La Gaceta

to de Conexión y Uso tenga previsto un Punto de Conexión, quedará entendido que dicho punto no tiene carácter de exclusividad para las partes firmantes y por lo tanto no puede reservarse por tiempo indefinido el uso de las instalaciones de transmisión existentes por dicho contrato. En vista de lo anterior, queda establecido que otro Interesado podrá obtener el acceso para el mismo Punto de Conexión, siempre que haya disponibilidad de capacidad en ese punto, o que el Interesado no haya cumplido con los plazos establecidos en el Contrato de Conexión y Uso y por lo tanto no hará uso de la capacidad solicitada. Cualquier discrepancia entre las partes involucradas sobre el Punto de Conexión deberá resolverla el Operador del Sistema conforme al artículo 35 establecido en la presente Norma Técnica. CAPÍTULO III. Tipos de Conexión Artículo 42. Tipos de Conexión La conexión y el uso de instalaciones existentes del Sistema Principal de Transmisión puede darse conforme alguna de las siguientes acciones: A. Conexión mediante la construcción de una subestación nueva que secciona o amplía una o varias líneas de transmisión existentes del Sistema Principal de Transmisión en los respectivos Puntos de Conexión. B. Conexión mediante la construcción de una o varias líneas de transmisión nuevas que se conectan a una subestación existente del Sistema Principal de Transmisión en los respectivos Puntos de Conexión. C. Conexión mediante la construcción de una o varias líneas de transmisión nuevas que se conectan entre dos o más subestaciones existentes del Sistema Principal de Transmisión en los respectivos Puntos de Conexión. D. Conexión de algún elemento (compensación reactiva, transformación, generación, carga, etcétera), en nuevos Puntos de Conexión en subestaciones existentes del Sistema Principal de Transmisión. E. Modificación o ampliación de uno o varios Puntos de Conexión existentes. Con la finalidad de mantener la confiabilidad y la seguridad de la operación del SIN, por ninguna razón podrá considerarse en -- 25 of 58 -- cualquiera de los casos anteriores, conexiones en derivación o en “T” de líneas de transmisión o transformadores a líneas de transmisión existentes del SIN. Artículo 43. Seccionamiento de una línea de transmisión para la conexión Cuando el Punto de Conexión de lugar al seccionamiento de una línea de transmisión existente del Sistema Principal de Transmisión con entrada y salida en una subestación, conforme se indica en la presente Norma Técnica, las instalaciones necesarias para la conexión de dicho Punto de Conexión, que consisten en la nueva línea de entrada y salida, nuevos Puntos de Conexión o una nueva subestación, el eventual refuerzo de la línea de transmisión existente o la adecuación o construcción de los módulos o bahías terminales en los extremos de la misma deberán cumplir con las normas técnicas que emita la CREE para el diseño y operación de la red de transmisión. Cuando del seccionamiento de una línea de transmisión resulte que un tramo existente quedará en desuso y derivado de ello se presente una reducción de los ingresos que la ETT recibe en concepto de Peaje de Transmisión, el Interesado deberá compensarle por la reducción de sus ingresos pagándole el costo por la conexión por medio de un pago igual al Valor Nuevo de Reemplazo que corresponda a la longitud del tramo que la CREE reconozca que quedará en desuso; o mediante los procedimientos que libremente acuerden entre las partes. El Interesado deberá prever y realizar para el seccionamiento de una línea de transmisión de la ETT, a su costo, las inversiones en obras, adecuaciones en instalaciones, dispositivos y equipos para que se materialice la conexión y deje en operación el sistema de protección, control y medida de las nuevas secciones en las que se divide la línea de transmisión original de la ETT, lo cual quedará listado y establecido en el Contrato de Conexión y Uso que se suscriba. En ningún caso el seccionamiento de la línea deberá reducir la calidad y confiabilidad de la red de transmisión que prestaba la ETT con sus instalaciones antes del seccionamiento, o en su caso, reducir la calidad y confiabilidad establecidas en las Norma Técnica de Calidad de la Transmisión (NT-CT). TÍTULO IV. Procedimiento de Entrada en Operación CAPÍTULO I. Solicitud de Conexión Artículo 44. Presentación de la Solicitud de Conexión El Interesado deberá presentar la Solicitud de Conexión ante la ETT, con copia al Operador del Sistema, cuando concluya la construcción de sus instalaciones. Artículo 45. Contenido de la Solicitud de Conexión La Solicitud de Conexión deberá contener como mínimo, según el tipo de proyecto, la información siguiente: A. Cronograma de actividades con fechas propuestas para: i. Supervisión y verificación. ii. Pruebas de Conexión y la repetición de dichas pruebas (en caso de ser necesario). iii. Inicio de operación, conforme con lo establecido en el Contrato de Conexión y Uso, o la informada en las Condiciones de Conexión y Uso establecidas por el Operador del Sistema. -- 26 of 58 -- B. Copia del Contrato de Conexión y Uso suscrito con la ETT o Condiciones de Conexión y Uso establecidas por el Operador del Sistema. C. Diseño técnico detallado incluyendo; descripción técnica de las instalaciones, diagramas unifilares de las instalaciones, diagramas de cableado, diagramas trifilares, especificaciones técnicas de equipos, pruebas certificadas de laboratorio de equipos de protección y control, certificado de Verificación del Equipo de Medición, localización exacta y descripción del Punto de Conexión. Para el caso de los planos, diagramas unifilares, parámetros eléctricos y especificaciones de los equipos se deberá de realizar conforme a lo establecido en el numeral 1 del Anexo 2 de la presente Norma Técnica de acuerdo con el tipo de instalación. D. Estudios Eléctricos de coordinación de protecciones y transitorios electromagnéticos, debiendo realizar los estudios electromagnéticos únicamente cuando no se realicen en el procedimiento de acceso y hayan sido requeridos por la ETT previa consulta con el Operador del Sistema. Artículo 46. Evaluación de la Solicitud de Conexión La ETT tendrá un plazo de veinte (20) días hábiles a partir de la fecha de recepción de la Solicitud de Conexión para evaluar la misma. Asimismo, la ETT podrá solicitar la colaboración del Operador del Sistema para la revisión de los Estudios Eléctricos presentados por el Interesado. Al final de la evaluación de la Solicitud de Conexión, la ETT deberá comunicar al Interesado con copia al Operador del Sistema los resultados de su revisión. Si la ETT determina que la información contenida en la solicitud no cumple con los criterios requeridos, esta deberá presentar al Interesado las razones que motivan su decisión de manera clara y con la debida justificación para que el Interesado presente las correcciones con el fin de que estas sean evaluadas por la Empresa Transmisora en un plazo de diez (10) días hábiles. Asimismo, la ETT deberá acordar con el Interesado el cronograma de actividades final para realizar la supervisión, verificación y Pruebas de Conexión. CAPÍTULO II. Estudios Eléctricos Previo a la Conexión Artículo 47. Estudios de Coordinación de Protecciones Los estudios de Coordinación de Protecciones deben ser elaborados en cumplimiento de los lineamientos establecidos en el numeral III del Anexo 2, mismos que también se incluyen en los anexos 7, 8, 9, 10, 11 y 12 de esta Norma Técnica y deben demostrar que los equipos de protección de las nuevas instalaciones estén ajustados de manera coordinada con los ajustes de las protecciones de las instalaciones existentes ubicadas en la zona de influencia del proyecto. CAPÍTULO III. Inspección, Verificación y Pruebas de Puesta en Operación Artículo 48. Supervisión y Verificación Previo a la aceptación de la conexión física a la red de transmisión, la ETT deberá realizar las actividades de supervisión y verificación establecidas en la presente Norma -- 27 of 58 -- Técnica. Esta supervisión y verificación podrá ser realizada por personal propio de la Empresa de Transmisión Titular o podrá contratar una asesoría o consultoría, en cualquiera de los casos los gastos serán con cargo al propietario de las nuevas instalaciones o modificación de la capacidad existente. En ambos casos, la supervisión y verificación contará con la participación del personal del Operador del Sistema. En caso de que el Punto de Conexión sea en la RTR, se deberá seguir el procedimiento regional. Artículo 49. Lineamientos aplicables para la supervisión y verificación En el Anexo 2 de la presente Norma Técnica se establecen los lineamientos que deberán cumplir las nuevas instalaciones o modificación de la capacidad existente durante las actividades de supervisión y verificación. Artículo 50. Tipos de Pruebas de Conexión El Interesado, en coordinación con la ETT y el Operador del Sistema, realizará las siguientes pruebas, según corresponda al tipo de instalación: A. Pruebas de los equipos de protección. Para garantizar el correcto funcionamiento de las instalaciones es necesario realizar pruebas que simulan las condiciones típicas de una falla, las condiciones de funcionamiento en condiciones normales, las operaciones de conmutación para garantizar que el sistema de protección funciona correctamente antes de su puesta en operación. La verificación de estas pruebas y otros requerimientos se encuentran en el numeral IV del Anexo 2, Anexo 6, 14, 15 y 16 de la presente Norma Técnica. B. Pruebas de los Equipos de Medición. El Interesado deberá presentar a la ETT el certificado de Verificación y previo a la entrada en operación comercial de las instalaciones el Interesado deberá obtener del Operador del Sistema la Oficialización de estos equipos. Los procedimientos de Verificación y Oficialización se realizarán de acuerdo con lo establecido por la Norma Técnica de Medición Comercial. C. Pruebas de comunicación en tiempo real con el Operador del Sistema. Estas pruebas se utilizan para asegurar la comunicación entre el Operador del Sistema y las instalaciones del Interesado una vez estas se encuentren en operación. La verificación de los requerimientos se realiza al Sistema de Control, Supervisión y de Adquisición de Datos (SCADA) y se encuentran en los Anexos 4, 5 y 16 de la presente Norma Técnica. D. Pruebas de control de voltaje. El Interesado con centrales de generación eólicas y solares fotovoltaicas debe presentar certificados de parte del fabricante para verificar el cumplimiento de la respuesta ante huecos de voltaje establecida en la regulación nacional o regional, según corresponda. E. Pruebas de integración del Control Automático de Generación (AGC), en caso de que aplique. F. Pruebas de calibración de los interruptores, en caso de que aplique. G. Pruebas de arranque en frío, en caso de que aplique. H. Otras pruebas que el Operador del Sistema y la ETT consideren necesarias solicitar en el marco de la conexión de las instalaciones. -- 28 of 58 -- Artículo 51. Compatibilidad de los equipos de telecontrol y telemetría Para garantizar la compatibilidad y confiabilidad de la operación, será responsabilidad del Interesado que los equipos de control, protección, medición y comunicaciones deberá ser compatible con los que cuenta previamente instalados la ETT. Si al momento de la ejecución de las Prueba de Conexión, se presentan dificultades técnicas de compatibilidad con estos equipos, estas deberán ser resueltas por el Interesado, debiendo desconectar sus instalaciones hasta que solvente el problema de compatibilidad de equipos con previa autorización de la ETT para una segunda conexión. De ser necesario, el Interesado deberá ejecutar las obras complementarias, inversiones adicionales o realizar las modificaciones al proyecto que el Operador del Sistema o la ETT establezcan para garantizar la compatibilidad y confiabilidad de la operación. Los costos en los que incurra la ETT por la repetición de las Pruebas de Conexión serán asumidos por el Interesado. Artículo 52. Costos de las Pruebas de Conexión Los costos que representen la ejecución de las Pruebas de Conexión serán a cuenta del Interesado. Artículo 53. Evaluación de las Pruebas de Conexión Después de que se lleven a cabo las Pruebas de Conexión, en caso de que dichas pruebas permitan comprobar la confiabilidad y operación de las instalaciones, el Operador del Sistema en un plazo de diez (10) días hábiles debe remitir a la ETT con copia al Interesado, una constancia indicando que se han llevado a cabo de manera satisfactoria y que la instalación podrá operar dentro del régimen de confiabilidad, calidad y seguridad establecido en el marco regulatorio vigente. En caso de que dichas pruebas no permitan comprobar la confiabilidad de la conexión y operación de las instalaciones, el Operador del Sistema debe de informar al Interesado con copia a la ETT dentro del plazo de diez (10) días hábiles, las adecuaciones necesarias que deberá de realizar para lo cual se deberán de repetir las Pruebas de Conexión que corresponda, pudiéndose realizar otras pruebas adicionales que el Operador del Sistema considere necesarias, siempre y cuando exista la respectiva justificación. Artículo 54. Conexión Una vez obtenida la constancia favorable del Operador del Sistema y realizado los pagos correspondientes por el Interesado, conforme a lo establecido en el Contrato de Conexión y Uso o la presente Norma Técnica, la Empresa Trasmisora Titular en un plazo máximo de cinco (5) días hábiles aceptará la conexión y coordinará con el Interesado, y el Operador del Sistema en el ámbito de sus responsabilidades, la conexión de la instalación; posteriormente, el Operador del Sistema debe emitir una certificación de puesta en operación de la instalación con la información técnica y operativa, obtenidas en las pruebas de la instalación. TÍTULO V. Disposiciones Finales CAPÍTULO I. Capítulo único Artículo 55. Clasificación de Infracciones Las infracciones establecidas en la presente Norma Técnica se entenderán sin perjuicio de la responsabilidad civil o penal en que pueden incurrir los propietarios de los activos de transmisión. Son infracciones leves de los propietarios de los activos de transmisión, entre otras, las siguientes: A. No cumplir los plazos indicados para cualquier procedimiento establecido en la presente Norma Técnica, siempre y cuando sea sin justificación. -- 29 of 58 -- B. Negarse a proporcionar la información necesaria para la elaboración de la Solicitud de Conexión, los Estudios Eléctricos y los análisis que se deben realizar para la conexión y el uso del Sistema Principal Transmisión. C. Requerir o solicitar equipos, dispositivos, sistemas y materiales no justificados técnicamente para permitir la conexión y el uso de las instalaciones de transmisión existentes, sin que los mismos se encuentren establecidos en el Contrato de Conexión y Uso o en las Condiciones de Conexión y Uso establecidas por el Operador del Sistema, o en normas técnicas aplicables a la red de transmisión. En caso de que los propietarios de activos de transmisión realicen alguna de las infracciones descritas en el presente artículo, la CREE aplicará las sanciones conforme con lo establecido en la LGIE y su Reglamento. Artículo 56. Conexiones existentes Las conexiones que existan a la entrada en vigencia de la presente Norma Técnica se mantendrán en los términos establecidos en los contratos o acuerdos de conexión que las partes hayan suscrito. Cualquier modificación a la capacidad existente requerirá seguir los procedimientos establecidos en esta norma. No obstante, las Empresas Transmisoras y los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional deberán cumplir con los requerimientos operativos, de calidad y comerciales exigidos por la regulación nacional. Artículo 57. Contrato Marco de Conexión y Uso Las ETT que no tengan un contrato marco para la conexión y uso de la red de transmisión aprobado por la CREE deberán de presentar el mismo para aprobación de la CREE a más tardar sesenta (60) días hábiles luego de la publicación de la presente Norma Técnica. Artículo 58. Disposiciones establecidas para la conexión a la Red de Transmisión Regional La presente Norma Técnica no exonera el cumplimiento de las disposiciones establecidas en la regulación regional por lo que, para las nuevas conexiones a la red de transmisión, que de acuerdo con la regulación regional sea definida como parte de la RTR, se deberá cumplir el procedimiento que la misma establece una vez que obtenga el acceso a la red de transmisión otorgado por el Operador del Sistema. El Interesado deberá verificar, antes de iniciar cualquier gestión establecida en esta Norma Técnica, si la conexión la pretende realizar a instalaciones de transmisión definidas como parte de la RTR. El Operador del Sistema será el organismo nacional encargado de emitir la constancia de cumplimiento de los requerimientos de conexión que establece el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional. Artículo 59. Plan de Expansión de la Red de Transmisión En el caso de nuevas instalaciones que sean producto del Plan de Expansión de la Red de Transmisión, los procedimientos a seguir por el desarrollador para realizar los Estudios Eléctricos de Conexión que se incluyan en las bases de licitación se sujetarán a lo establecido en esta Norma Técnica. Estos desarrolladores no están sujetos a realizar el procedimiento para obtener el acceso a la red de transmisión, debiendo realizar únicamente los procedimientos para la suscripción del Contrato de Conexión y Uso y de entrada en operación descritos en esta norma técnica. -- 30 of 58 -- Artículo 60. Gestiones de conexión en proceso Las gestiones de conexión que cualquier Interesado haya iniciado antes de la vigencia de la presente Norma Técnica deberán concluirse conforme la regulación vigente en ese momento. Artículo 61. Actualización de los modelos de los generadores En caso de ser requerido por el Operador del Sistema, las Empresas Generadoras que se encuentran conectadas a la red de transmisión deberán entregar en un plazo no mayor que doce (12) meses a partir de haber recibido la solicitud del Operador del Sistema, los modelos de los generadores, reguladores de voltaje, reguladores de velocidad o estabilizadores de sistemas de potencia (power system stabilizer – PSS) validados mediante la información proporcionada por los fabricantes o ensayos de campo, de modo que reflejen el comportamiento dinámico de las máquinas y sus controles en la práctica. Los tipos de modelos se requerirán según lo defina el Operador del Sistema en los formatos y por los medios que este establezca. Artículo 62. Vigencia La presente Norma Técnica entrará en vigencia a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta. P á g i n a 29 | 59ACUERDO CREE-64-2023 Artículo 61. Actualización de los modelos de los generadores En caso de ser requerido por el Operador del Sistema, las Empresas Generadoras que se encuentran conectadas a la red de transmisión deberán entregar en un plazo no mayor que doce (12) meses a partir de haber recibido la solicitud del Operador del Sistema, los modelos de los generadores, reguladores de voltaje, reguladores de velocidad o estabilizadores de sistemas de potencia (power system stabilizer – PSS) validados mediante la información proporcionada por los fabricantes o ensayos de campo, de modo que reflejen el comportamiento dinámico de las máquinas y sus controles en la práctica. Los tipos de modelos se requerirán según lo defina el Operador del Sistema en los formatos y por los medios que este establezca. Artículo 62. Vigencia La presente Norma Técnica entrará en vigencia a partir de la fecha de su publicación en el diario oficial La Gaceta. ANEXO 1 CUADRO INDICATIVO DE ESTUDIOS ELÉCTRICOS POR TIPO DE INSTALACIÓN # Tipo de Estudio Generación Demanda Transmisión 1 Flujos de potencia Si Si Si 2 Análisis de cortocircuitos Si Si (a) Si (b) 3 Estabilidad transitoria Si Si (c) Si (c) 4 Estabilidad de voltaje Si Si (c) Si (c) 5 Transitorios electromagnéticos Si Si (d) Si 6 Detalle de estabilidad transitoria Si (c) Si (c) Si (c) 7 Instalaciones de arranque en negro Si --- --- 8 Formación de islas Si Si (e) --- 9 Ajustes de reguladores/controladores Si --- --- 10 Pequeñas perturbaciones Si --- --- Leyenda: (a) Si por sus características pudiera efectuar aportes al nivel de cortocircuito. (b) Si modifica la configuración de la red de transmisión. (c) Cuando se producen modificaciones sensibles que afecten la calidad del servicio del sistema. (d) Cuando se introduzcan perturbaciones en el voltaje, tales como parpadeo (flicker) y armónicos. (e) Cuando la magnitud de la nueva demanda así lo requiera. -- 31 of 58 -- ANEXO 2 LINEAMIENTOS TÉCNICOS PARA LAS ACTIVIDADES DE SUPERVISIÓN Y VERIFICACIÓN I. Protocolo de Verificación 1. Información requerida. Un Interesado en conectar una nueva instalación o realizar una modificación de la capacidad de transmisión existente debe presentar a la ETT con copia el Operador del Sistema los diagramas unifilares y parámetros eléctricos necesarios para la modelación de las nuevas instalaciones a integrar al sistema de transmisión. Las especificaciones de los equipos deberán ser los siguientes de acuerdo con el tipo de instalación: A. Información de las líneas de transporte de energía: i. Distancia de la subestación al Punto de Conexión. ii. Distancia del Punto de Conexión a la planta, subestación o instalación de Consumidor Calificado. iii. Tipo de conductor, calibre y número de conductores utilizados por fase. iv. Características del cable de guarda. v. Distancia entre fases, distancia entre fase e hilo de guarda y distancia entre conductores al suelo. vi. Planimetría de las estructuras más usadas para el tendido de la línea de interconexión. B. Transformadores de potencia: i. Nivel de tensión alta y baja, incluyendo los niveles de tensión de los transformadores de tres devanados. ii. Capacidad nominal y clase de enfriamiento (AO, FA, FOA). iii. Grupo vectorial de conexión. iv. Impedancia de cortocircuito y potencia a la cual se hizo la prueba por el fabricante o laboratorio. v. Porcentaje y número de pasos del cambiador de derivaciones (tap) y dónde están ubicados (alta o baja o sin carga o bajo carga). vi. Fecha de fabricación. C. Equipo de compensación reactiva: i. Descripción del equipo de compensación reactiva (caso solar fotovoltaico y eólico) D. Generadores: i. Información del tipo de tecnología de generación. ii. Capacidad nominal, factor de potencia, tipo de conexión a tierra. iii. Reactancias sincrónicas de eje de directo (Xd) y de eje de cuadratura (Xq) en p.u. iv. Reactancias en secuencia cero y secuencia negativa en p.u. v. Límites de potencia reactiva (máxima y mínima). vi. Reactancia subtransitoria en el eje directo (Xd”) en p.u. vii. Reactancia subtransitoria en el eje de cuadratura (Xq”) en p.u. viii. Reactancia transitoria en el eje directo (Xd’) en p.u. ix. Reactancia transitoria en el eje de cuadratura (Xq’) en p.u. x. Constantes de tiempo Td”, Td’, constantes de tiempo transitorio Td0’, Tq0’, constantes de tiempo subtransitorio Td0”, Tq0” en segundos. -- 32 of 58 -- xi. Constante de inercia de la unidad. xii. Curvas de saturación de voltaje en terminales (p.u.) contra corriente de campo (amperios). xiii. Cantidad de polos. xiv. En el caso de las centrales solares fotovoltaicas, detalle de la capacidad instalada en corriente continua (CC), capacidad nominal de los inversores, tipo de seguidores (si aplica), etc. 2. Haber presentado y obtenido el visto bueno de los estudios de flujos de potencia y ajustes de protecciones del Operador del Sistema, siguiendo las recomendaciones de la presente Norma Técnica. 3. Haber realizado las pruebas preliminares operación en frío, ajustes de protección y verificación de las nuevas instalaciones, obteniendo el visto bueno de la ETT. 4. Haber efectuado pruebas punto a punto de mediciones y estados de forma remota desde el centro de control del Operador del Sistema y obtener el visto bueno de realizadas las pruebas de conformidad con la instalación y confiabilidad de la comunicación. Los puntos telemedidos desde el centro de control del Operador del Sistema deberán suministrar datos de potencias activas, reactivas y tensiones. Asimismo, medición horaria de la energía activa y reactiva enviada y recibida, potencias activas y reactivas en el punto de inyección y retiro asignado. Medición de potencias activas y reactivas de la demanda local, servicio propio o demanda interna. Registro en el Operador del Sistema de los estados (abierto o cerrado) de los interruptores, seccionadores que aíslan las nuevas instalaciones de la red de transmisión, de los interruptores asociados a cada generador o del colector del grupo de generadores cuya potencia nominal sea mayor a 10 MW. 5. En plantas generadoras que su potencia nominal sea igual o mayor a 8 MW deberán de participar en la regulación bajo el control automático de generación (AGC), efectuará pruebas de control remoto desde el Operador del Sistema con cada una de las unidades generadoras. 6. Haber efectuado pruebas de comunicación de voz con el Operador del Sistema y obtener el visto bueno del mismo. 7. Elaborar y entregar al Operador del Sistema el manual de procedimientos de operación de los nuevos equipos disponibles para ser operados por el Operador del Sistema y que formarán parte de la red de transmisión, considerando la coordinación de las maniobras con los elementos de transmisión existentes, operación en isla, o arranque en barra muerta, si aplica. 8. Presentar la certificación de Verificación del Equipo de Medición instalado en el Punto de Conexión. 9. Si el Punto de Conexión es parte de la RTR, presentar la Solicitud de Conexión aprobada por la CRIE, cumpliendo con los requisitos establecidos en el Libro III de la Transmisión sección 4 del RMER. -- 33 of 58 -- 10. Hacer la solicitud de despeje en los tiempos recomendados por la presente Norma Técnica. II. Esquemas de Protección en la Red de Transmisión 1. Protección de líneas de transmisión. Las líneas de transmisión del SIN operan en los niveles de tensión de 69 kV, 138 kV y 230 kV. A continuación, se definen los esquemas de protección típicos utilizados en el SIN que tienen las líneas de transmisión. A. Protección para líneas de transmisión de 230 kV i. Protección Primaria. Protección diferencial de línea 87L, con disparo mono/tripolar. ii. Protección Secundaria. Protección de distancia monofásica y multifase, con disparo mono/tripolar. iii. Protección Secundaria. Protección de sobrecorriente direccional de fase y neutro de tiempo inverso y tiempo definido. iv. Protección de falla de interruptor con DTT. En el caso de una configuración con interruptor y medio, deberá aplicarse esta protección con un relevador independiente para el interruptor de enlace. v. Teleprotección POTT, PUTT, etc. vi. Protección de alto y bajo voltaje. vii. Protección de sobre y baja frecuencia. viii. Esquema recierre trifásico y/o monofásico con verificación de sincronismo. ix. Cierre bajo falla. x. Disparo y/o bloqueo por oscilación de potencia donde aplique. xi. Supervisión de bobinas de disparo. xii. Protección diferencial de barra (en caso de que aplique). Además de las anteriores se solicita que los relevadores sean multifuncionales, telesupervisados, con lógicas programables para control y automatización, conectividad Ethernet con protocolos estándar incluyendo IEC61850, compatibles con los relevadores instalados en el SIN y con el sistema SCADA. Cada terminal de línea, por lo menos, debe tener redundancia de relevadores con protección secundaria, incisos ii y iii. Los equipos de protección y medición deben estar completamente integrados en un concentrador de datos y poder ser gestionados remotamente y desde una interfaz hombre-máquina (IHM) local. B. Protección para líneas de 138 kV i. Protección Primaria. Protección diferencial de línea 87L, con disparo mono/tripolar. ii. Protección Secundaria. Protección de distancia monofásica y multifase, con disparo mono/tripolar. iii. Protección Secundaria. Protección de sobrecorriente direccional de fase y neutro de tiempo inverso y tiempo definido. iv. Protección de falla de interruptor con DTT. En el caso de una configuración con interruptor y medio, deberá aplicarse esta protección con un relevador independiente para el interruptor de enlace. v. Teleprotección POTT, PUTT, etc. vi. Protección de alto y bajo voltaje. vii. Protección de sobre y baja frecuencia. -- 34 of 58 -- viii. Esquema recierre trifásico y/o monofásico con verificación de sincronismo. ix. Cierre bajo falla. x. Disparo y/o bloqueo por oscilación de potencia donde aplique. xi. Supervisión de bobinas de disparo. xii. Protección diferencial de barra (en caso de que aplique). Además de las anteriores se solicita que los relevadores sean multifuncionales, telesupervisados, con lógicas programables para control y automatización, conectividad Ethernet con protocolos estándar incluyendo IEC61850, compatibles con los relevadores instalados en el SIN y con el sistema SCADA. Cada terminal de línea, por lo menos, debe tener redundancia de relevadores con protección secundaria, incisos ii y iii. Los equipos de protección y medición deben estar completamente integrados en un concentrador de datos y poder ser gestionados remotamente y desde una IHM local. C. Protección para líneas de 69 kV i. Protección Primaria. Protección diferencial de línea 87L. ii. Protección Secundaria. Protección de distancia monofásica y multifase. iii. Protección Secundaria. Protección de sobrecorriente direccional de fase y neutro de tiempo inverso y tiempo definido. iv. Protección de falla de interruptor con DTT. v. Teleprotección POTT, PUTT, etc. vi. Protección de alto y bajo voltaje. vii. Protección de sobre y baja frecuencia. viii. Esquema recierre trifásico y/o monofásico con verificación de sincronismo. ix. Cierre bajo falla. x. Supervisión de bobinas de disparo. Además de las anteriores se solicita que los relevadores sean multifuncionales, telesupervisados, con lógicas programables para control y automatización, conectividad Ethernet con protocolos estándar incluyendo IEC61850, compatibles con los relevadores instalados en el SIN y con el sistema SCADA. Cada terminal de línea, por lo menos, debe tener redundancia de relevadores con protección secundaria, incisos ii y iii. Los equipos de protección y medición deben estar completamente integrados en un concentrador de datos y poder ser gestionados remotamente y desde una IHM local. III. Estudio de Coordinación de las Protecciones de Distancia “21” y Sobrecorriente Direccional “67 y 67N” La finalidad de este apartado es establecer los lineamientos para la realización de los estudios de coordinación de protecciones, no son lineamientos definitivos y están sujetos a cambios de acuerdo con las consideraciones y necesidades de cada proyecto. 1. Protección de Distancia 21 Su función en el caso de ser utilizada en líneas de transmisión es proteger el 100% al elemento línea asociada -- 35 of 58 -- y el 100% de las N líneas de la subestación inmediata hacia adelante a la terminal que se está ajustando y así brindar protección de respaldo a la subestación adyacente. A. Ajuste de alcance de los relevadores i. Zona 1 y zona 2 son asignadas a proteger la propia línea. Zona 1 al 80% de la propia línea. Zona 2 al 120% de la propia línea y/o al 50% de la línea más corta subsiguiente. ii. Zona 3 y superiores asignadas a proteger las N líneas de la subestación inmediata hacia adelante a la terminal que se está definiendo los ajustes. La zona 3 por lo general se utiliza hacia atrás; en la mayoría de los casos sin disparo, para el esquema de teleprotección. B. Consideraciones en la coordinación i. La terminal que se está coordinando (definiendo ajustes) debe ser coordinada con los relevadores de todos los elementos asociados a la subestación colindante vista hacia delante de dicha terminal. ii. La terminal que se está coordinando (definiendo ajustes) debe ser coordinada con los relevadores de todos los elementos asociados de las subestaciones colindantes que están atrás de dicha terminal. iii. De requerirse modificar ajustes en las subestaciones existentes, estos nuevos ajustes deben ser coordinados de acuerdo con los incisos i y ii. Lo anterior implica elevar el estudio de coordinación al siguiente nivel de contribución de fallas. Los ajustes de la zona 2 y superior deben ser coordinados en alcance y en tiempo de operación considerando la superposición del alcance con los relevadores de las subestaciones siguientes. Los ajustes deberán ser calculados simulando fallas monofásicas y triásicas, y de acuerdo con las impedancias de fallas que resulten de las simulaciones se ajustarán los alcances de las unidades de impedancia monofásicas y multifásica respectivamente. 2. Protección de sobrecorriente direccional, 67 y 67N Su función es proteger el elemento asociado y ofrecer respaldo a otros relevadores de las subestaciones subsiguientes. Este relevador en líneas de transmisión es considerada secundaria cuando el elemento a proteger tiene asociado otros relevadores como ser diferencial de línea y de distancia. A. Ajustes de arranque i. Para sobrecorriente de fase 67. La corriente menor que resulte al utilizar la capacidad térmica del conductor o la máxima carga esperada bajo contingencia por 1.5 veces. ii. Para sobrecorriente de neutro 67N. Este ajuste es variable, se pide que se considere un techo del 40% del ajuste de la protección de sobrecorriente de fase 67. B. Consideraciones en la coordinación i. En primera instancia el estudio de coordinación debe considerar no modificar los ajustes de los elementos existentes ii. Debe ser coordinada con los relevadores de todos los elementos asociados a la subestación colindante hacia adelante de la terminal que se está coordinando. iii. Debe ser coordinada con los relevadores de todos los elementos asociados de las subestaciones colindantes atrás de la terminal que se está coordinando. iv. De no llegarse a encontrar un punto de coordinación considerando el inciso i y se requiera modificar los ajustes existentes, estos nuevos ajustes deben ser coordinados de acuerdo con los incisos i y iii. Lo anterior implica elevar el estudio de coordinación al siguiente nivel de contribución de fallas. -- 36 of 58 -- v. En el caso de que se eleve el estudio al siguiente nivel de contribución de fallas y no se obtenga a un punto de coordinación adecuado, se considerará la opción de instalar redundancia de protección diferencial de línea sin habilitar la protección de sobrecorriente direccional. 3. Líneas consideradas para la simulación de las fallas A. Líneas nuevas asociadas directamente al proyecto. B.Líneas nuevas operativamente que se deriven al seccionar líneas existentes. C.Líneas de la subestación colindante a la terminal de la línea que se está coordinando. D. Líneas de las subestaciones subsiguientes a la subestación colindante, de ser necesario, en caso de superposición en la operación de la protección. E. Nivel siguiente de cobertura al del inciso D de ser necesario. F. Lado de baja de los transformadores de potencia en la subestación colindante a la terminal de la línea que se está coordinando. 4. Otras consideraciones generales para el estudio de coordinación A. Los tipos de fallas a ser simuladas son la monofásica y la trifásica como mínimo y de requerirse se pedirá a discreción simular otros tipos fallas. B.Los puntos de falla serán en las fronteras (2) de cada línea y en lado de baja de los trasformadores cuyo lado de alta esté conectada a la red asociada al estudio. C.La coordinación se verificará en el escenario de demanda máxima y demanda mínima. D. Si el proyecto de generación es de tipo intermitente, se verificará la coordinación con la planta en servicio y fuera de servicio para cada uno de los escenarios del inciso anterior. E. El informe presentará en gráficos las características de la protección de distancia con las fallas simuladas como se indica en el inciso A y B. Esto para cada relevador considerado en el estudio y para fallas en las líneas de la subestación colindante al relevador (terminal de línea) que se está evaluando la coordinación. F. El informe presentará en gráficos las características de la protección de sobrecorriente con las fallas simuladas como se indica en el inciso A y B. Esto para cada relevador considerado en el estudio y para fallas en las líneas de la subestación colindante al relevador (terminal de línea) que se está evaluando la coordinación. La base de datos necesaria para realizar el estudio de coordinación será proporcionada por el Operador del Sistema. IV. Pruebas de los Equipos de Protección que Deben Realizarse Previo a la Puesta en Operación de una Nueva Instalación o Modificaciones a las Existentes Para la realización de las pruebas se deberá de presentar ante la ETT y al Operador del Sistema lo siguiente: 1. Pruebas de comisionamiento de los relevadores de protección. 2. Pruebas típicas a los transformadores para instrumentos utilizados. 3. Pruebas de los esquemas de protección que incluyan la terminal local y las terminales remotas correspondientes. 4. Pruebas de esquemas de protección asistidos por comunicaciones punto a punto en caso de líneas de transmisión. 5. Formato de pruebas de los incisos anteriores. 6. Solicitud de despeje (si aplica). -- 37 of 58 -- La documentación de los incisos anteriores debe entregarse con diez (10) días antes de la fecha de la realización de las pruebas y la solicitud de despeje con veinte (20) días antes de la realización de las pruebas, el no cumplimiento de la entrega de la documentación en estos plazos establecerá una reprogramación de la fecha de las pruebas a conveniencia del Operador del Sistema. El set de prueba a utilizar debe estar certificado, así como la empresa ejecutora. En caso de que los softwares de los equipos de protección y medición no sean de uso gratuito deberán entregar licencias de ellos para instalar en las computadoras del personal que realiza la gestión de estos. En los anexos se deben presentar los formatos de pruebas para los relés, dichos formatos aplican para la mayoría de los tipos de relé diferencial de línea y de distancia digitales, en el caso particular al proyecto remitirse al personal encargado del mantenimiento de las protecciones. P á g i n a 36 | 59ACUERDO CREE-64-2023 La documentación de los incisos anteriores debe entregarse con diez (10) días antes de la fecha de la realización de las pruebas y la solicitud de despeje con veinte (20) días antes de la realización de las pruebas, el no cumplimiento de la entrega de la documentación en estos plazos establecerá una reprogramación de la fecha de las pruebas a conveniencia del Operador del Sistema. El set de prueba a utilizar debe estar certificado, así como la empresa ejecutora. En caso de que los softwares de los equipos de protección y medición no sean de uso gratuito deberán entregar licencias de ellos para instalar en las computadoras del personal que realiza la gestión de estos. En los anexos se deben presentar los formatos de pruebas para los relés, dichos formatos aplican para la mayoría de los tipos de relé diferencial de línea y de distancia digitales, en el caso particular al proyecto remitirse al personal encargado del mantenimiento de las protecciones. ANEXO 3 REQUISITOS PREVIO A LA ENTRADA EN OPERACIÓN No. Operación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones 1 Garantía de Cumplimiento de Contrato de Conexión y Uso vigente en tiempo y forma (si aplica). Ficha de inscripción en el Registro Público de Empresas del Sector o en el Registro de Consumidores Calificados que administra la CREE. 3 Licencia Ambiental vigente en tiempo y forma. 4 Cumplimiento de la fecha programada de inicio de operación o reprogramada oportunamente. 5 Cumplimiento de las condiciones de conexión pactadas en el Contrato de Conexión y Uso. 6 Permiso de Interconexión extendido por la CRIE (si aplica). Se han cumplido las pruebas que garantizan que los equipos de las instalaciones pueden proveer al SIN en forma segura la potencia y energía eléctrica (si aplica). 8 Oficialización del Equipo de Medición. Revisión de cumplimiento de aspectos contractuales como ser, representantes legales, entrega en tiempo y forma de cronograma de construcción, entrega en tiempo y forma de informes, etc. (si aplica) Licencia de Operación para la actividad de transmisión o distribución o constancia que está gestionando la misma (si aplica) -- 38 of 58 -- P á g i n a 37 | 59ACUERDO CREE-64-2023 ANEXO 4 PROTOCOLOS DE PRUEBAS DE RECEPCIÓN DE UNIDAD DE CONTROL DE SUBESTACIÓN No. Operación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones 1 Arranque en frío. 1.1 Debe simularse falla en la alimentación. La unidad de control de subestación (UCS) debe reiniciarse con todos los servicios y canales de comunicación. 2 Se entrega el software necesario para configuración (y licencias). 3 Comunicación con el Operador del Sistema en DNP 3 TCP/IP. 3.1 Se logra enlazar el equipo. 3.2 Desconectar canal de comunicaciones. 3.3 ¿Se pierden las comunicaciones? 3.4 Reconectar el canal de comunicaciones con el Operador del Sistema. 3.5 ¿Se logran restablecer las comunicaciones? 3.6 Pruebas de comunicación con IEDs. 3.7 ¿Se pierden las comunicaciones? 3.8 Reconectar el canal de comunicaciones con el IED. 3.9 ¿Se logran restablecer las comunicaciones? 3.10 Redundancia UCS. 4 Pruebas de sincronización vía GPS 4.1 Verificar que la hora de la UCS coincida con la del GPS. 4.2 Desconectar GPS. 4.3 Establecer hora de UCS manualmente. 4.4 Reconectar GPS. 4.5 Verificar que la hora de la UCS cambia de manera automática a la del GPS. 5 Pruebas de señalización (según lista de señales de la S/E) 5.1 Verificar estado de interruptores. 5.2 Verificar estado de seccionadoras. -- 39 of 58 -- No. Operación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones 5.3 Verificar estado de recierres. 5.4 Verificar estado de perillas local/remoto. 5.5 Verificar estado de indicaciones generales. 5.6 Verificar alarmas de protecciones según esquemas de Empresa Transmisora u Operador del Sistema (abajo mencionados). Pruebas de mediciones hacia el Operador del Sistema (Según lista de señales de la S/E)  6.1 Verificar mediciones de distintos elementos. 6.2 Se deben probar al 50% y al 100% en rango positivo. 6.3 Se deben probar al 50% y al 100% en rango negativo (si aplica). 7 Pruebas de controles hacia el Operador del Sistema (según lista de señales de la S/E) 7.1 Verificar los controles sobre interruptores desde el Operador del Sistema. 7.2 Verificar los controles sobre seccionadoras desde el Operador del Sistema. 7.3 Verificar los controles habilitados sobre otros elementos (si aplica). -- 40 of 58 -- P á g i n a 39 | 59ACUERDO CREE-64-2023 ANEXO 5 PROTOCOLOS DE PRUEBAS DE RECEPCIÓN DE INTERFAZ HOMBRE-MÁQUINA (IHM) No. Operación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones 1 Arranque en frío. 1.1 La IHM debe reiniciar en la pantalla principal de manera automática y con todas sus comunicaciones en servicio. 1.2 Características de los equipos según lo especificado: teclado, UPS, inversor. 2 Verificación de interfaz gráfica. 2.1 Verificar diagrama unifilar general. 2.2 Verificar diagrama unifilar por bahía. 2.3 Verificar alarmas. 2.4 Verificar diagrama de comunicaciones con IEDs. 2.5 Verificar diagrama de mediciones. 2.6 Verificar que todos los botones de interfaz funcionen correctamente 3 Pruebas de comunicación con IEDs. 3.1 ¿Se pierden las comunicaciones? 3.2 Reconectar el canal de comunicaciones con el IED 3.3 ¿Se logran restablecer las comunicaciones? 4 Prueba de sincronización por GPS. 4.1 Verificar hora de la UCS coincida con la del GPS. 4.2 Desconectar GPS. 4.3 Establecer hora de UCS manualmente. 4.4 Reconectar GPS. 4.5 Verificar que la hora de la UCS cambia de manera automática a la del GPS. 5 Pruebas de señalización (según lista de señales de la S/E). 5.1 Verificar estado de interruptores. 5.2 Verificar estado de seccionadoras. 5.3 Verificar estado de recierres. -- 41 of 58 -- No. Operación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones 5.4 Verificar estado de perillas local/remoto. 5.5 Verificar estado de indicaciones generales. 5.6 Verificar alarmas de protecciones en el centro de control del Operador del Sistema. 6 Pruebas de mediciones hacia el Operador del Sistema (según lista de señales de la S/E). 6.1 Verificar mediciones de distintos elementos. 6.2 Se deben probar al 50% y al 100% en rango positivo. 6.3 Se deben probar al 50% y al 100% en rango negativo (si aplica). Pruebas de controles hacia centro de despacho del Operador del Sistema (según lista de señales de la S/E). 7.1 Verificar los controles sobre interruptores desde el centro de control del Operador del Sistema. 7.2 Verificar los controles sobre seccionadoras desde el centro de control del Operador del Sistema. 7.3 Verificar los controles habilitados sobre otros elementos (si aplica). 8 Verificación de software. 8.1 Se tienen todas las licencias necesarias para operación y configuración de la IHM. -- 42 of 58 -- ANEXO 6 ESQUEMAS DE PROTECCIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN No. Operación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones A. Para 230 kV 1 Protección Primaria. 1.1 Protección diferencial de línea 87L, con disparo mono/tripolar. 2 Protección Secundaria. 2.1 Protección de distancia monofásica y multifase, con disparo mono/tripolar. 2.2 Protección de sobrecorriente direccional de fase y neutro de tiempo inverso y tiempo definido. 2.3 Teleprotección POTT, PUTT, etc. 2.4 Protección de sobre y bajo voltaje. 2.5 Protección de sobre y baja frecuencia. 2.6 Esquema recierre trifásico y/o monofásico con verificación de sincronismo. 2.7 Cierre bajo falla. 2.8 Disparo y/o bloqueo por oscilación de potencia donde aplique. 2.9 Supervisión de bobinas de disparo. 2.10 Protección diferencial de barra (en caso de que aplique) -- 43 of 58 -- No. Operación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones B. Para 138 kV 1 Protección Primaria. 1.1 Protección diferencial de línea 87L, con disparo mono/tripolar. 2 Protección Secundaria. 2.1 Protección de distancia monofásica y multifase, con disparo mono/tripolar. 2.2 Protección de sobrecorriente direccional de fase y neutro de tiempo inverso y tiempo definido. 2.3 Protección de falla de interruptor con DTT. 2.4 En el caso de una configuración con interruptor y medio, deberá aplicarse esta protección con un relevador independiente para el interruptor de enlace. 2.5 Teleprotección POTT, PUTT, etc. 2.6 Protección de alto y bajo voltaje. 2.7 Protección de sobre y baja frecuencia. 2.8 Esquema recierre trifásico y/o monofásico con verificación de sincronismo. 2.9 Cierre bajo falla. 2.10 Disparo y/o bloqueo por oscilación de potencia donde aplique. 2.11 Supervisión de bobinas de disparo. 2.12 Protección diferencial de barra (en caso de que aplique). -- 44 of 58 -- P á g i n a 43 | 59ACUERDO CREE-64-2023 No. Operación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones C. Para 69 kV 1 Protección Primaria. 1.1 Protección diferencial de línea 87L. 2 Protección Secundaria. 2.1 Protección de distancia monofásica y multifase. 2.2 Protección de sobrecorriente direccional de fase y neutro de tiempo inverso y tiempo definido. 2.3 Protección de falla de interruptor con DTT. 2.4 Teleprotección POTT, PUTT, etc. 2.5 Protección de alto y bajo voltaje. 2.6 Protección de sobre y baja frecuencia. 2.7 Esquema recierre trifásico y/o monofásico con verificación de sincronismo. 2.8 Cierre bajo falla. 2.9 Supervisión de bobinas de disparo. ANEXO 7 PROTECCIONES DE DISTANCIA 21 No. Protección de distancia 21 Cumple No Cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones Objetivo. En el caso de ser utilizada en líneas de transmisión, proteger el 100% al elemento línea asociada y el 100% de las “N” líneas de la subestación inmediata hacia adelante a la terminal que se está ajustando y así brindar protección de respaldo a la subestación adyacente. Ajuste de alcance de los relevadores. Zona 1 y zona 2 son asignadas a proteger la propia línea. Zona 1 al 80% de la propia línea. Zona 2 al 120% de la propia línea y/o al 50% de la línea más corta subsiguiente. Zona 3 y superiores asignadas a proteger las N líneas de la subestación inmediata hacia adelante a la terminal que se está definiendo los ajustes. La zona 3 por lo general se utiliza hacia atrás; en la mayoría de los casos sin disparo, para el esquema de teleprotección. -- 45 of 58 -- P á g i n a 45 | 59 ACUERDO CREE-64-2023 ANEXO 8 CONSIDERACIONES EN LA COORDINACIÓN No. Consideraciones en la coordinación Cumple No Cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones La terminal que se está coordinando (definiendo ajustes) debe ser coordinada con los relevadores de todos los elementos asociados a la subestación colindante vista hacia delante de dicha terminal. La terminal que se está coordinando (definiendo ajustes) debe ser coordinada con los relevadores de todos los elementos asociados de las subestaciones colindantes que están atrás de dicha terminal. De requerirse modificar ajustes en las subestaciones existentes, estos nuevos ajustes deben ser coordinados de acuerdo con los incisos 1 y 2. Lo anterior implica elevar el estudio de coordinación al siguiente nivel de contribución de fallas. Los ajustes de la zona 2 y superior deben ser coordinados en alcance y en tiempo de operación considerando la superposición del alcance con los relevadores de las subestaciones siguientes. Los ajustes deberán ser calculados simulando fallas monofásicas y trifásicas, y de acuerdo con las impedancias de fallas que resulten de las simulaciones se ajustarán los alcances de las unidades de impedancia monofásicas y multifásica respectivamente. ANEXO 9 PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL No Ajustes de arranque Cumple No Cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones A. Para sobrecorriente de fase 67. La corriente menor que resulte al utilizar la capacidad térmica del conductor o la máxima carga esperada bajo contingencia por 1.5 veces. B. Para sobrecorriente de neutro 67N. Este ajuste es variable, se pide que se considere un techo del 40% del ajuste de la protección de sobrecorriente de fase 67. -- 46 of 58 -- P á g i n a 47 | 59ACUERDO CREE-64-2023 ANEXO 10 CONSIDERACIONES EN LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES No. Operación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones A. Coordinación En primera instancia el estudio de coordinación debe considerar no modificar los ajustes de los elementos existentes. Debe ser coordinada con los relevadores de todos los elementos asociados a la subestación colindante hacia adelante de la terminal que se está coordinando. Debe ser coordinada con los relevadores de todos los elementos asociados de las subestaciones colindante atrás de la terminal que se está coordinando. De no llegarse a encontrar un punto de coordinación considerando el inciso 1 y se requiera modificar los ajustes existentes, estos nuevos ajustes deben ser coordinados de acuerdo con los incisos 2 y 3. Lo anterior implica elevar el estudio de coordinación al siguiente nivel de contribución de fallas. En el caso de que se eleve el estudio al siguiente nivel de contribución de fallas y no se obtenga a un punto de coordinación adecuado, se considerara la opción de instalar redundancia de protección diferencial de línea sin habilitar la protección de sobrecorriente direccional. -- 47 of 58 -- ANEXO 11 CRITERIOS DE SELECCIÓN DE LÍNEAS PARA SIMULACIÓN DE FALLAS No. Líneas consideradas para la simulación de fallas Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones 1 Líneas nuevas asociadas directamente al proyecto. Líneas nuevas operativamente que se deriven al seccionar líneas existentes. Líneas de la subestación colindante a la terminal de la línea que se está coordinando. Líneas de las subestaciones subsiguientes a la subestación colindante, de ser necesario, en caso de superposición en la operación de la protección. 5 Nivel siguiente de cobertura al del inciso 4 de ser necesario. Lado de baja de los transformadores de potencia en la subestación colindante a la terminal de la línea que se está coordinando. -- 48 of 58 -- P á g i n a 49 | 59ACUERDO CREE-64-2023 ANEXO 12 OTRAS CONSIDERACIONES GENERALES PARA EL ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES No. Otras consideraciones generales para el estudio de coordinación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones Los tipos de fallas a ser simuladas son la monofásica y la trifásica como mínimo y de requerirse se pedirá a discreción simular otros tipos fallas. Los puntos de falla serán en las fronteras (2) de cada línea y en lado de baja de los trasformadores cuyo lado de alta esté conectada a la red asociada al estudio. La coordinación se verificará en el escenario de demanda máxima y demanda mínima. Si el proyecto de generación es de tipo intermitente, se verificará la coordinación con la planta en servicio y fuera de servicio para cada uno de los escenarios del inciso anterior. El informe presentará en gráficos las características de la protección de distancia con las fallas simuladas como se indica en el inciso 1 y 2. Esto para cada relevador considerado en el estudio y para fallas en las líneas de la subestación colindante al relevador (terminal de línea) que se está evaluando la coordinación. El informe presentará en gráficos las características de la protección de sobrecorriente con las fallas simuladas como se indica en el inciso 1 y 2. Esto para cada relevador considerado en el estudio y para fallas en las líneas de la subestación colindante al relevador (terminal de línea) que se está evaluando la coordinación. -- 49 of 58 -- P á g i n a 50 | 59ACUERDO CREE-64-2023 ANEXO 13 PRUEBAS DE EQUIPOS DE COMUNICACIÓN QUE DEBEN REALIZAR PREVIO A LA ENTRADA DE UNA NUEVA INSTALACIÓN En el caso de nuevas líneas de transmisión entrando a subestaciones de la ETT, o en líneas de transmisión ya existentes donde se conecta una nueva subestación, es necesario lo siguiente: No. Pruebas de equipos de comunicación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones Mostrar evidencia de contar con los servicios de comunicación adecuados; pudiendo para ello contratarlos con la ETT, en este caso, se deberá incluir este aspecto en el Contrato de Conexión y Uso a suscribir entre las partes. Para líneas nuevas, instalar cable de guarda tipo OPGW, con fibra óptica tipo G652. En el caso de subestaciones nuevas que partan el backbone de fibra óptica de la ETT, el cable OPGW a ser instalado en las llegadas de esa línea a la nueva subestación deber ser con 24 hilos de fibra óptica tipo G655 y 12 hilos de fibras tipo G652; en este caso se recomienda que las fibras de esos cables sean idénticas o muy similares técnicamente a las de los cables OPGW utilizados por la ETT. Los terminales ópticos a ser instalados en nuevas subestaciones deben ser compatibles con los utilizados por la ETT. El detalle de los requerimientos de servicios de voz, datos Ethernet, teleprotección de distancia vía contactos, esquemas de protección diferencial de línea vía protocolo C.3794, Segmentos LAN y gestión remota desde los servidores de gestión del Operador del Sistema deben ser aprobados y revisados por la Unidad de Operación en Tiempo Real del Operador del Sistema. -- 50 of 58 -- P á g i n a 51 | 59 No. Pruebas de equipos de comunicación Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones Las cajas de empalme de fibras ópticas a ser instaladas en líneas nuevas o en el caso de reemplazo de hilos de guarda convencionales de acero por cables de guarda tipo OPGW deben ser de lámina gruesa (al menos 10mm de grosor), tipo domo, con reportes de pruebas de hermeticidad, resistencia al impacto, pruebas de resistencia a corrosión emitidas por laboratorios reconocidas y que cumplan estándares internacionales. Todo nuevo nodo de comunicaciones equipado con terminal óptico compatible con las de la ETT debe ser integrado a los servidores de gestión del Operador del Sistema, instalados en el centro de control de este. Para proyectos que impliquen la instalación de nuevos equipos con tecnología superior a la existente, previa evaluación de la necesidad dependiendo de la naturaleza de los equipos a instalar, se requerirá una capacitación en fábrica y local. Los equipos a ser instalados deben ser 100% compatible con la plataforma óptica del Operador del Sistema. Los gabinetes para alojar los equipos ópticos deben ser similares a los utilizados por la ETT, equipados con térmicos, termostato, higrómetro, lámpara, switch de puerta, barra de tierra, gomas de acceso, etc. Con fines de estandarizar, los distribuidores ópticos (ODF) deben ser equipados con conectores tipo SC. -- 51 of 58 -- P á g i n a 52 | 59ACUERDO CREE-64-2023 ANEXO 14 PRUEBAS DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN QUE DEBEN REALIZARSE PREVIO A LA PUESTA EN OPERACIÓN DE UNA NUEVA INSTALACIÓN O MODIFICACIÓN DE LAS EXISTENTES No. Equipos de protección Cumple No cumple Responsable de verificar cumplimiento Observaciones 1 Pruebas de comisionamiento de los relevadores de protección. 2 Pruebas típicas a los transformadores para instrumentos utilizados. 3 Pruebas de los esquemas de protección incluyendo solo la terminal local. 4 Pruebas de esquemas de protección asistidos por comunicaciones punto a punto en caso de líneas de transmisión. 5 Formato de pruebas de los incisos anteriores. 6 Solicitud de Despeje (si aplica). ANEXO 15 Caso 1 – Falla Monofásica fase A a tierra al 5% de Terminal A Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 1- Verificar apertura monofásica fase A por operación diferencial. 2- Verificar recierre de interruptor fase A en ms. Función de distancia 21/21N 3- Verificar pickup 21N en 2da zona del relé. 4- Verificar NO DISPARO INSTANTANEO de la fase A y/o Trifásica por operación de la función 21N en 2da zona del relé. 5- Verificar recierre de interruptor fase A en ms. Observaciones: Caso 2 – Falla monofásica fase B a tierra al 50% de Terminal A Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 6- Verificar apertura monofásica fase B por operación diferencial. 7- Verificar cierre de interruptor fase B en ms. Función de distancia 21/21N 8- Verificar apertura de la fase B por operación de la protección de distancia en zona 1. 9- Verificar recierre de interruptor fase B en ms. Observaciones: Caso 3 – Falla monofásica fase C a tierra al 5% de Terminal B Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 10- Verificar apertura monofásica fase C por operación diferencial. 11- Verificar cierre de interruptor fase C en ms. -- 52 of 58 -- P á g i n a 53 | 59ACUERDO CREE-64-2023 6- Verificar apertura monofásica fase B por operación diferencial. 7- Verificar cierre de interruptor fase B en ms. Función de distancia 21/21N 8- Verificar apertura de la fase B por operación de la protección de distancia en zona 1. 9- Verificar recierre de interruptor fase B en ms. Observaciones: Caso 3 – Falla monofásica fase C a tierra al 5% de Terminal B Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 10- Verificar apertura monofásica fase C por operación diferencial. 11- Verificar cierre de interruptor fase C en ms. Función de distancia 21/21N 12- Verificar apertura de la fase C por operación de la protección de distancia en zona 1. 13- Verificar recierre de interruptor fase C en ms. Observaciones: Caso 4 – Falla trifásica al 50% de la línea Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 14- Verificar apertura trifásica definitiva por operación de la función diferencial de línea. 15- Verificar que NO halla arranque de la función de recierre en los relevadores. Función de distancia 21/21N 16- Verificar apertura trifásica definitiva por la operación protección de distancia en zona 1. 17- Verificar que NO halla arranque de la función de recierre en los relevadores. Observaciones: Caso 5 - Falla monofásica fase A a tierra al 1% del Terminal A Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 18- Verificar la NO operación de la función diferencial de línea. Función de distancia 21/21N 19- Verificar Pickup 21N en zona 2 del relé. 20- Verificar apertura trifásica definitiva NO INSTANTANEA del interruptor por operación de la protección de distancia en zona 2 del relé. 21- Verificar que NO haya arranque de la función de recierre en los en los relevadores. Observaciones: Caso 6 – Falla monofásica fase B a tierra al 1% detrás del Terminal B Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 22- Verificar la NO operación de la función diferencial de línea. Función de distancia 21/21N 23- Verificar arranque de la zona hacia atrás. -- 53 of 58 -- P á g i n a 54 | 59ACUERDO CREE-64-2023 Función diferencial de línea 87L SI NO 18- Verificar la NO operación de la función diferencial de línea. Función de distancia 21/21N 19- Verificar Pickup 21N en zona 2 del relé. 20- Verificar apertura trifásica definitiva NO INSTANTANEA del interruptor por operación de la protección de distancia en zona 2 del relé. 21- Verificar que NO haya arranque de la función de recierre en los en los relevadores. Observaciones: Caso 6 – Falla monofásica fase B a tierra al 1% detrás del Terminal B Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 22- Verificar la NO operación de la función diferencial de línea. Función de distancia 21/21N 23- Verificar arranque de la zona hacia atrás. 24- Verificar NO operación del interruptor. Observaciones: Caso 7 – Falla monofásica de alta impedancia fase C a tierra al 50% Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 25- Verificar operación en instantáneo de interruptor. Función de distancia 21/21N 26- Verificar Apertura trifásica definitiva por operación de la función de protección 21N en zona 2. Observaciones: Caso 8 – Falla bifásica entre las fases A y B al 50% de la línea Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 27- Verificar apertura trifásica definitiva por operación de la función diferencial de línea. 28- Verificar que NO haya arranque de la función de recierre en los relevadores en la zona 1. Función de distancia 21/21N 29- Verificar apertura trifásica definitiva por la operación de protección de distancia en la zona 1. 30- Verificar que NO haya arranque de la función de recierre en los relevadores. Observaciones Caso 9 – Falla evolutiva primero una falla monofásica de la fase A a tierra, luego de 150 ms se presentará una falla de fase B a tierra Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 31- Verificar apertura de la fase A -- 54 of 58 -- P á g i n a 55 | 59ACUERDO CREE-64-2023 28- Verificar que NO haya arranque de la función de recierre en los relevadores en la zona 1. Función de distancia 21/21N 29- Verificar apertura trifásica definitiva por la operación de protección de distancia en la zona 1. 30- Verificar que NO haya arranque de la función de recierre en los relevadores. Observaciones Caso 9 – Falla evolutiva primero una falla monofásica de la fase A a tierra, luego de 150 ms se presentará una falla de fase B a tierra Función diferencial de línea 87L Estado SI NO 31- Verificar apertura de la fase A 32- Verificar comienzo de ciclo de recierre 33- Apertura trifásica definitiva del interruptor por falla en fase B 34- Verificar cancelación del ciclo de recierre Observaciones Notas: 1. La operatividad del relevador será aceptada si todas las verificaciones son aprobadas. 2. Si alguna verificación no aplica (NA), la misma debe ser justificada. ANEXO 16 Caso 1 – Falla monofásica fase A a tierra al 5% de Terminal A 25 km Función de distancia 21/21N Función de distancia 21/21N Estado SI NO 1- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21N en zona 2) hacia el relé ubicado en Terminal A. 2- Verificar recepción de señal permisiva por comunicación preveniente del relé ubicado en Terminal A. 3- Verificar apertura monofásica Instantánea de la fase A por operación de la protección de distancia en 2da zona del relé con Recepción de POTT. 4- Verificar recierre de interruptor fase A en ms. Observaciones: Caso 2 – Falla monofásica fase B a tierra al 50% de Terminal A Función de distancia 21/21N Estado SI NO 5- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21N en zona 1/2) hacia el relé ubicado en Terminal A. 6- Verificar recepción de señal permisiva por comunicación proveniente del relé ubicado en Terminal A. 7- Verificar apertura monofásica de la fase B por operación de la protección de distancia en zona -- 55 of 58 -- P á g i n a 56 | 59ACUERDO CREE-64-2023 1- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21N en zona 2) hacia el relé ubicado en Terminal A. 2- Verificar recepción de señal permisiva por comunicación preveniente del relé ubicado en Terminal A. 3- Verificar apertura monofásica Instantánea de la fase A por operación de la protección de distancia en 2da zona del relé con Recepción de POTT. 4- Verificar recierre de interruptor fase A en ms. Observaciones: Caso 2 – Falla monofásica fase B a tierra al 50% de Terminal A Función de distancia 21/21N Estado SI NO 5- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21N en zona 1/2) hacia el relé ubicado en Terminal A. 6- Verificar recepción de señal permisiva por comunicación proveniente del relé ubicado en Terminal A. 7- Verificar apertura monofásica de la fase B por operación de la protección de distancia en zona 1. 8- Verificar recierre de interruptor fase B en ms. Observaciones: Caso 3 – Falla monofásica fase C a tierra al 5% de Terminal B Función diferencial de la línea 87L Estado SI NO 9- Verificar apertura monofásica fase C por operación diferencial. 10- Verificar cierre de interruptor fase C en ms. Función de distancia 21/21N 11- Verificar apertura de la fase C por operación de la protección de distancia en zona 1. 12- Verificar recierre de interruptor fase B en ms. Observaciones: Caso 4 – Falla trifásica al 50% de la Línea Función de distancia 21/21N Estado SI NO 13- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21 en 1ra zona) hacia el relé ubicado en Terminal A. 14- Verificar recepción de señal permisiva por comunicación proveniente del relé ubicado en Terminal A. 15- Verificar Apertura trifásicas definitiva por la operación de protección de distancia en la zona 1. Observaciones Caso 5 – Falla monofásica fase A a tierra al 1% detrás de Terminal A Función de distancia 21/21N Estado SI NO 16- Verificar arranque de la segunda zona. 17- Verificar recepción de señal permisiva desde los relés de Terminal A. -- 56 of 58 -- P á g i n a 57 | 59ACUERDO CREE-64-2023 13- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21 en 1ra zona) hacia el relé ubicado en Terminal A. 14- Verificar recepción de señal permisiva por comunicación proveniente del relé ubicado en Terminal A. 15- Verificar Apertura trifásicas definitiva por la operación de protección de distancia en la zona 1. Observaciones Caso 5 – Falla monofásica fase A a tierra al 1% detrás de Terminal A Función de distancia 21/21N Estado SI NO 16- Verificar arranque de la segunda zona. 17- Verificar recepción de señal permisiva desde los relés de Terminal A. 18- Verificar no recepción de señal permisiva desde los relés de Terminal A. 19- Verificar operación en segunda zona después del tiempo de retardo de esta zona. Observaciones Caso 6 – Falla monofásica fase B a tierra al 1% detrás del Terminal B Función de distancia 21/21N Estado SI NO 20- Verificar arranque de la zona hacia atrás. 21- Verificar envío de señal permisiva por comunicación hacia relés de Terminal A. 22- Verificar no disparo en zona 3 hacia atrás. Observaciones Caso 7 – Falla monofásica de alta impedancia fase C a tierra al 50% Función de distancia 21/21N Estado SI NO 23- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21/pickup 67N de relé en terminal B hacia el relé ubicado en Terminal A. 24- Verificar recepción de señal permisiva por comunicación proveniente del relé (pickup 21/pickup 67N) ubicado en Terminal A. 25- Verificar recierre de interruptor fase C en ms. 26- Verificar Apertura trifásicas del interruptor por la función direccional de tierra 67N en ms. Observaciones Caso 8 – Falla bifásica entre las fases A y B al 50% de la línea Función de distancia 21/21N Estado SI NO 27- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21 en 1ra/2da zona) hacia el relé ubicado en Terminal A. 28- Verificar recepción de señal permisiva (pickup 21 en 1ra/2da zona) ubicado en Terminal A. 29- Verificar Apertura trifásicas definitiva por la operación de protección de distancia en zona 1. Observaciones Caso 9 – Falla evolutiva primero una falla monofásica de la fase A a tierra, luego de 150 ms se presentará una falla de la fase B a tierra Función de distancia 21/21N Estado SI NO -- 57 of 58 -- P á g i n a 58 | 59ACUERDO CREE-64-2023 27- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21 en 1ra/2da zona) hacia el relé ubicado en Terminal A. 28- Verificar recepción de señal permisiva (pickup 21 en 1ra/2da zona) ubicado en Terminal A. 29- Verificar Apertura trifásicas definitiva por la operación de protección de distancia en zona 1. Observaciones Caso 9 – Falla evolutiva primero una falla monofásica de la fase A a tierra, luego de 150 ms se presentará una falla de la fase B a tierra Función de distancia 21/21N Estado SI NO 30- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21 en 1ra/2da zona) hacia el relé ubicado en Terminal A. 31- Verificar recepción de señal permisiva por comunicación proveniente del relé ubicado en Terminal A. 32- Verificar Apertura monofásica de la fase A por operación de la protección de distancia por en zona 1. 33- Verificar inicio de proceso de recierre. Al presentarse la 2da falla 34- Verificar envío de señal permisiva (pickup 21 en 1ra/2da zona) hacia el relé ubicado en Terminal A. 35- Verificar recepción de señal permisiva por comunicación proveniente del relé ubicado en Terminal A. 36- Verificar apertura trifásica por la operación de la protección de distancia por en zona 1. 37- Verificar inicio de proceso de recierre. Observaciones Notas: 1. La operatividad del relevador será aceptada si todas las verificaciones son aprobadas. 2. Si alguna verificación no aplica (NA), la misma debe ser justificada. 3. La RTR es actualizada una vez al año y en este sentido, se deberán de exigir los estudios de acuerdo con la regulación regional. CUARTO: Instruir a la Secretaría General para que de conformidad con lo establecido en el artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico. QUINTO: Instruir a la Secretaría General para que de conformidad con el artículo 3 Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica, proceda a publicar en la página web de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica el presente acto administrativo. SEXTO: Instruir a la secretaría general y a las unidades administrativas a que procedan con la publicación del presente Acuerdo, el cual entrará en vigor a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta. COMUNÍQUESE Y PUBLÍQUESE. RAFAEL VIRGILIO PADILLA PAZ WILFREDO CESAR FLORES CASTRO LEONARDO ENRIQUE DERAS VASQUEZ -- 58 of 58 --