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INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY 
CAMPUS MONTERREY 
DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA 
 
ESTANDARIZACIÓN DE TABLEROS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN PARA 
SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE ACUERDO A ESPECIFICACIÓN 
CFE V6700-62, MEDIANTE EQUIPOS MARCA SEL. 
TESIS 
PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENER EL GRADO 
ACADEMICO DE: 
MAESTRO EN CIENCIAS 
ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA 
POR: 
VÍCTOR GUADALUPE MORALES SOLÍS 
MONTERREY, N.L. ENERO DE 2008 
 
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY 
CAMPUS MONTERREY 
DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA 
Los miembros del comité de tesis recomendamos que el presente proyecto de tesis presentado 
por el Ing. Víctor Guadalupe Morales Solís sea aceptado como requisito parcial para obtener el 
grado académico de: 
Maestro en Ciencias especialidad en 
Ingeniería Energética 
Comité de Tesis: 
_________________________ 
Dr. Armando Llamas Terrés 
Asesor 
______________________ _________________________________ 
 M.C. Jesús Báez Moreno M.C. Enrique Luis Cervantes Jaramillo 
 Sinodal Sinodal 
Aprobado: 
_______________________ 
Dr. Francisco Ángel Bello 
Director del Programa de Graduados en Ingeniería 
Enero, 2008 
AGRADECIMIENTOS: 
A Dios que me ha dado la oportunidad de elegir una vida llena de amor y aprendizaje 
diario, 
A mis padres Guadalupe Morales y Araceli Solís, que a lo largo de toda mi vida me han 
enseñado con el ejemplo el valor del trabajo, el estudio y la dedicación, 
A mí esposa Esmeralda Guajardo, que ha dedicado su tiempo y su amor a construir un 
hogar donde solo había un sueño, así su apoyo incondicional para la realización de 
nuestras metas comunes, 
A mis hijos Isaac, Aideé y Miriam, que me han dado infinidad de alegrías y aprendizajes, 
así como su tiempo para la culminación de cada etapa en mi carrera personal y 
profesional, 
A mí hermana Silvia y a mí cuñado Carlos que con su apoyo, tiempo y amor siempre he 
contado, 
A mis parientes de sangre, que son muchos, que me han impulsado a ser mejor cada día, 
A todos mis parientes y hermanos elegidos por decisión mutua, mis amigos, que de 
corazón me han apoyado y he tenido la dicha de compartir mí vida, 
A todos los Maestros y Profesores que en este y todos lo planos me han brindado sus 
enseñanzas, su dedicación y tiempo para mostrarme alternativas mejores para mí vida, y 
que me han dado la oportunidad de ser realmente como quiero SER, 
GRACIAS. 
Víctor Morales. 
1 
INDICE GENERAL 
Capítulo 1.......................................................................................................................... 4 
1.1 Introducción. ..................................................................................................... 4 
1.2 Definición del Problema. .................................................................................. 4 
1.3 Objetivo. ........................................................................................................... 5 
1.4 Justificación. ..................................................................................................... 5 
1.5 Hipótesis. .......................................................................................................... 5 
1.6 Metodología. ..................................................................................................... 6 
1.7 Actividades. ...................................................................................................... 6 
1.8 Validación. ........................................................................................................ 6 
Capítulo 2.......................................................................................................................... 7 
2.1 Definiciones básicas de esquema de protecciones............................................ 7 
2.1.1 Funciones de protección. .......................................................................... 7 
2.1.2 Tipos de perturbaciones. ........................................................................... 7 
2.1.3 Protección primaria 1 y 2.......................................................................... 7 
2.1.4 Protección de respaldo. ............................................................................. 8 
2.1.5 Esquema de protección. ............................................................................ 8 
2.1.6 Propiedades de las protecciones ............................................................... 8 
2.1.7 Definiciones de operación de protecciones............................................... 9 
Capítulo 3........................................................................................................................ 10 
3.1 Nomenclatura.................................................................................................. 10 
3.1.1 Identificación de la Aplicación por Equipo Primario Asociado. ............ 10 
3.1.2 Identificación por Tensiones de Operación. ........................................... 10 
3.1.3 Identificación por Protecciones Primarias para Líneas y Alimentadores10 
3.1.4 Identificación por Arreglo de Barras. ..................................................... 11 
3.1.5 Identificación por Equipo de Monitoreo y Medición. ............................ 11 
3.1.6 Identificación por Tipo de Construcción. ............................................... 11 
3.2 Identificación de las Secciones. ...................................................................... 12 
3.2.1 Identificación Para Líneas de Transmisión o Alimentadores. ............... 12 
3.2.2 Para Bancos de Transformación. ............................................................ 12 
3.2.3 Para Protección de Barras, Reactor en Derivación, Interruptor Auxiliar 
de Amarre de Barras, Interruptor de Transferencia Seccionamiento de Barras. .... 13 
3.2.4 Capacitor en derivación. ......................................................................... 13 
3.2.5 Para Registrador de Disturbios, Unidades de Medición Fasorial y 
Medidores Multifunción. ........................................................................................ 13 
Capítulo 4........................................................................................................................ 14 
4.1 Arreglos de Barras. ......................................................................................... 14 
4.1.1 Arreglo Interruptor y Medio. .................................................................. 14 
4.1.2 Arreglo Doble Interruptor. ...................................................................... 16 
4.1.3 Arreglo Bus Principal-Bus Auxiliar. ...................................................... 17 
4.1.4 Arreglo Bus Principal-Bus de Transferencia. ......................................... 18 
4.1.5 Arreglo en Anillo. ................................................................................... 19 
4.1.6 Arreglo Barra Sencilla. ........................................................................... 20 
4.1.7 Arreglo Alimentadores Distribución. ..................................................... 21 
4.1.8 Arreglo Barra 1, Barra 2 y Barra de Transferencia................................. 22 
Capítulo 5........................................................................................................................ 23 
2 
5.1 Equipamiento por Sección. ............................................................................. 23 
5.1.1 Componentes de las Secciones Tipo....................................................... 23 
5.1.2 Equipamiento de Secciones Tipo para Líneas. ....................................... 25 
5.1.3 Equipamiento de Secciones Tipo para Transformadores........................ 26 
5.1.4 Equipamientode Secciones Tipo para Protección de Barras.................. 27 
5.1.5 Equipamiento de Secciones Tipo para Interruptor de Transferencia, 
Amarre o Seccionador de Barras. ........................................................................... 29 
5.1.6 Equipamiento de Secciones Tipo para Medidores Multifunción............ 30 
5.1.7 Equipamiento de Secciones Tipo para Protección y Control para Banco 
de Capacitores en Derivación. ................................................................................ 32 
5.1.8 Equipamiento de Secciones Tipo para Alimentadores de Distribución.. 33 
Capítulo 6........................................................................................................................ 35 
6.1 Unidades de Medida. ...................................................................................... 35 
6.2 Frecuencia ....................................................................................................... 35 
6.3 Tensión de Control.......................................................................................... 35 
6.4 Tensión Auxiliar. ............................................................................................ 35 
6.5 Características de Diseño y Funcionamiento.................................................. 35 
6.5.1 Esquemas de Protección. ........................................................................ 35 
6.5.2 Funciones de Disparo.............................................................................. 37 
6.5.3 Funciones para Secciones Tipo ID. ........................................................ 44 
Capítulo 7........................................................................................................................ 46 
7.1 Ejemplos de Líneas de Transmisión. .............................................................. 46 
7.1.1 Diagrama Unifilar de una Línea Larga. .................................................. 46 
7.1.2 Diagrama Unifilar de una Línea Corta y su Colateral. ........................... 47 
7.1.3 Ejemplos de Equipamiento para Líneas.................................................. 48 
7.2 Ejemplo de Transformador ............................................................................. 54 
7.2.1 Unifilar de Transformador ...................................................................... 54 
7.2.2 Ejemplos de Equipamiento para Transformador. ................................... 55 
7.3 Ejemplo de Alimentadores.............................................................................. 57 
7.3.1 Unifilar para Alimentadores. .................................................................. 57 
7.3.2 Equipamiento para Cuatro Alimentadores.............................................. 58 
Conclusiones ................................................................................................................... 60 
ANEXOS ........................................................................................................................ 61 
Anexo 1. Normas que Aplican. .............................................................................. 61 
Anexo 2. Definiciones. ........................................................................................... 63 
A2.1 Tablero. ....................................................................................................... 63 
A2.2 Sección Tipo. .............................................................................................. 63 
A2.3 Elemento Protegido..................................................................................... 63 
A2.4 Dispositivos Auxiliares............................................................................... 63 
A2.5 Tiempo Muerto de Recierre. ....................................................................... 63 
A2.6 MCAD. ....................................................................................................... 63 
A2.7 CPS. ............................................................................................................ 63 
A2.8 DEI.............................................................................................................. 64 
A2.9 DEI de Entradas-Salidas. ............................................................................ 64 
A2.10 Protocolo. ................................................................................................ 64 
A2.11 Puerto de Comunicación del DEI. .......................................................... 64 
A2.12 Puerto Transparente. ............................................................................... 64 
A2.13 Red de Puertos de Comunicaciones........................................................ 64 
A2.14 Red de Puerto Transparente. ................................................................... 64 
A2.15 Mímico Convencional............................................................................. 64 
3 
A2.16 Mímico Microprocesado......................................................................... 65 
A2.17 Panel de Alarmas. ................................................................................... 65 
Anexo 3. Código ANSI para Tableros. .................................................................. 66 
Anexo 4. Características de Fabricación. ............................................................... 80 
A4.1 Características de los Gabinetes. ................................................................ 80 
A4.2 Recubrimientos Anticorrosivos y Acabados............................................... 80 
A4.3 Ensamble de los Componentes. .................................................................. 81 
A4.4 Secciones Tipo Integral para Distribución (ID).......................................... 81 
A4.5 Secciones Tipo Integral (IN)....................................................................... 82 
A4.6 Secciones Tipo Simplex (SX)..................................................................... 82 
A4.7 Secciones Tipo Dúplex (DX)...................................................................... 83 
A4.8 Mímico........................................................................................................ 83 
A4.9 Mímico Microprocesado en MCAD. .......................................................... 84 
A4.10 Mímico Microprocesado en CPS. ........................................................... 84 
A4.11 Mímico Tipo Mosaico. ........................................................................... 84 
A4.12 Mímico Embutido en Lámina. ................................................................ 85 
A4.13 Circuitos Auxiliares de c.a...................................................................... 85 
A4.14 Circuitos de Control de c.d. .................................................................... 85 
A4.15 Circuitos de Señalización y Alarmas de c.d. .......................................... 85 
A4.16 Alambrado de la Sección Tipo................................................................ 86 
A4.17 Características de los Componentes. ...................................................... 86 
A4.18 Condiciones de Operación. ..................................................................... 90 
A4.19 Características Particulares. .................................................................... 90 
Anexo 5. Referencia cruzada ANSI vs. SEL.......................................................... 91 
Anexo 6. Ejercicios Prácticos y Preguntas para Aplicación Práctica..................... 92 
Bibliografía ..................................................................................................................... 93 
Índice de Tablas. ............................................................................................................. 94 
Índice de Figuras............................................................................................................. 94 
4 
Capítulo 1 
1.1 Introducción.En la actualidad, los Sistemas Eléctricos de Potencia están constituidos por sistemas 
primarios de generación, transporte y transformación, los cuales están entrelazados para 
brindar un soporte continuo de energía eléctrica a las industrias, comercios y hogares. 
Dichos elementos primarios requieren cada vez más de sistemas de protección cada vez 
más complejos, rápidos y adaptables a las necesidades de continuidad de servicio y 
protección a usuarios, medio ambiente y uso económico de los recursos. Uno de los 
grandes saltos en las tareas de la protección de Sistemas Eléctricos de Potencia se debió 
al cambio tecnológico efectuado del control electromecánico a los dispositivos basados 
en sistemas microprocesador, por lo que en este trabajo se exponen algunas alternativas 
y soluciones prácticas para la protección de Sistemas Eléctricos Industriales. 
Debido a la gran variedad de equipos disponibles en el mercado, la tarea de selección de 
un equipo se ha vuelto una prioridad en cuyo costo/beneficio sea justificado por las 
empresas productores, transformadoras, distribuidoras y consumidoras de energía 
eléctrica, por lo que el tema desarrollado se basa en la estandarización de las 
aplicaciones por esquema de protección en algunos de los principales equipos a proteger 
de la red eléctrica. 
En esta exposición veremos las soluciones prácticas basados en equipos de la marca 
Schweitzer Engineering Laboratiories, Inc. (SEL, Inc), por lo que se hará referencia en 
lo sucesivo a las soluciones prácticas para el mejor desempeño costo/beneficio para la 
protección de esquemas de protección específicos. 
Así mismo, siendo la Comisión Federal de Electricidad el mayor productor, distribuidor 
y transformador de energía eléctrica del país, la estandarización de esquemas que nos 
sirve para dar solución a la protección de los principales equipos dentro de los sistemas 
eléctricos es la especificación CFE V6700-62 de Febrero de 2006, ya que es usada de 
base tanto por CFE como por productores independientes, así como por el usuario 
privado en el país para asegurar el correcto funcionamiento y la coordinación de 
protecciones. 
También se desarrollan los principales arreglos y se describen las funciones de 
protección básicas para la solución de los esquemas de protección planteados. 
1.2 Definición del Problema. 
Encontrar y resolver, dentro de las múltiples opciones para la solución y la realización 
de ingeniería básica, una manera técnica y económica que cumpla con las 
especificaciones de CFE para los tableros de protección, control y medición, son 
variadas y con una gama de productos estandarizados y homologados, los cuales 
cumplen con los arreglos internos de protecciones que hacen que la selección de equipo 
sea un asunto importante en el renglón de precio/beneficio. 
5 
Dentro de la gama de productos que se pueden escoger, se tiene que ver en primer 
instancia que cumplan técnicamente con los requerimientos de la especificación, así 
mismo, que se puedan agrupar dentro de una formación flexible que cumpla con las 
normas de cada cliente, y esquema a proteger, y que cubra los requerimientos mínimos 
indispensables para el apropiado funcionamiento, mantenimiento y respaldo de las 
protecciones que involucran el Sistema Eléctrico de Potencia. 
Así mismo, dentro del área técnico-comercial, la estandarización de los procesos 
administrativos y la capacitación del personal, es una prioridad para efectuar en forma 
eficiente una propuesta hacia los clientes, que involucren tanto el conocimiento técnico 
adecuado y el uso de los dispositivos que tengan como objetivo el mejor uso de los 
recursos propios de la empresa, tanto como el tiempo que se deba de usar en el análisis 
de cada solución. 
1.3 Objetivo. 
El establecimiento de soluciones normalizadas de esquemas de línea, transformador y 
alimentadores para el cumplimiento de las normas y especificaciones de CFE, en este 
caso, de la especificación V6700-62 de Febrero 2006 con equipos de relevación marca 
SEL. 
1.4 Justificación. 
La justificación por la cual se busca una solución normalizada para cotizar y tener la 
ingeniería básica que cumpla con la norma CFE V6700-62 de Febrero 2006, se debe a: 
Establecimiento de criterios estandarizados de solución, a los arreglos típicos de 
líneas, transformadores y alimentadores, ya que representan más del 90% de los 
productos a los cuales está enfocada la protección de equipos en los diferentes 
esquemas y solicitudes de ampliación o nuevos esquemas en la red de CFE. 
Rapidez y flexibilidad en las cotizaciones de los equipos, 
Solución a la ingeniería básica normalizada para los tableros de protección con 
las diferentes opciones y tipos de construcción basándose en las normas de CFE, 
Compendiar en un solo documento las referencias cruzadas de los equipos que 
cumplan en costo/beneficio, de parte del fabricante de relevadores SEL, con la 
norma antes descrita. 
1.5 Hipótesis. 
Se propone establecer criterios básicos de soluciones de tipo estándar con los siguientes 
fines prácticos: 
Al realizar un compendio metodológico para la solución práctica de equipos 
bajo la especificación CFE V6700-62 de Febrero 2006, se incrementará la 
velocidad de respuesta en capacitación interna y una mejor comprensión del 
sistema a integrar. 
6 
Si se proponen la solución para más del 80% de las oportunidades y 
requerimientos por parte de las licitaciones de tableros de protección, control y 
medición para la CFE, se ofrecerá una solución económica y técnicamente 
estándar para la implementación de ingeniería y operaciones de los equipos. 
1.6 Metodología. 
Se recolectará la información requerida para el conocimiento básico de los 
arreglos de barras. 
Se comprobará mediante la revisión de especificaciones y equipo SEL, la mejor 
solución para tableros de control, medición y protección para las líneas, 
transformadores y alimentadores que se ofertan para CFE. 
1.7 Actividades. 
Investigación Bibliográfica sobre estándares de CFE. 
Revisión de los métodos y sistemas para interpretar los esquemas de protección 
de CFE aplicables con una solución SEL. 
Fundamentación teórica de los diferentes esquemas de protección usados en 
CFE. 
Documentación de los diferentes estándares y reglamentaciones de CFE. 
Análisis de opciones a aplicar para cada uno de los esquemas a resolver en el 
Sistema Eléctrico de Potencia. 
Conclusiones. 
Integración de la Información. 
Proceso de documentación y revisión de la tesis. 
1.8 Validación. 
La validación del presente trabajo se realizará de la siguiente manera: 
Mediante la implementación de ejemplos prácticos y esquemas que permitan la 
utilización práctica de los conocimientos, que ya se tienen para cada arreglo 
propuesto: línea, transformador y alimentadores, 
Se establecerá como un método para realizar propuestas consistentes en el 
campo de trabajo. 
Se seguirá desarrollando, a partir del presente desarrollo básico, las otras 
posibles combinaciones de arreglos y esquemas. 
7 
Capítulo 2 
2.1 Definiciones básicas de esquema de protecciones 
2.1.1 Funciones de protección. 
La operación de un SEP (Sistema Eléctrico de Potencia) debe ser controlada 
tanto en el estado estable (sistemas de control de frecuencia y voltaje, por ejemplo), 
como en el estado transitorio resultante de grandes perturbaciones del sistema 
(provocadas por corto circuitos, disparos de generadores, líneas de transmisión o 
transformadores, entre otras causas). 
La protección del SEP forma parte de los sistemas de control de la operación 
durante disturbios, y tiene por función primordial la desconexión automática del 
elemento del SEP que ha sufrido una perturbación, para evitar que afecte al resto del 
sistema y para minimizar los daños en ese propio elemento. Una segunda función de la 
protección es dar una información aproximada del tipo y localización de la 
perturbación. 
2.1.2 Tipos de perturbaciones. 
Las perturbaciones son cambiosabruptos del estado del sistema que provocan 
procesos transitorios de consideración. No entran en este concepto las variaciones de la 
carga que continuamente tienen lugar en la operación normal del SEP. 
Entre las perturbaciones del SEP están las fallas, que pueden ser en derivación 
(corto circuitos y contactos monofásicos con tierra a través de alta impedancia) y fallas 
serie (fase abiertas u operación incompleta de interruptores, por ejemplo). Existen otros 
tipos de perturbaciones, como las provocadas por la desconexión de elementos del SEP 
o los problemas asociados con la estabilidad del sistema, entre otras. 
Los corto circuitos son las perturbaciones más frecuentes y más dañinas en los 
SEP. Los altos valores de corriente asociados ponen en riesgo de daño térmico o 
mecánico a los equipos; Los corto circuitos en ciertos puntos de la red de transmisión 
comprometen también la estabilidad del sistema. Los corto circuitos monofásicos a 
tierra son los más frecuentes, y en ocasiones son difíciles de detectar por los altos 
valores de impedancia que presentan. Los corto circuitos trifásicos son por lo general 
los más peligrosos para la estabilidad de los equipos del sistema. 
2.1.3 Protección primaria 1 y 2. 
Las protecciones primaria 1 y 2 (PP1 y PP2) son la primera línea de defensa de 
un elemento del SEP. Cuentan con una zona de protección primaria, que incluye a la 
totalidad del elemento protegido, y que tiene la significación de que un corto circuito en 
esa zona provoca la apertura de todos los interruptores incluidos en ella, y la 
consiguiente desconexión del elemento protegido. Las protecciones primarias 1 (PP1) 
deben de ser de operación rápida, preferiblemente, instantánea. La protección primaria 2 
(PP2) implica la necesidad de duplicar elementos de los sistemas de protección para 
evitar fallos en modo común con la protección primaria 1 (PP1). Se duplican por lo 
8 
general los relevadores, los núcleos y devanados de los transformadores de corriente y 
potencial, las fuentes de alimentación de corriente directa para el disparo y los cables de 
control. No se duplican interruptores por su elevado costo, lo que se resuelve con una 
protección de respaldo de fallo de interruptor (50BF) en una configuración de barras 
apropiada. 
2.1.4 Protección de respaldo. 
La protección del SEP contra corto circuitos debe incluir una segunda línea de 
protección, denominada de respaldo (PR), que tiene la función de desconectar el 
elemento fallado cuando fallan de operar las protecciones primarias 1 y 2 (PP1 y PP2) 
correspondientes. La protección de respaldo debe tener retardo de tiempo para permitir 
la operación normal de la protección primaria, y solo operar cuando aquella falla. La 
protección de respaldo puede ser remota o local. El respaldo remoto es aquel que se 
brinda desde una subestación distinta a la de la protección primaria. El respaldo local es 
el que se brinda en la propia subestación en que se encuentra la propia subestación en 
que se encuentra la protección primaria. 
La protección de respaldo (PR) se justifica solamente en el caso de la protección 
contra corto circuitos, debido a la frecuencia relativamente alta de ocurrencia de los 
corto circuitos y al peligro que estos representan para el SEP. 
2.1.5 Esquema de protección. 
Un esquema de protección es el conjunto de dispositivos, equipos y otros 
elementos necesarios para detectar un corto circuito o cualquier otra perturbación para 
la que se esté diseñado y que ocurra de la misma zona de protección, y para desconectar 
el elemento fallado. En la red de transmisión del SEP un esquema de protección incluye 
relevador(es), interruptor(es), transformadores de corriente y de potencial, fuente(s) de 
alimentación de corriente directa, canal(es) de comunicación, cableado de control y 
elementos auxiliares. En los circuitos de distribución, por el contrario, el esquema de 
protección puede consistir en un restaurador automático o un fusible solamente. 
Un sistema de eliminación de fallas es la configuración completa de protección 
de un elemento del SEP y puede estar compuesto por uno o varios esquemas de 
protección. En el caso de las líneas de transmisión se tiene un sistema de eliminación de 
fallas en terminal. 
2.1.6 Propiedades de las protecciones 
a. Selectividad: Es la propiedad de eliminar el disturbio mediante la 
desconexión del menor número de elementos, durante el menor tiempo 
posible. Esto garantiza afectar lo menos posible la continuidad de servicio 
del sistema. 
b. Velocidad de operación: Es la propiedad de desconectar el elemento 
protegido en el menor tiempo posible. 
c. Sensibilidad: Es la propiedad de detectar perturbaciones que provoquen 
variaciones pequeñas de los parámetros de la red. 
9 
d. Confiabilidad: Es la propiedad de garantizar un funcionamiento correcto de 
la protección. Incluye la capacidad de la protección de operar cuando se 
requiere (dependabilidad), y la capacidad de no operar incorrectamente 
(seguridad). 
2.1.7 Definiciones de operación de protecciones 
a) Operación correcta: Acción de desconexión del elemento protegido en 
respuesta correcta a una perturbación. 
b) Operación incorrecta: Acción de desconexión innecesaria del elemento 
protegido. Puede ocurrir en ausencia de perturbación, o durante una 
perturbación externa al elemento protegido. La seguridad de una protección 
expresa su capacidad de no operar incorrectamente. 
c) Fallo de operación: Situación en que la protección no desconecta a su 
elemento protegido cuando debe hacerlo. La dependabilidad de una 
protección expresa su capacidad de no fallar de operar. 
d) Funcionamiento incorrecto: Cualquier operación incorrecta o fallo de 
operación de una protección. La confiabilidad de una protección expresa su 
capacidad de no funcionar incorrectamente. 
 
10 
Capítulo 3 
3.1 Nomenclatura. 
La nomenclatura de referente en esta sección está referida a la especificación de 
CFE V6700-62 de Febrero 2006, y la secuencia lógica de cada esquema definida en este 
capitulo servirá de base para las descripciones presentadas a lo largo de este escrito. 
 3.1.1 Identificación de la Aplicación por Equipo Primario Asociado. 
Nomenclatura Aplicación 
LT Líneas de transmisión o distribución de energía en alta o media tensión. 
TD Autotransformador o transformador con dos devanados. 
TT Autotransformador o transformador con tres devanados. 
TA Transformador de arranque. 
TU Transformador de unidad. 
DB Diferencial de barras. 
RP Reactor en derivación. 
CP Banco de capacitores de compensación en derivación. 
IA Interruptor para amarre o transferencia. 
IS Interruptor de seccionamiento de barras. 
IT Interruptor de transferencia. 
3.1.2 Identificación por Tensiones de Operación. 
Nomenclatura Aplicación 
5 Tensiones de 44 kV y menores. 
7 Tensiones mayores de 44kV y hasta 161 kV. 
9 Tensiones mayores de 161 kV y hasta 230 kV. 
A Tensiones de 400 kV y mayores. 
3.1.3 Identificación por Protecciones Primarias para Líneas y Alimentadores 
Nomenclatura Protección Primaria 
ANSI
50 Sobrecorriente instantánea. 
51 Sobrecorriente temporizado. 
67 Sobrecorriente direccional. 
21 Distancia. 
87L Diferencial de línea. 
11 
3.1.4 Identificación por Arreglo de Barras. 
La siguiente nomenclatura se utiliza para identificar el arreglo de barras de la 
subestación donde se va a instalar la sección tipo y forma parte del nombre asignado 
para la descripción del mismo. 
Nomenclatura Aplicación 
IM Para arreglos de interruptor y medio 
DI Para arreglos de doble interruptor. 
PA Para arreglos con barra principal y auxiliar. 
PT Para arreglos con barra principal y transferencia. 
AN Para arreglos de conexión en anillo. 
BS Para arreglo de barra sencilla. 
AD Para arreglos de alimentadores de distribución. 
TB Para arreglos de tres barras: barra 1, barra 2 y barra de transferencia 
3.1.5 Identificaciónpor Equipo de Monitoreo y Medición. 
Nomenclatura Aplicación 
RD Registrador de disturbios 
MM Medidores multifunción 
3.1.6 Identificación por Tipo de Construcción. 
Nomenclatura Aplicación 
IN Integral. 
ID Integrada para Distribución. 
SX Simplex. 
DX Dúplex. 
 
12 
3.2 Identificación de las Secciones. 
Las secciones tipo se identifican por su aplicación en el equipo primario a 
proteger, de acuerdo a la tensión de operación de éste, las protecciones primarias 
utilizadas, por el arreglo de barras de la subestación y por el tipo de construcción. 
La identificación de la sección contiene nomenclatura mnemotécnica para 
facilitar su aplicación, y se conforma de acuerdo a la estructura indicada en los 
siguientes incisos. 
El arreglo de barras de la selección tipo estará definido en el diagrama unifilar 
entregado por CFE; o bien, en la descripción de las Características Particulares. 
Los documentos de ingeniería y las placas de identificación de la sección tipo, 
deben contar con la identificación completa con base en lo solicitado en Características 
Particulares y el diagrama unifilar de la subestación. 
3.2.1 Identificación Para Líneas de Transmisión o Alimentadores. 
XX-X-XX-XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6) 
Por arreglo de barras (véase inciso 3.1.4) 
Por protecciones primarias en líneas y alimentadores, pueden 
colocarse en orden: PP1, PP2, separadas por un guión; o 
simplemente PP (véase inciso 3.1.3) 
Por tensión de operación (véase inciso 3.1.2) 
Por equipo primario asociado (véase inciso 3.1.1) 
3.2.2 Para Bancos de Transformación. 
XX-XX-XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6) 
Por arreglo de barras en baja tensión (véase inciso 3.1.4) 
Por arreglo de barras en alta tensión (véase inciso 3.1.4) 
Por equipo primario asociado (véase inciso 3.1.1) 
 
13 
3.2.3 Para Protección de Barras, Reactor en Derivación, Interruptor Auxiliar de 
Amarre de Barras, Interruptor de Transferencia Seccionamiento de Barras. 
XX-XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6) 
Por arreglo de barras en alta tensión (véase inciso 3.1.4) 
Por equipo primario asociado (véase inciso 3.1.1) 
3.2.4 Capacitor en derivación. 
XX-X-XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6) 
Por arreglo de barras (véase inciso 3.1.4) 
Por tensión de operación (véase inciso 3.1.2) 
Por equipo primario asociado (véase inciso 3.1.1) 
3.2.5 Para Registrador de Disturbios, Unidades de Medición Fasorial y Medidores 
Multifunción. 
XX-XX
Por tipo de construcción (véase inciso 3.1.6) 
Por equipo de monitoreo o medición asociado (véase inciso 3.1.5) 
 
14 
Capítulo 4 
4.1 Arreglos de Barras. 
La importancia de los arreglos de barras en los sistemas eléctricos de potencia deriva en 
que sirven para brindar flexibilidad en la operación y mantenimiento para cada una de 
las bahías en donde se encuentran los esquemas de protección, así mismo hacen que la 
operación y la continuidad del servicio sean, de acuerdo al arreglo elegido, una variable 
más a tomar en cuenta, debido al número de elementos con los que cuenta cada uno de 
los mismos y a la cantidad de maniobras a efectuar para realizar un cambio en la 
configuración del sistema. 
4.1.1 Arreglo Interruptor y Medio. 
4.1.1.1 Arreglo Interruptor y Medio en H . 
52
C
C
52
C
C
B1
B2
C
L1
T1
TCTC
TCTC
52
CTC TCC
Figura 1. Arreglo IM - Interruptor y Medio en H . 
Este tipo de arreglo se usa principalmente en voltajes de 400 kV y con algunas 
excepciones para voltajes de 230 kV; como características principales, es que tiene una 
gran versatilidad, ya que se pueden sacar líneas o transformadores sin necesidad de 
afectar el uso ni la operación de los dispositivos continuos; además, no hay necesidad de 
transferir protecciones; cada interruptor lleva asociado dos cuchillas para efectos de 
maniobra de uso sin carga. 
Asimismo, se puede observar como con tres interruptores se permite el uso y manejo de 
dos esquemas. 
 
15 
4.1.1.2 Arreglo Interruptor y medio en I . 
T1
B1
B2
52
C
C
52
C
C
52
C
C
C
C
L1
TC
TC
TC
TC
TC
TC
Figura 2 . Arreglo IM - Interruptor y medio en I
Esta es la otra representación unifilar gráfica en la cual podemos encontrar al arreglo 
interruptor y medio; tiene exactamente las mismas características del tipo H y solo 
cambia la disposición gráfica de las barras y las líneas de salida. 
 
16 
4.1.2 Arreglo Doble Interruptor. 
B1
B2
52
C
C
52
C
C
C
L1
TC
TC
TC
TC
Figura 3 . Arreglo DI Doble Interruptor. 
Este arreglo, permite un solo esquema por cada par de interruptores, obsérvese que a 
diferencia del arreglo de interruptor y medio por un solo interruptor, solo que en este 
arreglo, la versatilidad queda diminuida al manejo de un esquema, por lo que su relación 
costo/beneficio es más baja. 
Su uso es principalmente en los voltajes de 400 kV y 230 kV. 
 
17 
4.1.3 Arreglo Bus Principal-Bus Auxiliar. 
TP
C
C
BA
BP
L1
TC
TC
52
52 
INTERRUPTOR DE AMARRE
CTCC
C C
TP
TP
Figura 4. Arreglo PA - Bus Principal - Bus Auxiliar 
Este arreglo se usa principalmente para voltajes de 230 kV y con algunas excepciones 
para 115 kV; en este tipo de arreglo, las condiciones de operación, el interruptor que 
une a las barras puede usarse como comodín o como amarre. 
Cuando se usa de amarre, significa que sirve para unir las barras principal y auxiliar en 
una maniobra de transferencia o balance de cargas. Y por lo mismo, no puede usarse 
como interruptor comodín. 
Cuando se usa como interruptor comodín, la maniobra es para usarse en sustitución de 
alguno de los esquemas para efectos de efectuar mantenimientos o libranzas; para este 
efecto, se deben de transferir todas las características de protección y disparo desde el 
interruptor a sustituir al relevador comodín para que se conserven las características de 
protección en el esquema. 
 
18 
4.1.4 Arreglo Bus Principal-Bus de Transferencia. 
TP
52
C
C
BT
BP
L1
TC
TC
52 
INTERUPTOR DE TRANSFERENCIA
CTCC
C
TP
TP
Figura 5. Arreglo PT - Barra Principal-Barra de Transferencia. 
Este arreglo es usado comúnmente en sistemas cuyo voltaje es de 115 kV y en raras 
ocasiones en sistemas cuyo voltaje es de 69 kV; la principal función de este arreglo es la 
transferencia de cargas del bus principal a la barra de transferencia mediante el 
interruptor de transferencia. 
Observando este arreglo, la diferencia del de bus principal-bus auxiliar, es que la 
función de las cuchillas para el arreglo PA nos permite intercambiar los buses como 
principal-auxiliar y viceversa y en este arreglo PT, solo tenemos la opción de transferir 
mediante interruptor, y no por cuchillas, las funciones de las barras. 
Operativamente hablando, es el arreglo de buses de transferencia más sencillo y 
económico por la simplicidad del uso en las maniobras de las cuchillas y la transferencia 
de valores de protección de un relevador a otro. 
 
19 
4.1.5 Arreglo en Anillo. 
52
C
C
52
C
C
L1 L2
T2
TCTC
TCTC
52
CTC TCC
52
CTC TCC
T1
Figura 6. Arreglo AN Anillo. 
Este tipo de arreglo es usado en las subestaciones de maniobra en 230 kV y es muy 
usado en sistemas de 115 kV; este arreglo permite establecer con gran flexibilidad las 
maniobras de transferencia de cargas y protecciones de una línea a otra, así como la 
libranza de interruptores para mantenimiento en una forma muy eficiente, ya que las 
combinaciones para alimentar y proteger se ven aumentadas con el incremento en el 
número de interruptores y relevadores de protección y la disminución del número de 
cuchillas para maniobra, lo que permite tener diferentes recorridos de la corriente. 
El incremento en el número de protecciones en este arreglo conlleva una desventaja 
como podrá observarse es el incremento de interruptoresde potencia, lo que elevará el 
costo de la subestación sensiblemente. 
 
20 
4.1.6 Arreglo Barra Sencilla. 
52
C
C
BP
L1
TC
TC
C
TP
Figura 7. Arreglo BS - Barra Sencilla. 
Este arreglo es usado para sistemas cuyos voltajes son de 115 kV, 69 kV y 34.5 kV. Es 
el sistema más sencillo en cuanto a buses o arreglos se refiere, limitándose a actuar 
desde un solo bus y para un solo esquema, por lo que el arreglo de cuchillas sirve para 
dar mantenimiento al interruptor, solo que deja a la carga sin las protecciones del o los 
relevadores asociados, por lo que debe de tenerse cuidado de tenerlo en sistemas con 
respaldos cercanos a la carga. 
Económicamente hablando, es el más económico de los arreglos de transferencia de 
barras a carga que además brindan la posibilidad de dejar fuera el interruptor para 
mantenimiento y es una de las opciones más viables cuando las cargas tienen su propia 
protección. 
Así mismo en el arreglo de barras más usado en los sistemas de protección eléctrica en 
los voltajes antes mencionados, ya que la simpleza y economía de su diseño permite 
adaptarse fácilmente a los esquemas de protección sin incurrir a altas inversiones 
iniciales o de mantenimiento. 
21 
4.1.7 Arreglo Alimentadores Distribución. 
52
BP
TC
T1
BD
52
TC
52
TC
52
TC TC
52
L1 L2 L4L3 
Figura 8. Arreglo AD - Alimentadores de Distribución 
Este tipo de arreglo es ampliamente utilizado en los sistemas industriales y comerciales, 
para voltajes de 34.5 kV y 13.8 kV; así como los sistemas de baja tensión. Los motivos 
por los cuales se usan son que además de no tener control y monitoreo de cuchillas, es 
que se tiene una gran economía debido a la cercanía de las cargas; generalmente aplican 
solamente las protecciones de corto circuito y de sobrecarga en los elementos de 
protección principal. 
En este caso el estudio de coordinación de protecciones cobra gran importancia debido a 
que no existe diferencial de barras y aplica el llamado Fast Bus Tripping (FBT), o 
disparo rápido de bus, que consiste en que el esquema de protección debe estar asociado 
y coordinado de tal manera que los tiempos de disparo para sobrecorriente o corto 
circuito sean aplicados con selectividad de acuerdo al lugar de la falla o disturbio, ya 
que un error en dicha coordinación, puede hacer que todas las cargas salgan de 
operación innecesariamente. 
 
22 
4.1.8 Arreglo Barra 1, Barra 2 y Barra de Transferencia. 
TP
52
C
C
B2
B1
52 
INTERRUPTOR COMODIN
CTCC
C C
TP
TP
BT
52 
INTERRUPTOR DE TRANSFERENCIA
CTCCC
TC
L1
52
C
C
C C
TP
TC
L2
Figura 9. Arreglo TB - tres barras: barra 1, barra 2 y barra de transferencia 
Este arreglo es utilizado principalmente por sistemas de potencia en voltajes de 230 kV, 
la complejidad y costo de arreglo de barras es compensado por la flexibilidad de tener 
en el mismo, un sistema que tiene al mismo tiempo la posibilidad de tener un amarre 
entre barras y la posibilidad de transferir a cualquiera de los interruptores el interruptor 
comodín sin que estas operaciones interfieran. 
Dicho de otro modo, se puede utilizar el interruptor comodín para sustituir a otro 
interruptor, sin la necesaria la transferencia de todos los interruptores a otra barra, 
además de tener múltiples combinaciones de transferencia con los arreglos de cuchillas 
desde o hacia las barras 1, barra 2 o barra de transferencia. 
23 
Capítulo 5 
5.1 Equipamiento por Sección. 
Los componentes de cada sección tipo son aquellos que constituyen la solución práctica 
constructiva y de protecciones para un arreglo o grupo de esquemas determinado 
dependiendo de las características particulares de equipo primario asociado, tensión de 
operación, arreglo de barras y tipo de construcción. 
5.1.1 Componentes de las Secciones Tipo. 
Se debe entregar el número de las secciones tipo que se indican en las Características 
Particulares. 
Los esquemas de las secciones tipo, deben cumplir con lo establecido en la norma NRF-
041-CFE y la especificación CFE G40000-62, según corresponda a su aplicación. 
Todas las secciones tipo deben contener la cantidad y tipo de relevadores auxiliares, 
conmutadores, botones pulsadores y cuadros de alarma por su correcto funcionamiento 
de acuerdo a su aplicación, conforme con lo establecido en el presente documento, y lo 
indicado en Características Particulares. 
Se requiere suministrar por cada sección tipo y para cada componente que forme parte 
de la sección tipo block de pruebas para cubrir la funcionalidad indicada en el punto 
7.2.1 y cumplir con las características del punto 7.13.12 debe suministrarse, por cada 
tipo de block de prueba suministrado, al menos dos peinetas de prueba y puntas de 
prueba (24 piezas de 2 metros de longitud mínimo o el indicado en Características 
Particulares) compatibles con las tablillas de prueba. Se deben de entregar, dos 
peinetas y puntas de prueba anteriores, por subestación incluida en un proyecto. 
Se debe contar con la medición de: Valores instantáneos de tensión (V), corriente (A), 
potencia activa (MW), potencia reactiva (MVAr) y frecuencia (Hz); valores integrados 
de energía activa (MWh), y energía reactiva (MVArh), y cuando se indique en 
Características Particulares, el registro de sags y swells . 
En las secciones tipo de construcción SX y DX, se deben suministrar transductores para 
la medición instantánea, mismos que deben cumplir con lo establecido en el punto 
7.3.14. 
En las secciones tipo de construcción IN, la medición instantánea se debe obtener del 
MCAD. 
Todas las secciones del tipo TT, TD, TA, y TU, deben contar con medición digital de la 
temperatura, misma que se debe obtener de un transductor ubicado en cada unidad que 
conforme el transformador. 
24 
En las secciones tipo IN con la construcción tipo integral, se debe suministrar un 
MCAD por cada interruptor. 
En las secciones tipo ID con construcción integrada para distribución se debe entregar 
un DEI de medición multifunción por cada línea de alta o media tensión y 
transformador protegido en cada sección tipo. 
En las secciones ID con construcción integrada para distribución se debe entregar un 
DEI de entradas salidas por cada sección tipo. 
Los equipo y accesorios principales que integran cada sección tipo se describen en las 
secciones siguientes. En las tablas siguientes se indica el equipo y el tipo de sección 
aplicable; con un 1 se marcan las secciones que deben contener dicho equipo; con un 
0 para aquellas en las que la celda esta vacía. 
 
25 
5.1.2 Equipamiento de Secciones Tipo para Líneas. 
El equipamiento que debe contener cada sección tipo de protección para líneas debe 
cumplir con lo establecido en la Tabla 1. 
El número de gabinetes a utilizar en cada sección tipo y el número de líneas a proteger 
debe ser el siguiente: 
Tabla 1. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de líneas. 
Se deben de incluir transductores para medición de tensión y frecuencia de cada una de 
las barras cuando se indique en Características Particulares . 
Tabla 1.- Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de líneas 
Sección Tipo LT-A LT-9 LT-7 LT-5 
Tipo de Construcción IN SX DX IN SX DX IN SX DX ID IN SX DX ID
Equipamento 
MCAD 1 0 0 1 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 
DEI de I/O 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 
Mímico convencional 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 0 1 1 0 
Esquemas de protección (NRF-041-CFE) 
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 
50FI (Uno por cada interruptor) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
86 FI uno por cada 50 FI (Se acepta como 
función adicional del 50 FI) 
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
79 con disparo y recierre tripolar 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 
79 con disparo y recierre monopolar 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 
Verificador de sincronismo (25/27) (Uno por 
cada interruptor) 
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
Proteccióncontra baja tensión (27) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
Protección contra alta tensión (59) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
Relevador de cierre en sincronismo para 
líneas de interconexión de sistemas (25 SL) 
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
Relevador de desbalance de tensión (60) 
1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 
Relevador de recepción de disparo 
transferido de línea (94 DTL) 
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
Temporizador de recepción de DTL (62DTL) 
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
Temporizador de recepción de DTD (62DTD)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
Relevador de recepción de disparo 
transferido directo (86DTD) 
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 
Supervisor de bobinas de disparo SBD 
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 
Medidor multifunción de parámetros 
eléctricos y calidad de energía 
0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 1 1 1 
Medidor multifunción de parámetros 
eléctricos 
1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 1 1 0 
26 
El número de gabinetes por cada sección tipo debe cumplir con lo siguiente: 
Tabla 2. Número de máximo de gabinetes de acuerdo a sección tipo de línea. 
5.1.3 Equipamiento de Secciones Tipo para Transformadores. 
En todas las secciones tipo para protección y control de transformadores, el diseño debe 
contemplar un banco de transformación por cada sección tipo. Véase la Tabla 3 
Se deben incluir transductores para medición de tensión y frecuencia de cada una de las 
barras cuando se indique en Características Particulares. 
La medición de los parámetros eléctricos indicados en la Tabla 3, debe ser tomada del 
lado de baja tensión del banco. 
Tabla 3. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de transformadores. 
Sección 
Tipo
Número máximo de 
líneas a proteger
Número máximo 
de gabinetes
LT-A 1 2
LT-9 1 2
LT-7 2 1
LT-5 4 1
Sección Tipo
Tipo de Construcción IN SX DX ID IN SX DX ID IN SX DX IN SX DX
Equipamento
MCAD 1 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 1 0 0
DEI de I/O 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1
Mímico convencional 0 1 1 0 0 1 1 0 0 1 1 0 1 1
Esquema de protección de acuerdo especificación 
CFE G0000-62
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Relevador de disparo y bloqueo sostenido 86T 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Supervisión de bobinas de disparo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Relevador verificador de sincronismo (25/27) 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0
Relevador para cierre en sincronismo (25SL) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0
Relvador 50FI (uno para cada interruptor, aplica en 
tensión 69 kV o mayores)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
86FI uno por cada 50FI (se acepta como función 
adicional del 50FI)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Protección de baja frecuencia (81) 0 0 0 0 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0
Relvador de tensión sobre frecuencia V/F 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 0 0
Medidor multifunción 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1
Medidor multifunción y de calidad de energía ("sags-
swells")
1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0
Tabla 3.- Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de transformadores
TT TD TU TA
27 
El número de gabinetes por cada sección tipo debe cumplir con lo siguiente: 
Tabla 4. Número de máximo de gabinetes de acuerdo a sección tipo de línea. 
5.1.4 Equipamiento de Secciones Tipo para Protección de Barras. 
Estas secciones tipo deben cumplir con lo siguiente: 
a) Debe estar totalmente equipada para proteger barras cada una con 9 
alimentadores independiente del arreglo de barras, a menos que se trate de una 
sección tipo digital distribuida (ver inciso d) o cuando se indique otra cantidad 
en las Características Particulares. 
b) Los relevadores auxiliares de disparo y bloqueo sostenido (86B) deben contar 
con capacidad de 12 alimentadores por barra, o el indicado en las 
Características Particulares, para el bloqueo al cierre de disparo en las bobinas 
1 y 2 de cada interruptor todos ellos alambrados a tablillas. Véase la Tabla 3. 
Cuando relevador 87B es del tipo digital: Se acepta como función adicional 
de dicho relevador. 
c) Debe contar con relevadores 86BU (1 por barra correspondiente al esquema de 
falla del interruptor), con capacidad de 12 alimentadores por barra, o el 
indicado en las Características Particulares, para el bloque de al cierre y 
disparo de bobinas 1 y 2 de cada interruptor; el diseño debe ser tal que permita 
el disparo de dicho relevador por todas las secciones existentes en la 
subestación. Solo cuando se indique en Características Particulares, no se 
debe suministrar este relevador cuando ya existe en la subestación o cuando se 
indique que se ubicará en la sección tipo IA, IT o IX. 
d) Cuando se solicite una protección diferencial de barras digital tipo distribuida, 
las unidades de bahía de dicha protección se deben instalar en las secciones 
tipo de protección, control y medición de cada alimentador o donde se indique 
en Características Particulares. El número requerido de dichas unidades debe 
determinarse con base en el arreglo de barras de la subestación y el 
equipamiento requerido para la cantidad de alimentadores, conectados a cada 
barra, en la subestación o los indicados en Características Particulares. La 
unidad central de la protección diferencial de barras digital distribuida debe 
estar totalmente equipada para operar con el número de alimentadores 
conectados a cada barra de la subestación y los alimentadores futuros 
Tipo de seccón tipo Número máximo de gabinetes
TT 2
TD 1
TU 1
TA 1
 
28 
indicados en el diagrama unifilar de dicha subestación (en su defecto por lo 
menos se debe equipar para contar con dos alimentadores futuros por barra), o 
el indicado en Características Particulares. Se deben entregar en especie las 
unidades de bahía para contar con capacidad de ampliación de dos 
alimentadores por barra. 
e) Cuando se indique en Características Particulares, la sección tipo DB IM 
debe contar con medición de tensión y frecuencia en cada barra (excepto para 
la barra de transferencia). 
f) El alcance para la ampliación de protecciones diferenciales se indica en 
Características Particulares. 
g) El número máximo de gabinetes que deben conformar estas secciones es de 2 
o el indicado en Características Particulares. 
Tabla 5. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de transformadores. 
Para cuando el número de gabinetes por esquema, 
Tabla 6. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de transformadores. 
La sección tipo DB-IM, aplica para arreglos IM e ID la sección tipo DB-PA, aplica para 
arreglos PA y TB; y la sección tipo DB-TP, aplica para arreglos PT y BS. 
Tipo de seccón tipo Número máximo de gabinetes
DB-IM 2
DB-PA 2
DB-PT 2
Equipos DB-IM DB-PA DB-PT
Diferencial de barras de 2 zonas (un arreglo de 
relevadores o una unidad central para cada zona) 1 0 0
Diferencial de barras de 2 zonas 0 1 0
Diferencial de barras de 1 zona 0 0 1
86B (uno por cada zona de protección) 1 1 1
86BU (uno por cada zona de protección) 1 1 1
Relevador para cierre en sincronismo (25L), sólo 
cunado se solicite en Características Particulares 1 0 0
Tabla 5.- Equipamiento de secciones tipo para protección de barras
29 
5.1.5 Equipamiento de Secciones Tipo para Interruptor de Transferencia, Amarre o 
Seccionador de Barras. 
Las secciones tipo IT o IA para el control y protección de interruptores de transferencia, 
en general deben contar con el equipamiento necesario para trabajar con por lo menos 
12 alimentadores; en caso que se requiere mayor capacidad se indicará en las 
Características Particulares. 
Para secciones tipo IA utilizadas en interruptores de amarre o transferencia en arreglos 
PA o TB, el diseño debe admitir disparo y recierres monopolares al interruptor, 
provenientes de otra sección tipo (cuando se utiliza como transferencia) a menos que se 
establezca lo contrario en las en las Características Particulares, y admitir disparos 
tripolares provenientes del relevador 86B o 86BU. Véase la Tabla 4. 
Para secciones tipo IS, utilizadas en interruptor seccionador de barras, el diseño debe 
admitir el disparo tripular por operación de laprotección diferencial de barras o de falla 
de interruptor, que permita aislar la barra en la cual se encuentre la falla. En arreglos de 
barras IM o DI, cuando se indique en las Características Particulares, se debe 
suministrar un relevador 86BU por barra. 
En esta sección tipo, se deberá contar con medición de frecuencia y tensión de la fase B, 
de cada una de las barras, mediante traductores o del MCAD, de conformidad a lo 
establecido en el inciso 6.6 o lo indicado en las Características Particulares. 
En las secciones tipo IT e IA, para arreglos PA y PT, así como en secciones tipo IT en 
arreglos TB, donde se ubiquen los TC´s lado barra, como con interruptores de tanque 
muerto, se debe suministrar un esquema de protección para cuando el interruptor se 
ocupa como transferencia. Este esquema se describe en las Características Particulares. 
El número máximo de gabinetes que deben conformar estas secciones debe ser 1 (uno). 
Tabla 7. Equipamiento de las secciones tipo para protección y control de interruptores de 
transferencia, amarre o seccionador de barras. 
La sección tipo IT debe admitir disparo y recierre tripolares, en caso de requerirse 
disparo y recierre monopolar se debe indicar en las Características Particulares. 
Sección Tipo
Tipo de Construcción IN SX DX ID IN SX DX ID IN SX DX ID
Equipamento
MCAD 1 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0
DEI de I/O 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 1
Mímico convencional 0 1 1 0 0 1 1 0 0 1 1 0
Rlevador 50FI (uno para cada interruptor, aplica para 
tensiones de 69 kV o mayores)
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
86Fi uno por cada 50FI (se acepta como función 
adicional del 50 FI) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Relevador para cierre en sincronismo (25L) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
86BU (uno por cada barra) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Supervisión de bobinas de disparo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Relevador verificador de sincronismo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0
Tabla 7.- Equipamiento de las secciones tipo para interruptor para transferencia, amarre o seccionador de barras
IT IA IS
30 
5.1.6 Equipamiento de Secciones Tipo para Medidores Multifunción. 
Esta sección no aplica para tablero tipo ID a menos que se especifique en las 
Características Particulares, en las secciones ID los medidores multifunción son 
instalados en las secciones de línea o transformador. 
En las secciones tipo MM deben ser instalados un máximo de seis (6) medidores 
multifunción, con sus tablillas y accesorios de pruebas correspondientes. 
Las entradas de corriente y potencial de los medidores multifunción deben conectarse a 
los transformadores de corriente y potencial del alimentador al que estén asociados. 
En un punto de intercambio de energía, cuando se indique en las Características 
Particulares, el medidor incluido en la sección tipo MM, debe utilizar los 
transformadores de potencial (TP) de barras para sus entradas de tensión. Se deben usar 
preferentemente, los transformadores de potencial de la barra principal en arreglos PT, 
PA, y TB; de la barra propia en arreglos IM y de la barra 1 en arreglos ID. 
En un punto de intercambio de energía indicados en las Características Particulares en 
arreglos IM, DI, PA y TB, la sección tipo MM debe contar con un arreglo que permita 
conmutar las tensiones del medidor al transformador de potencial de la otra barra, 
mismo que debe de ser seleccionado mediante contactos auxiliares de posición del 
equipo primario; lo anterior, en caso de perder la tensión de las fases o de una de ellas, y 
cuando se opere en condiciones de barras separadas. 
Se deben interconectar todos los medidores contenidos en cada sección tipo MM para 
formar una red RS-485, misma que debe terminar en tablillas terminales, para 
conectarse con otras redes existentes del mismo tipo. 
El número máximo de gabinetes que deben conformar estas secciones debe ser uno (1). 
Equipamiento de secciones tipo para registro de disturbios. 
Esta sección no aplica para tableros tipo ID a menos que se especifique en las 
Características Particulares. 
Esta sección tipo debe contener dos registradores de disturbios, o el número establecido 
en las Características Particulares, que cumplan con lo establecido en la especificación 
CFE GAHR0-89. 
Cuando se solicite en las Características Particulares se debe entregar una unidad de 
valuación e impresora de registros. Las características del equipo anterior se establecen 
en las Características Particulares. 
Equipamiento de secciones tipo para protección de reactores en derivación. 
31 
Su aplicación es para la protección y el control de un reactor paralelo, conectado a una 
línea de transmisión o a una barra en el terciario de un banco y debe contener el 
siguiente equipo: 
a) MCAD (integrales). 
b) Mímico convencional (simplex y dúplex). 
c) Relevador de protección diferencial de alta o baja impedancia para el reactor 
de fase (87R). 
d) En caso de que se utilice reactor de neutro, relevador de protección diferencial 
de alta impedancia (87RN). 
e) Relevador de disparo y bloqueo sostenido (86R). 
f) Relevador de sobrecorriente para fase y desbalance de corriente 
(50R/51R/51N). 
g) Relevador de sobrecorriente para neutro (50/51RN). Se acepta como función 
adicional de otro relevador, siempre que cuente con una entrada para unidad de 
medición de corriente independiente. 
h) Relevador de falla de interruptor (50FI). Con arranque supervisado con 
sobrecorriente y arranque sin supervisión de sobrecorriente. 
i) Cuando se indique en Características Particulares se debe suministrar 
relevador verificado de apertura y cierre de interruptor en cruce por cero. 
j) Relevador de disparo y bloqueo sostenido (86FI). 
k) Relevador de disparo (86RC), para la recepción del disparo transferido de 
línea (DTL). 
l) Supervisión de bobinas de disparo. Se acepta como función adicional de otro 
relevador. 
m) Debe contar con medición de corriente de cada fase y MVAr. 
n) Medidor de kWh para aplicación en reactores. 
o) En número máximo de gabinetes que deben conformar debe ser uno (1). 
32 
5.1.7 Equipamiento de Secciones Tipo para Protección y Control para Banco de 
Capacitores en Derivación. 
Las secciones tipo para banco de capacitores, deben cumplir con lo establecido en las 
especificaciones: CFE V8000-53 para bancos en tensión mayor o igual a 69 kV y CFE 
V8000-52 para bancos en tensión menor o igual a 34,5kV. Esta sección debe incluir lo 
siguiente: 
a) Función de protección de sobretensión por corriente de neutro (59N) en bancos 
en estrella flotante y con tensiones de 69 kV y mayores. En bancos de 
capacitores con doble estrella debe contarse con un relevador de sobrecorriente 
de desbalance entre neutros. 
b) Función de sobrecorriente de fase y neutro (50/51CN). 
c) Función de protección para falla de interruptor (50FI), con redisparo tripolar 
para interruptores de tensiones de 69 kV y mayores. Cuando se indique en 
Características Particulares, se acepta como función adicional de otro relevador, 
cuando la tensión de operación del banco sea menor a 161 kV. 
d) Función de sobretensión, tres unidades de medición fase-fase (59). 
e) Función de sobre y baja tensión, para control automático del banco de 
capacitores; a menos que se indique que no se requiere de manera explícita en 
Características Particulares. 
f) Supervisión de bobinas de disparo, Se acepta como función adicional de otro 
relevador. 
g) Deben contar con medición de corriente por fase y MVAr, se acepta dentro de 
cualquier DEI de control o protección del banco de capacitores. 
h) En número máximo de gabinetes que deben conformar estas secciones debe ser 
uno (1). 
Se aceptan relevadores que cuenten con más de una de las funciones de protección 
anteriores; excepto la función para falla de interruptor que debe ser un relevador 
independiente. 
En las secciones tipo ID (integrada de distribución) el equipamiento de bancos de 
capacitores podrá instalarse sustituyendo un esquema en las seccionestipo LT siempre 
que las tensiones de la línea y el banco de capacitores sean las mismas. 
33 
5.1.8 Equipamiento de Secciones Tipo para Alimentadores de Distribución. 
Los alimentadores de distribución en tensiones iguales o menores a 34,5 kV, deben 
cumplir con lo establecido en la norma de referencia NRF-041-CFE y con lo siguiente: 
a) Los relevadores de sobrecorriente PPA en alimentadores de distribución, 
deben bloquear el control de los interruptores únicamente con falla inminente 
(dando tiempo a que se alcance una condición para cierre y disparo). El 
bloqueo del control debe restablecerse automáticamente, sin requerir 
restablecer el relevador. 
b) El relevador PPA no debe bloquear el control del interruptor cuando se 
presente una operación de alguna de las funciones de protección para el 
alimentador. 
c) Los relevadores de sobrecorriente PPA deben poder seleccionar el ajuste de 
la protección 81 mediante un botón por cada paso (ajuste) que opere con una 
entrada digital y mediante una orden proveniente del sistema de control 
supervisorio. Dichos relevadores deben contar con por lo menos 3 pasos 
(ajustes) y una opción de bloqueado para la protección 81. 
d) Todos los relevadores de alimentadores (PPA) en una sección de barras en 
34,5 kV o menores, deben conectase en un arreglo de disparo rápido por 
falla en la barra , es decir: deben indicar mediante una señal binaria cuando 
dichos relevadores de alimentador detecten una corriente de falla, de tal 
forma que en caso de no presentarse dicha señal, el relevador del lado de 
baja del banco (PRS) con un pequeño retardo de 3 a 4 ciclos para liberar la 
falla en la barra. Esta función debe poder deshabilitarse en el relevador PRS 
por el usuario. 
e) El esquema de cada línea de media tensión menor a 66 kV debe tener un 
esquema de recierre programable hasta 4 recierres. 
Solo cuando exista un disparo tripolar por operación de protección y cuando 
los conmutadores asociados lo permitan, el esquema debe iniciar el ciclo de 
recierre, una vez que el disparo tripolar se haya completado. 
Para el bloqueo y habilitación local del recierre el esquema debe contar con 
un conmutador (43/79) por cada línea, este debe ser de 2 posiciones (fuera de 
servicio/en servicio). 
La habilitación y bloqueo del recierre también debe ser posible a través de 
señales del CPS o de control remoto de la UCM de los centros de operación 
de la subárea, área de control o de operación zonal de distribución, teniendo 
siempre como prioridad el bloqueo de la señal, es decir con cualquier de las 
indicaciones de bloqueo activadas el recierre debe permanecer bloqueado 
enviando una señal local y remota de este estado. 
34 
El recierre debe bloquearse cuando: 
- Exista una orden manual local o remota de apertura del interruptor. 
- Cuando la falla involucre más de una fase. 
- Cuando opere una protección de baja frecuencia 81. 
- Cuando concluya su ciclo de operación y el interruptor este abierto. 
- Cuando la posición de los conmutadores u órdenes locales o remotas lo 
indique. 
35 
Capítulo 6 
Las características y condiciones generales aplican a todos los arreglos y se basa en las 
normas a seguir para la construcción y adaptabilidad de los tableros en aplicación en 
campo. 
6.1 Unidades de Medida. 
Las unidades de medida utilizadas para la aplicación de la especificación CFE-V6700-
62, cumplen con lo indicado en la norma NOM-008-SCFI. 
6.2 Frecuencia 
El equipo contenido en las secciones tipo debe diseñarse para operar a 60 Hz. 
6.3 Tensión de Control. 
Equipo contenido en las secciones tipo debe operar a una tensión de control de 125 V 
c.d. a menos que se indique otra tensión en Características Particulares con una 
tolerancia de + 15%. 
6.4 Tensión Auxiliar. 
La tensión auxiliar que proporciona la CFE para alumbrado y resistencias calefactores 
es de 220/127 V c.a., tres fases, cuatro hilos. 
6.5 Características de Diseño y Funcionamiento. 
6.5.1 Esquemas de Protección. 
Los relevadores contenidos en la sección tipo deben trabajar en conjunto (como 
esquema) para realizar efectivamente sus tareas de protección y control, con la 
redundancia adecuada, para lograr el mayor grado de confiabilidad. 
Se requiere que estos equipos interactúen y envíen sus disparos mediante cables y 
contactos directamente hasta los interruptores. 
Los esquemas de protección deben contar con relevadores auxiliares necesarios para 
cumplir con lo establecido anteriormente; la cantidad de relevadores auxiliares debe 
minimizarse sin demeritar la confiabilidad del esquema de protección, de acuerdo con el 
arreglo de barras. Las señales de disparo, deben provenir directamente desde los 
relevadores de protección. 
Los esquemas para la protección de líneas y bancos de trasformación deben cumplir con 
lo establecido en la norma de referencia NRF-041-CFE y en la especificación CFE 
G0000-62 respectivamente. Para secciones integradas para distribución (ID), deben 
cumplir adicionalmente con lo establecido en la especificación CFE V6700-55. 
36 
Los esquemas de protección, control y medición contenidos en las secciones tipo deben 
cumplir con lo indicado a continuación: 
a) Detectar fallas en líneas de transmisión, líneas de distribución en alta y media 
tensión, barras, equipo primario y alguna otra condición peligrosa o intolerable. 
b) Deben iniciar o permitir acciones de apertura de interruptores y proveer las 
señales de alarma para aislar o prevenir fallas en los equipos, tanto para sus 
interruptores asociados, como aquellos en otras secciones tipo (locales o 
remotos) que requieren ser abiertos con el fin de aislar completamente la falla. 
c) Debe supervisar cada una de las bobinas de disparo de los interruptores 
proporcionando una alarma en caso de la bobina se encuentre abierta. La 
supervisión debe ser continua cuando el interruptor esté abierto o cerrado. 
d) Supervisar el desbalance de tensión en las barras y entregar una alarma local y 
remota (SCADA). 
e) Supervisar la alimentación de cada circuito de disparo, de cierre y de cada 
relevador de protección, mediante un relevador de baja tensión (27), mismo que 
en caso de pérdida de tensión, debe entregar una alarma local y remota 
(SCADA). 
f) Señalizar local y remotamente como alarma los siguientes eventos; operación de 
los relevadores de protección; falta de tensión en los circuitos de alimentación; 
operación de las protecciones mecánicas del equipo primario. 
En secciones tipo integrales para distribución (ID), las señales requeridas deben 
cumplir con lo establecido en la especificación CFE V6700-55. 
g) Permitir aislar los disparos, locales y remotos, y salidas de control de cada uno 
de los equipos que conforman la sección tipo, con el fin de supervisar su 
comportamiento mediante terminales de block de pruebas en el frente de la 
sección tipo. 
h) Permitir la medición e inyección de tensiones y corrientes, a los equipos que 
conforman la sección tipo que cuenten con entradas para estas señales, mediante 
blocks de prueba. 
i) Estos blocks deben, como medida de seguridad, al insertar la peineta y en 
forma automática sin necesidad de puentes externos, realizar lo siguiente: 
- Abrir los circuitos de potencial. 
- Cortocircuitar automáticamente los circuitos de corriente. 
- Permitir aislar los disparos, locales y remotos relacionados al equipo asociado 
a la peineta. 
- Permitir aislar los comandos de cierre y apertura. 
37 
6.5.2 Funciones de Disparo. 
Los disparos generados por los relevadores de protección; por las protecciones propias 
de los equipos primarios y provenientes de otras secciones tipo o señales remotas, deben 
cumplir con lo siguiente: 
a) El contacto del relevador debe ser potencial. 
b) Estar alambradas a tablillas terminales que permitan enviar estas señales hasta 
los interruptores en las bahías. 
c) Las protecciones mecánicas propias de los bancos de transformación, debendisparar el interruptor de lado de alta tensión y para bancos de transformación 
también el lado de baja tensión, Se debe contar con una señalización de 
alarma para cada fase para discriminar la fase fallada. 
d) Cada señal de disparo debe iniciar un ciclo de recierre (en aplicaciones de 
líneas) y el arranque del relevador 60FI. Este último debe ejecutar un 
redisparo para cada bobina del interruptor. 
e) Las protecciones de falla de interruptor (50FI) deben ser arrancadas por todas 
las protecciones que operen sobre el interruptor al cual protege, y enviar un 
redisparo a cada bobina del interruptor. La operación de este relevador debe 
actuar sobre un relevador 86FI y sobre el 86BU (que corresponde a la barra a 
la cual el alimentador está actualmente conectado). 
f) El relevador 86FI, debe disparar y mantener bloqueados al cierre el interruptor 
fallado y en arreglos IM, DI y AN, al interruptor fallado y a las adyacentes. 
6.5.2.1 Modos de Disparo. 
6.5.2.1.1 Disparo Tripolar. 
Debe entenderse como disparo tripolar cuando cualquier comando de apertura, 
disparo o cierre del interruptor se realiza de tal forma que el interruptor opera para abrir 
los contactos de las cámaras de interrupción de las tres fases simultáneamente. 
6.5.2.1.2 Disparo Monopolar. 
Debe entenderse como disparo monopolar cuando el esquema de protección está 
preparado para poder realizar de forma independiente el disparo de cualquiera de las 
fases del interruptor. Este esquema es aplicable solo en esquemas de protección para 
líneas de transmisión. 
38 
6.5.2.1.3 Esquemas de Disparo Tripolar. 
6.5.2.1.3.1 Líneas de Alta Tensión de Distribución. 
Las líneas de alta tensión de 69 kV a 161 kV deben de contar con un esquema de 
protección de disparo tripolar y recierre programable, de conformidad con lo establecido 
en la norma de referencia NRF-041-CFE y con lo siguiente: 
a) Las protecciones, deben disparar sobre bobinas 1 y 2. 
b) Las señales de redisparo del 50FI deben enviarse a bobinas de disparo 1 y 
2. 
c) Para el bloqueo y habilitación local del recierre el esquema debe contar 
con un conmutador (43/79) por cada línea de 2 posiciones (fuera de 
servicio/en servicio). 
La habilitación y bloqueo del recierre también debe ser posible a través de 
señales del CPS o de control remoto de la UCM de los centros de 
operación de la subárea, área de control o de operación zonal de 
distribución, teniendo siempre como prioridad el bloqueo de la señal, es 
decir con cualquier de las indicaciones de bloqueo activadas el recierre 
debe permanecer bloqueado enviando una señal local y remota de este 
estado. 
d) Cuando el programa del esquema así lo contemple; cada señal, de disparo 
en secciones tipo LT para interruptor auxiliar (IA) o interruptor de 
transferencia (IT) debe iniciar un ciclo de recierre. 
- En instalaciones con interruptor de transferencia, el esquema de interruptor de 
transferencia debe estar preparado para operar el recierre cuando sustituya a un 
interruptor de línea. 
- En arreglos de interruptor y medio o de anillo se requiere un relevador de 
recierre para dos interruptores y un conmutador de cuatro posiciones: fuera de 
servicio , recierre sobre interruptor 1 , recierre sobre interruptor 2 y 
recierre sobre ambos interruptores . Se acepta que dicha funcionalidad sea 
programada en el relevador de recierre; en cuyo caso se debe contar con 
mandos externos y señalización el estado actual seleccionado. 
e) Sólo cuando se indique en las Características Particulares, las secciones 
LT-7 deben contar con disparos transferidos directos DTD y DTL. En las 
secciones LT-5 no aplican los disparos transferidos. 
6.5.2.1.3.2 Esquemas de Teleprotección. 
En caso de contar con esquemas de teleprotección. 
a) Debe contarse con un block de pruebas que permita deshabilitar la recepción 
y transmisión de la señal de teleprotección. 
39 
b) Las señales de teleprotección deben utilizarse en los siguientes casos: 
- En el esquema de POTT con relevadores de distancia (21/21N). 
- En el esquema de POTT con relevadores de sobrecorriente direccional. 
- En un disparo transferido DTL operado por las siguientes funciones: 
- Cuando se realice la operación de un recierre sobre falla, la recepción de 
este DTL debe bloquear cualquier operación de recierre. 
- Cuando se realice la operación de la unidad de tiempo de la protección 
67/67N de líneas de alta tensión. 
- Cuando opere una zona 2, 3 o zonas de 4 de un relevador de distancia. 
- En secciones de tipo ID se acepta que las señales de POTT, CUD o DTL sean 
recibidas o procesadas a través de los relevadores de protección del esquema 
de la línea asociada a esta señal. 
- Enviará un disparo transferido directo DTD, cuando se tenga operación por 
falla de interruptor (50FI). 
c) Las señales de disparo remotas, deben conectarse a las bobinas de disparo 1 a 
través de contactos independientes. Entre las señales remotas se encuentran: 
DTD y DTL. 
6.5.2.2 Esquemas con Disparos y Recierre Monopolar. 
Las secciones tipo para las líneas de transmisión con tensiones mayores a 161 kV, 
deben contar con un esquema de protección de disparo y recierre monopolar, debe 
contar con un esquema de protección que cumpla con la norma de referencia NRF-041-
CFE y con lo siguiente: 
a) Debe realizar el disparo de la fase fallada e iniciar el ciclo de recierre. 
b) Realizar las acciones pertinentes para aislar la falla mediante la transmisión y 
recepción de señales por medio del equipo de teleprotección. 
c) Las señales de disparo de la protección primaria del esquema, deben 
conectarse a la bobina de disparo 1. 
d) Las señales de disparo de protección primaria 2 (para aplicaciones de líneas) 
y de respaldo deben conectarse a la bobina de disparo 2. 
e) Las señales de redisparo de 50FI debe enviarse a bobinas de disparo 1 y 2 y 
debe ser monopolar o tripular dependiendo tipo de disparo de la protección 
PP1, PP2 o 67N. 
40 
f) En caso de que la falla evolucione a dos o tres fases o se efectúe recierre con 
falla, debe realizar un disparo tripolar y cancelar el proceso de recierre. 
g) En caso de operación de la función de detección de extinción de arco 
secundario , se debe cancelar el proceso de recierre. 
h) Siempre deben proveerse de disparos tripolares cuando una falla involucre 
más de una fase o por protección de respaldo. 
i) Las señales de teleprotección deben enviarse de las siguientes formas: 
- Un disparo transferido DTL operado por las siguientes funciones: 
- Por operación de funciones tripolares en los esquemas de protección PP1 y 
PP2. 
- Cuando se realice la operación de la protección de respaldo (67N). 
- Un disparo transferido directo DTD: 
- Cuando se tenga operación del esquema de falla de interruptor (50FI). 
j) Las señales de disparo remotas, deben conectarse a las bobinas de disparo 1 a 
través de contactos independientes. Entre las señales remotas se encuentran: 
DTD y DTL. 
k) Las señales de redisparo de la protección para falla de interruptor (50FI), 
deben conectarse a las bobinas de disparo 1 y 2. 
l) En caso de disparo tripolar no se debe iniciar el proceso de recierre. 
m) En instalaciones con interruptor de transferencia, el esquema debe estar 
preparado para operar monopolarmente al interruptor de transferencia 
cuando sustituya a un interruptor de línea. 
n) Con el conmutador 43/79 en posición fuera de servicio el relevador de 
recierre debe recibir una señal de bloqueo y las protecciones de línea deben 
recibir una señal de selección de disparo tripolar. 
o) En arreglos de dos interruptores, cuando el conmutador 43/79 habilite solo 
uno de los interruptores para disparo y recierre monopolar, adicionalmente se 
debe preparar al segundo interruptor para disparo tripolar, de conformidad 
con el inciso anterior. 
p) La acción de recierre hacia el(los) interruptor(es) debe pasar a través de un 
contacto permisivo de un relevador 27 para utilizarse