
10000
2
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100000
100000
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9
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
1000 1000
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
MOTOR 4.16KV
CURVA DE
ARRANQUE DEL
MOTOR
TX-ARRANQ.
10.3% on
16800 kVA
TX-ARRANQ.
16800 / 22400 kVA
INRUSH
ENLACE
CURVA DE DAÑO CABLE DE
POTENCIA DEL INT.
ENLACE AL DUMMY BREAK
CURVA DE DAÑO
DEL MOTOR DE
4.16KV.
R-1
19394A
152-12R01
22665A
387-TARRU12-AT-F
Schweitzer SEL-387
CURVA DE OPERACION
DE LA PROTECCION DEL
TRANSFORMADOR DE
ARRANQUE.
387-TARRU12-AT-F
7784A
351A-ENLACE
51/50 IEEE
CURVA DE OPERACION DEL
RELEVADOR DIGITAL DEL
INT. DE ENLACE
152-12R01
51/50
CURVA DE OPERACION
MUY INVERSA DE LA
PROTECCION DIGITAL DEL
INT. DE ENLACE
PLD230-U1U2
BUS 4.16KV
BUS ARRQ 4.16KV
TERCIARIO TX ARR
MOTOR 4.16KV
1865 kW
Induction
TX-ARRANQ.
16.8 / 16.8 / 16.8 MVA
230 - 4.16 - 4.16 kV
West 50-DHP-350
1200A
OPEN
West 50-DHP-350
3000A
West 50-DHP-350
3000A
400/5
50/5
400/5
3000/5
100/5
3000/5
3000/5
600/5
150/5
50/5
49
50
50G
87
51
50
CO-8
51N
50N
51G
51F
50F
51F
51F
X
51F
50F 50N
51G
X
51G
Y

GENERADORA
PROCEDIMIENTO
CFE G0100-31
37 de 37
160823 Rev
A.2.11 Coordinación de Protección de fase y neutro del transformador de arranque devanado de baja.
3
3
4
4
5
5
6
6
7
7
8
8
9
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10
10
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100
100
2
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3
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4
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1000
1000
2
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4
4
5
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10000
10000
2
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4
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6
7
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100000
100000
2
2
3
3
4
4
5
5
6
6
7
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8
8
9
9
1000000
1000000
.01 .01
.02 .02
.03 .03
.04 .04
.05 .05
.07 .07
.1 .1
.2 .2
.3 .3
.4 .4
.5 .5
.7 .7
1 1
2 2
3 3
4 4
5 5
7 7
10 10
20 20
30 30
40 40
50 50
70 70
100 100
200 200
300 300
400 400
500 500
700 700
1000 1000
2000 2000
TIME
IN
SECONDS
TIME
IN
SECONDS
CURVA DE
ARRANQUE
MOTOR DE
4.16KV_BUS DE
ARRANQUE 4.16
TX-ARRANQ.
CURVA DE
DAÑO DEL TR
ARRANQ
TX-ARRANQ.
16800 / 22400 kVA
INRUSH
ENLACE 12AR
CURVA DE DAÑO DEL
CABLE DEL INT.
ENLACE HACIA BUS DE
AUXILIARES.
CURVA DE DAÑO
CABLE DEL
MOTOR 4.16KV
1P12C AGUA
AL 87
18963A
387-TARRANQ-AT-F
CURVA DE OPERACION
50/51 DE LA PROTECCION
DIFERENCIAL DEL
TRANSFORMADOR DE
ARRANQUE.
387-TARRU12
-AT-F
8988A
R-19
40077A
R-19 -
50P1
40077A
R-19 - 50P2
40077A
R-19 -
50JAM
478A
R-19 - 50P1
CURVA DE OPERACION 50
DEL RELEVADOR DIGITAL
DEL MOTOR DE 4.16_BUS DE
ARRANQ.
R-19 - 50P2
CURVA DE OPERACION 50
DEL RELEVADOR DIGITAL DEL
MOTOR DE 4.16_BUS DE
ARRANQ.
PLD230-U1U2
BUS 4.16KV
BUS ARRQ 4.16KV
TERCIARIO TX ARR
BAA 1C
1865 kW
Induction
TX-ARRANQ.
16.8 / 16.8 / 16.8 MVA
230 - 4.16 - 4.16 kV
OPEN
West 50-DHP-350
3000A West 50-DHP-350
3000A
West 50-DHP-350
1200A
3000/5
400/5
100/5
3000/5
3000/5
400/5
50/5
600/5
150/5
50/5
51
50
CO-8
51N
50N
87
51G
51F
50F
51F
51F
X
49
50
50G
51F
50F 50N
51G
X
51G
Y
W1
W1
W3
W2
SEL-501-2
SEL-501-2

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