ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. CAPITULO 1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE TABLEROS DE CONTROL, PROTECCION Y MEDIDA CU-389-EMSA-ES-EL

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AMPLIACION DE LAS SUBESTACIONES SURIA, PUERTO LOPEZ Y PUERTO GAITAN 115 kV

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P.

CAPITULO 1

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE TABLEROS DE CONTROL, PROTECCION Y MEDIDA

CU-389-EMSA-ES-EL-008-00

JUNIO DE 2013

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ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA SUMINISTRO DE TABLEROS DE CONTROL, PROTECCION Y MEDIDA

CU-389-EMSA-ES-EL-008-00

TABLA DE CONTENIDO

1 OBJETO ... 4

2 NORMAS ... 4

3 CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS ... 4

3.1 Tableros ... 4

3.2 Cableado ... 5

3.3 Borneras ... 5

3.4 Resistencia De Calefacción ... 5

3.5 Acabado... 5

3.6 Placas de Identificación ... 6

3.7 Iluminación y Tomas ... 6

4 UNIDADES DE PROTECCIÓN ... 6

4.1 Características Generales ... 6

4.2 Especificaciones Generales ... 6

4.3 Cajas Contenedoras ... 7

4.4 Unidades Auxiliares ... 7

4.5 Indicadores de Operación ... 7

4.6 Tensión de Operación ... 8

4.7 Rango de Ajuste ... 8

5 ALCANCE DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDIDA ... 8

6 SISTEMA DE PROTECCION ... 10

6.1 Requerimientos Generales ... 10

6.2 Sistema de Protección de Línea ... 11

6.3 Protección de Línea ... 11

6.4 Función de Recierre ... 13

6.5 Función de Verificación de Sincronismo... 14

6.6 Protección de Falla Interruptor ... 14

6.7 Función de Supervisión de Circuito de Disparo ... 15

6.8 Relé de Disparo y Bloqueo (Maestro) ... 15

6.9 Previsiones Futuras ... 15

7 SISTEMA DE CONTROL ... 16

7.1 Normas ... 16

7.2 Requerimientos Generales ... 16

7.3 Sistema de Control para la Ampliación de la Subestación Suria 115 kV ... 17

7.4 Sistema de Control para la Ampliación de la Subestación Puerto Lopez 115 kV . 19 7.5 Sistema de Control para la Ampliación de la Subestación Puerto Gaitan 115 kV 22 8 ENCLAVAMIENTOS ... 24

8.1 Enclavamientos Subestación Suria 115 kV ... 24

8.1.1 Módulo Línea a Puerto Lopez Barra Sencilla 115 kV ... 24

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8.2 Enclavamientos Subestación Puerto Lopez 115 kV ... 25

8.2.1 Módulo Línea a Suria 115 kV Barra Sencilla ... 26

8.2.2 Módulo Línea a Puerto Gaitán 115 kV ... 27

8.3 Enclavamientos Subestación Puerto Gaitán ... 28

8.3.1 Módulo Línea Puerto Gaitán Doble Barra principal 115 kV ... 28

9 EQUIPO DE MEDIDA ... 29

9.1 Normas ... 29

9.2 Requisitos Técnicos para los Medidores de Energía ... 30

9.3 Requisitos Técnicos para los Medidores de la Calidad de la Potencia ... 32

9.4 Red de Medidores de Energía ... 33

9.4.1 Comunicaciones ... 33

9.4.2 Acceso Remoto ... 33

9.4.3 Software ... 33

9.4.4 Pruebas ... 34

10 Formulario de caracteristicas de tableros de control, medida y proteccion. ...

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1 OBJETO

Definir las características constructivas, dimensionales, eléctricas y mecánicas, así como las condiciones de realización, suministro y recepción que deben satisfacer los tableros de control, protección y medida para uso interior, para los módulos de 115 kV. Correspondientes a la ampliación de las subestaciones Suria, Puerto Lopez y Puerto Gaitán.

2 NORMAS

Los tableros y equipos de control, protección y medida objeto de esta especificación, se ajustarán a las siguientes normas técnicas:

1. IEC 439-1: Tableros de Control y Protección.

2. ICONTEC 541: Pinturas – Definiciones

3. ICONTEC 811: Pinturas – Determinación de la Adherencia

4. ICONTEC 1156: Pinturas y productos afines – Comportamiento en Cámara Salina 5. ICONTEC 892: Pinturas – Preparación de Láminas de Acero para Ensayo

6. ICONTEC 996: Pinturas y productos afines – Aplicación en Láminas de Ensayo 7. ICONTEC 957: Pinturas – Ensayo de Comportamiento en Cámara de Humedad 8. ICONTEC 877: Pinturas – Determinación de la Resistencia al Impacto

9. ICONTEC 1496, 1505, 1592, 1636, 1699 – Tornillos

10. ICONTEC 402: Perfiles de Acero al Carbono Laminados en Caliente 11. ICONTEC 2: Ensayos de Tensión para Productos Metálicos

12. ICONTEC 1730, 1761 – Arandelas

13. ICONTEC 6: Láminas Delgadas de Acero al Carbono 14. ICONTEC 422: Perfiles Livianos y Barras

15. ICONTEC 1: Ensayo de Doblamiento para Productos Metálicos 16. ASTM A36/A36AM-842 – Especificación para Acero Estructural 17. IEC-60255: Relés Eléctricos

18. IEC-60687: Medidores Estáticos de Energía Activa y Reactiva Clase 0.2S y 0.5S

19. IEC-60359: Índices de Comportamiento de Equipo Eléctrico y Electrónico de medida/1987

20. IEC-60297: Dimensions of mechanical structures of the 482.6 mm (19 in) series 21. IEC-61850: Communication networks and systems in substations.

EL FABRICANTE indicará en su oferta aquellas normas de las que exista posterior edición a la señalada en esta especificación, considerándose válida y aplicable al contrato, en caso de pedido, la edición vigente en la fecha del mismo.

3 CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS 3.1 Tableros

Los tableros de control, protección y medida deben ser compactos y contener todos los relés e instrumentos de medición y control especificados en los diagramas unifilares.

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Todos los tableros y gabinetes deberán ser fabricados de láminas de acero moldeadas en frío, convenientemente fijados y asegurados, libres de abolladuras, grietas y otros defectos.

Las dimensiones del compartimiento interno deberán ser adecuadas para el equipo, con suficiente espacio para la entrada del cable y el alambrado hasta las borneras y de fácil acceso para inspección y mantenimiento.

Los equipos deberán estar montados en el interior del tablero. Los tableros se dimensionarán para contener los equipos de control, medida y protección en una sola columna por módulo; los cables entraran por la parte inferior y estarán provistos de medios para asegurar los cables al tablero.

Los cubículos serán para instalación interior deberán tener puertas con ventanas firmes de vidrio.

3.2 Cableado

Cada tablero de control deberá ser suministrado completamente alambrado.

Todos los conductores convencionales deberán ser de no menos de 14 AWG o equivalente, de cobre trenzado y aislados para operar hasta 600 voltios. Para las conexiones del transformador de corriente, se tendrá como mínimo conductor calibre 9 AWG.

3.3 Borneras

Todos los tableros de control deberán suministrarse con borneras. Cada cable que llegue a una bornera deberá ser identificado por su número correspondiente. Las borneras deberán estar diseñadas para satisfacer las demandas de economía de espacio, seguridad en la operación y flexibilidad en la disposición de las tuberías y alambrado de control.

3.4 Resistencia De Calefacción

El tablero deberá proveerse de un espacio totalmente encerrado con calefacción para protección contra humedad.

Las resistencias de calefacción deberán estar localizadas en la parte más baja del tablero en forma tal que no sea un peligro para el equipo o cableado y también para que no afecte el rango de temperatura del equipo o la calibración de los relés. Los circuitos de calefacción deberán proveerse de un controlador automático de control con un rango de 10°C a 40°C, de interruptores miniatura, suiches de control principal, y lámparas para indicar resistencias de calefacción en servicio.

3.5 Acabado

El color final deberá ser igual o similar al color de los tableros existentes en la subestación y estar sujeto a aprobación por parte de EMSA ESP.

Para este propósito deberán ser suministradas muestras por el CONTRATISTA.

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3.6 Placas de Identificación

Cada cubículo debe incluir placas de identificación en material de aluminio y en bajo relieve las siguientes identificaciones:

 Identificación de funciones

 Identificación del cubículo

 Identificación de fabricación

3.7 Iluminación y Tomas

Todos los tableros deberán iluminarse internamente por medio de lámparas incandescentes a 120 V.C.A.; los circuitos de alumbrado y tomas deberán protegerse con interruptores miniatura.

Cada módulo de tablero tendrá control de la iluminación mediante suiche actuado por la puerta.

4 UNIDADES DE PROTECCIÓN 4.1 Características Generales

Los equipos de protección se muestran en los siguientes planos:

CU-389-EMSA-SU-EL-101 Diagrama Unifilar General- Subestación Suria.

CU-389-EMSA-PL-EL-101 Diagrama Unifilar General- Subestación Puerto Lopez.

CU-389-EMSA-PG-EL-101 Diagrama Unifilar General- Subestación Puerto Gaitán.

CU-389-EMSA-SU-EL-106 Planimetría de Casa de Control – Subestación Suria.

CU-389-EMSA-PL-EL-106 Planimetría de Casa de Control – Subestación Puerto Lopez CU-389-EMSA-PG-EL-106 Planimetría de Casa de Control – Subestación Puerto Gaitán CU-389-EMSA-SU-EL-103 Arquitectura del Sistema de Control – Subestación Suria

CU-389-EMSA-PL-EL-103 Arquitectura del Sistema de Control – Subestación Puerto Lopez CU-389-EMSA-PG-EL-103 Arquitectura del Sistema de Control – Subestación Puerto Gaitán

4.2 Especificaciones Generales

El conjunto de funciones de relés para obtener los esquemas de protección especificados en el

"Diagrama Unifilar General", se conformará por relés multifuncionales.

Los relés de protección, relés de auxiliares deben ser de estado sólido, de tecnología numérica o digital, bajo consumo de energía, diseño compacto y para montaje en bastidores.

Todos las unidades deberán ser completamente tropicalizadas y provistas de tapas con sellos de caucho para el polvo. Debido a que el equipo puede ser transportado y almacenado bajo condiciones adversas, deberá darse especial atención al empaque de los relés, en forma tal que sean protegidos de los golpes y de la alta humedad.

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4.3 Cajas Contenedoras

Todas las cajas contenedoras de las unidades multifuncionales –UM- principales y auxiliares deberán tener como mínimo, las siguientes facilidades:

 Deberán tener provisión para asegurar la unidad en la posición correcta.

 Los circuitos de disparo deberán desconectarse cuando la unidad es desasegurada para ser retirada.

 Los circuitos del transformador de corriente deberán cortocircuitarse cuando la unidad sea retirada.

 Deberán tenerse provisión para prueba de inyección secundaria mientras esté montado, sin la desconexión del circuito.

 Todos los ajustes deberán ser claramente visibles.

 Todas las funciones de relés del tipo reposición eléctrica deberán ser también de reposición manual sin necesidad de retirar la unidad.

 Las UM especificadas en el "Diagrama Unifilar General" pueden tener funciones adicionales a las especificadas, pero la puesta en servicios de las eventuales funciones adiciones será objeto de aprobación previa de DISPAC S.A. - ESP.

 Se deben suministrar los elementos necesarios para no interrumpir el circuito de corriente cuando se retiren los relés multifuncionales. El Proponente podrá ofrecer sistemas de protección modular de acuerdo a las prácticas Internacionales.

 Las UM deberán ser de construcción robusta, plenamente tropicalizadas y no deberán operar o variar su calibración bajo golpes mecánicos o temblores.

 Las UM deberán estar provistas de bloque integral de prueba, para permitir ensayos periódicos y rutinarios sobre los relés incluyendo los circuitos de disparo del relé.

 Todas las funciones deberán suministrarse con indicadores independientes de operación.

 Todos los dispositivos para ajuste de las funciones deben ser fácilmente accesibles y claramente rotulados y dispuestos de tal forma que se permita la calibración sin necesidad de remover el relé de la caja.

 Todas las funciones de protección deben tener medio de auto diagnóstico, que indique su mal funcionamiento y de falla de servicios auxiliares en caso de que se presente esta contingencia.

4.4 Unidades Auxiliares

Las unidades auxiliares deben ser montadas en una posición accesible y preferiblemente sobre rieles con el fin de que puedan ser fácilmente removidos. Deberán tener tapas de plástico transparente para protección contra el polvo, con sellos de caucho.

4.5 Indicadores de Operación

Todos los relés de protección, relés de disparo, relés de señalización, relés de supervisión y todos los elementos que hacen posible la identificación del tipo o fase de la condición de falla, deberán estar provistos con indicadores de operación de reposición manual. Los indicadores

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deberán ser diseñados para que no señalicen antes de que el relé haya completado su operación.

Todas las unidades multifuncionales deben estar provistas con elementos de lectura digital sobre operación de cada una de las funciones de protección.

Se podrán reponer sin abrir la caja. La reposición podrá ser manual desde el tablero.

4.6 Tensión de Operación

Todo el equipo de protección y de control deberá ser diseñado para operar de un sistema de suministro de potencia de 125 Vcd no aterrizado.

En caso de que algún equipo requiera otro nivel de tensión, el suministro debe incluir los transformadores, rectificadores, inversores, convertidores, etc. que sea necesario.

4.7 Rango de Ajuste

Todas las funciones de protección y alarma deben permitir amplios rangos de ajuste en tiempo y magnitud de medida (tensión, corriente, frecuencia) a fin de tener facilidades en la coordinación de protecciones. Las funciones de protección permitirán adoptar características instantáneas, inversas, medianamente inversas, muy inversas y extremadamente inversas; de la misma manera las unidades multifuncionales deben ser flexibles para ajustarse a los transformadores de corriente especificados.

5 ALCANCE DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDIDA

El alcance general para el sistema de protecciones comprende, al menos:

 Ampliación Subestación SURIA

- Suministrar un gabinete de protecciones para el nuevo módulo de línea hacia la subestación Puerto Lopez a 115 kV bajo el esquema de barra sencilla.

- Suministro de una unidad de bahía para Integración del nuevo campo a la protección diferencial de barras existente.

- Suministrar el registrador de fallas para la nueva bahía de línea de 115 kV, este registrador y su sistema de registro debe ser integrado a la red de gestión remota de registradores de fallas de EMSA E.S.P.

- Todas las protecciones suministradas con el proyecto deben ser integradas al sistema de gestión de protección de la subestación a través de protocolo de comunicación.

- Todas las señales de las protecciones e interruptores suministradas con el proyecto que se requieran para el registrador de fallas deben ser integradas a éste en forma directa, es decir, sin relés auxiliares.

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- Pruebas en fábrica de todas las protecciones suministradas con el proyecto.

 Ampliación Subestación PUERTO LOPEZ

- Suministrar dos gabinetes de protecciones para los nuevos módulos de línea 115 kV hacia la subestaciones Suria y Puerto Gaitán a 115 kV bajo el esquema de barra sencilla.

- Suministro de una unidad de bahía para Integración del nuevo campo a la protección diferencial de barras existente.

- Suministrar Registradores de fallas para las nuevas bahías de línea de 115 kV, estos registradores y su sistema de registro debe ser integrado a la red de gestión remota de registradores de fallas de EMSA E.S.P.

 Ampliación Subestación PUERTO GAITAN

- Suministrar un gabinete de protecciones para el nuevo módulo de línea hacia la subestación Puerto Lopez a 115 kV bajo el esquema de doble barra – un interruptor.

- Suministro de una unidad de bahía para Integración del nuevo campo a la protección diferencial de barras existente marca SIEMENS.

- Suministrar el registrador de fallas para la nueva bahía de línea de 115 kV, este registrador y su sistema de registro debe ser integrado a la red de gestión remota de registradores de fallas de EMSA E.S.P.

Todos los trabajos deben realizarse buscando la minimización de la pérdida de supervisión y control de la subestación.

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En resumen, el contratista deberá desarrollar todas las labores necesarias para garantizar que el sistema permita la supervisión y control de la totalidad de los niveles de tensión y auxiliares de las subestaciones desatendidas.

6 SISTEMA DE PROTECCION 6.1 Requerimientos Generales

Los equipos de protección y del sistema de gestión de los relés de protección, deben cumplir con las características garantizadas que hacen parte de esta solicitud de cotización y deben ser diseñados de acuerdo con los requerimientos estipulados en los documentos de Especificaciones Generales y Requisitos de Diseño del proyecto.

Los relés de protección deben ser de tecnología numérica, bajo consumo y diseño compacto.

Los relés de protección a suministrar deben entregar para el sistema de supervisión y control de las subestaciones, todas las señales necesarias.

Si las protecciones son modulares, los diferentes módulos o tarjetas deben ser del tipo extraíble, de manera que puedan ser retirados sin necesidad de cortocircuitar el secundario de los transformadores de corriente o desconectar los cables externamente.

Se suministrarán todos los módulos, tarjetas y elementos que sean necesarios para las labores de búsqueda de fallas y pruebas paramétricas de los relés de protección y registradores de falla.

Los equipos que requieran rearmado, deben tener rearmado local y remoto desde el sistema de automatización de la subestación (SAS) y Centro de Control de EMSA E.S.P.

Todas las funciones de disparo e indicación a registradores de fallas deben ser dispuestas directamente con los contactos de los relés. Las señales de teledisparo deben ser directas.

Los relés de protección deberán tener puerto frontal adicional para comunicación con un computador portátil.

Los relés de protección tendrán una unidad de comunicaciones para conexión por fibra óptica mediante protocolo IEC 61850 para integrarse al SAS y al sistema de gestión de las protecciones, desde el cual se podrá acceder remotamente a la protección para parametrización, captura de eventos y consulta de ajustes.

Las polaridades suministradas desde el gabinete de servicios auxiliares para las protecciones y los disparos deben poseer mini-interruptores que protejan y sean selectivos para fallas al interior del gabinete. Los mini interruptores deben tener contactos auxiliares de señalización de

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y control para ser monitoreados remotamente. Otras polaridades que provengan de otros gabinetes deben pasar a través de borneras seccionables.

En el caso que, en criterio de EMSA E.S.P., un gabinete no sea suficiente para ubicar los equipos de un sistema determinado, El CONTRATISTA suministrará sin costos adicionales los gabinetes adicionales necesarios para ubicar la totalidad de los equipos.

6.2 Sistema de Protección de Línea

Por cada bahía de línea se debe suministrar un sistema de protección y registro de falla que incluya al menos el equipo indicado a continuación:

a) Un gabinete para interior.

b) Una protección de línea principal multifunción (PP).

c) Una protección de línea secundaria multifunción (PS), idéntica a la protección principal, d) Un relé de disparo maestro.

e) Dos relés de supervisión de circuito de disparo.

f) Relés rápidos para emisión y recepción del disparo directo transferido.

g) Una protección de sincronismo, recierre y falla interruptor.

h) Un lote del siguiente material:

- Relés auxiliares.

- Selector para recierre, dependiendo del esquema de recierre a suministrar.

- Borneras.

- Borneras con desconexión para pruebas, para cada circuito de tensión y corriente.

- Borneras con cuchillas de desconexión para las polaridades y suministros de servicios auxiliares.

- Mini interruptores con contactos auxiliares para indicación remota y bloqueo, para protección y desconexión de las polaridades.

6.3 Protección de Línea

Las protecciones principal y secundaria serán iguales. La protección de línea suministrada debe ser un relé multifuncional de tecnología numérica, que incluya funciones de distancia, recierre, verificación de sincronismo, sobre y baja tensión, direccional de corriente de fase y tierra, sobre y baja frecuencia, sobrecorriente instantánea y temporizada de fase y tierra, desbalance de tensiones y corrientes, localizador y registrador de fallas.

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Debe incluir: lógica de bloqueo por oscilación de potencia, inversión de corriente, cierre en falla, protección tramo de línea y detección de pérdida de potencial.

La lógica de detección de pérdida de potencial debe ser tal que sólo se active para condiciones reales de pérdida de tensión en el circuito secundario de los transformadores de tensión. Debe además poder determinar tal condición en el momento del cierre del interruptor.

La lógica de cierre en falla debe poderse configurar para ser activada durante un tiempo ajustable, con la posición de interruptor cerrado.

La función de distancia debe ser del tipo multisistema, con medición simultánea en los bucles fase a tierra y fase-fase adecuada para proteger líneas largas o cortas, de circuito sencillo o doble circuito y para ser utilizada en conjunto con transformadores de tensión capacitivos.

La arquitectura de la protección debe contar con procesadores separados para las funciones principales (procesamiento digital, algoritmos de protección, lógica, etc.) y para las funciones suplementarias (comunicaciones, diagnósticos, etc.).

La protección de línea debe tener una salida de disparo por fase, y entregar para el sistema de supervisión y control todas las señales necesarias:

a) Mediante enlace IEC 61850

- Disparo: general, fase A, fase B, fase C, zona 1, zona 2, zona 3.

- Arranque: fase A, fase B, fase C.

- Oscilación de potencia

- Función de recierre: orden de recierre, arranque de recierre y bloqueo de recierre.

- Función de verificación de sincronismo: sincronismo adecuado.

- Relé indisponible.

- Arranque por fase de la protección falla interruptor mediante contactos libres de tensión por disparo general.

b) Para el registrador de fallas:

- Disparo general.

- Orden de cierre función de recierre.

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c) Indicación en el relé mediante LED o despliegue alfanumérico:

- Disparo: zona 1, zona 2, zona 3, zona reversa y sobrecorriente direccional a tierra.

- Arranque: fase A, fase B, fase C.

- Oscilación de potencia.

- Función de recierre: monopolar, tripolar, bloqueado y fuera de servicio.

- Función de verificación de sincronismo: sincronismo adecuado discriminando por diferencia de tensión, diferencia de fase y diferencia de frecuencia.

- Relé indisponible.

Para los siguientes casos debe dar disparo tripolar y arrancar el ciclo de recierre tripolar:

a) Para fallas en zona 1.

b) Para fallas en disparos asistidos por teleprotección.

c) Para fallas evolutivas.

Para cualquier tipo de falla en zonas 2 ó 3 debe dar disparo tripolar a través del relé de disparo maestro y debe bloquear el relé de recierre.

6.4 Función de Recierre

La función de recierre debe ser apta para detectar y operar correctamente ante fallas evolutivas y debe ser bloqueada para cierres manuales y por disparos definitivos. Deberá ser posible mediante entradas digitales habilitar o deshabilitar la función. También deberá permitir varios intentos de recierre. Los relés de protección deberán tener salidas digitales programables para las salidas de esta función

La función de recierre debe entregar para el sistema de supervisión y control todas las señales necesarias incluidas al menos las siguientes señalizaciones:

a) Mediante enlace IEC 61850.

- Orden de recierre.

- Arranque recierre.

- Bloqueo recierre.

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b) Para el registrador de fallas:

- Disparo general.

- Orden de cierre función de recierre.

c) Indicación en el relé mediante LED o despliegue alfanumérico:

- Recierre

- Recierre bloqueado.

- Recierre fuera de servicio.

6.5 Función de Verificación de Sincronismo

La función de sincronismo debe autorizar el cierre manual o automático del interruptor cuando las condiciones de sincronismo seleccionadas mediante ajustes independientes de delta de frecuencia, delta de tensión y delta de fase se cumplan. También debe permitir la selección de los modos de operación: barra viva - línea muerta; línea viva – barra viva; línea muerta – barra muerta.

La función de verificación de sincronismo debe entregar para el sistema de supervisión y control todas las señales necesarias incluidas al menos las siguientes señalizaciones:

a) Mediante enlace IEC 61850.

- Sincronismo adecuado.

b) Indicación en el relé mediante LED o despliegue alfanumérico:

- Sincronismo adecuado discriminando por diferencia de tensión, diferencia de fase y diferencia de frecuencia.

6.6 Protección de Falla Interruptor

Esta función debe ser suministrada en un relé independiente por cada interruptor.

La función de Falla Interruptor debe entregar para el sistema de supervisión y control todas las señales necesarias incluidas al menos las siguientes señalizaciones:

a) Mediante enlace IEC 61850:

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- Disparo - Falla interna

b) Indicación en el relé mediante LED o despliegue alfanumérico: disparo discriminado por etapas.

6.7 Función de Supervisión de Circuito de Disparo

Esta función debe ser suministrada con un relé independiente por cada interruptor.

La función de supervisión de circuito de disparo deberá supervisar continuamente todos los circuitos de disparo del interruptor y dar alarma para las siguientes contingencias:

a) Pérdida de la tensión auxiliar de c.c.

b) Fallas en la bobina de disparo o en su cableado, independientemente de la posición del interruptor.

c) Fallas en los contactos auxiliares del interruptor que estén en serie con el circuito de disparo.

d) Fallas en el relé mismo.

La función de supervisión del circuito de disparo debe tener al menos la siguiente señalización:

a) Para el Sistema de Supervisión y Control mediante contactos libres de tensión o enlace serial: anomalía en el circuito de disparo.

b) Indicación en el relé mediante LED, anomalía en el circuito de disparo.

6.8 Relé de Disparo y Bloqueo (Maestro)

El relé de disparo debe ser de reposición manual y eléctrica remota, de bajo consumo y con indicador de operación. Los contactos deben ser aptos y suficientes para dar orden de disparo a los interruptores, para señalización a los Registradores de Falla y Sistemas de Supervisión y Control.

6.9 Previsiones Futuras

Los relés y el sistema de control deben tener las facilidades necesarias para que en un futuro se pueda implantar un sistema de teleprotección mediante comunicación, entre subestaciones con fibra óptica

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7 SISTEMA DE CONTROL 7.1 Normas

La complementación de los Sistemas de Control existentes en las tres subestaciones, debe cumplir las prescripciones de la última edición de las siguientes normas, según sea aplicable:

a) IEC 61204: “Stabilized power supplies, d.c. output”

b) IEC 60688: “Electrical measuring transducers for converting a.c. electrical quantities to analogue or digital signals”

c) IEC 60793: “Optical fibres”

d) IEC 60794: “Optical fibre cables”

e) IEC 60870-5-101: “Telecontrol equipment and systems - Part 5: Transmission Protocols - Section 101: Companion standard for basic telecontrol tasks”

f) IEC 60870-5-103: “Telecontrol equipment and systems - Part 5-103: Transmission Protocols Companion standard for the informative interface of protection equipment”

g) IEC 60874: “Connectors for optical fibers and cables”

h) IEC 61000: “Electromagnetic compatibility (EMC)”

i) IEC 61131: “Programmable controllers”

j) IEC 61850: “Communication networks and systems in substations”

k) ISO/IEC 8802: “Information Processing Systems - Local Area Networks”

l) IEEE C37.1 (1994): “Definition, Specification and Analysis of Systems used for Interventory Control, Data Acquisition and Automatic Control”

m) IEC 62053-22: “Electricity metering equipment (a.c.) - Particular Requirements - Part 22:

Static meters for active energy (classes 0,2 S and 0,5 S)”

n) IEC 60688: “Electrical Measuring Transducers for Converting a.c. Electrical Quantities to Analogue or Digital Signals”

7.2 Requerimientos Generales

Los equipos complementarios que se deben insertar en la red de los Sistemas de Control existentes deben ser diseñados y desarrollados con base en la recomendación IEC 61850, tener una alta disponibilidad, confiabilidad y seguridad.

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Los diferentes módulos o tarjetas que componen los equipos a suministrar deben ser del tipo extraíble, de manera que puedan ser retirados sin necesidad de intervenir los circuitos secundarios de los transformadores de corriente o desconectar los cables.

Para la marcación en tiempo real de los eventos, se debe tomar la señal de la unidad de referencia de tiempo procedente de los decodificadores GPS existentes para sincronizar directamente los equipos de control de modo tal que se garantice la precisión y resolución requeridas para el registro secuencial de eventos.

Se deberá garantizar que los equipos instalados para el sistema de control y su integración con los diferentes niveles del sistema de control de cada subestación, permitan que se lleven a cabo todas las funciones asignadas en cada uno de los niveles del sistema.

Los gabinetes de control, medida y protección serán suministrados de acuerdo con lo indicado en los planos que acompañan estas especificaciones. En caso que un gabinete con criterio de EMSA ESP no sea suficiente para ubicar los equipos de un sistema determinado, se suministrarán los gabinetes adicionales necesarios para ubicar el total de los equipos sin ningún costo extra para EMSA ESP.

7.3 Sistema de Control para la Ampliación de la Subestación Suria 115 kV

La subestación SURIA cuenta con un Sistema de Supervisión y Control apto para integración de Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED´s) mediante protocolo IEC 61850, con una arquitectura de control como se muestra en el plano CU-389-EMSA-SU-ES-103.

El alcance general para el sistema de control comprende, al menos:

a) Suministrar, montar, probar y poner en servicio los equipos necesarios para la nueva bahía de línea.

b) Suministrar, montar, probar y poner en servicio la unidad de Control de Bahía en la cual se agruparán todos los comandos, señalizaciones, medidas y alarmas con las siguientes características básicas:

 Tener suficiente dimensionamiento de entradas y salidas, con aprobación previa de EMSA ESP, sobre entrada de salidas digitales, salidas digitales, entradas de corriente y entradas de tensión.

 Display o IHM local incorporada para nivel 1 de operación, con al menos las siguientes características.

 Una interfaz de usuario local (IHM local) con display de LCD o similar, integrada al controlador de bahía, que incluya al menos las siguientes funciones:

 Mando y señalización de posición de los interruptores y de los seccionadores de la bahía supervisada.

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 Selección del modo de operación de la bahía con los modos REMOTO y LOCAL.

 Supervisión de las alarmas y eventos de la bahía supervisada.

Todas las borneras para la conexión de las señales de entrada y salida al controlador deberán ser del tipo seccionables.

c) Suministrar, montar, probar y poner en servicio los equipos de medida comercial tipo interior para las líneas hacia la subestación Puerto Lopez 115 kV.

d) Ampliar el gabinete existente de servicios auxiliares para la parte correspondiente a AC, con los equipos correspondientes para controlar los servicios AC de la bahía, y que agrupe los comandos, señalizaciones y alarmas asociados.

e) Ampliar el gabinete existente de servicios auxiliares para la parte correspondiente a CC, con los equipos correspondientes para controlar los servicios CC de la bahía, y que agrupe los comandos, señalizaciones y alarmas asociados.

f) Suministrar, montar, probar y poner en servicio un gabinete tipo exterior para ubicar en patio (MK), para la línea hacia la subestación Puerto Lopez 115 kV.

g) Suministrar, montar, probar y poner en servicio un (1) mímico discretos para operación en nivel 0 desde gabinete exterior (MK) mediante pulsadores y selectores, para el mando de tipo operativo directo sobre los equipos de patio (interruptores y seccionadores), previo cumplimiento de enclavamientos mínimos, mediante la utilización de una llave que habilite las posiciones REMOTO-DESCONECTADO-LOCAL en patio

h) Pruebas en fábrica de todos los equipos de control suministrados con el proyecto i) Efectuar la Ingeniería necesaria para el diseño y readecuación de la subestación

j) Integrar las Unidades de Control de Bahía instaladas a los equipos existentes de control y comunicaciones mediante la reprogramación del software existente y adición de todo el hardware necesario.

k) Diseño, suministro e instalación del cableado nuevo directamente desde el armario o kiosko nuevo del patio de la subestación hasta el gabinete en donde se ubicarán la unidad de Control de Bahía.

l) Suministro e instalación del cableado que se requiera con ocasión de la readecuación de la subestación existente, entre los equipos y gabinetes de patio y los equipos de control y supervisión en casa de control. En ningún caso se permitirán empalmes mediante gabinetes o borneras de paso para conexión entre los equipos de patio y los de control y supervisión en casa de control. En el caso de remplazo de cables existentes, se deben desconectar en ambos extremos los cables a remplazar.

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m) Efectuar todo el cableado y conexionado que sea necesario conforme con el diseño e ingeniería de detalle aprobado por EMSA ESP, desde las borneras de interconexión de los equipos nuevos de patio y existentes hasta gabinetes y equipos del sistema de control y supervisión.

n) Implementar nivel de control cero (0) en patio desde los gabinetes o kioskos MK.

o) El sistema de control de la nueva bahía de línea deberá ser probado después de realizar el cableado y las labores de interfaces necesarias para verificar su correcto funcionamiento.

p) Realizar la asistencia para las pruebas funcionales en sitio, para verificaciones de los sistemas de control y supervisión y auxiliares desde los orígenes.

q) Realizar la asistencia para las pruebas de puesta en servicio para verificaciones de los sistemas de control y supervisión y auxiliares desde los orígenes hasta los niveles de operación 0, 1, 2 y 3.

r) Ingeniería de fabricación que debe ser aprobada por EMSA ESP).

s) Suministrar todo el software requerido para la operación y mantenimiento de todos y cada uno de los componentes del sistema provisto con sus respectivas licencias multiusuario.

Todos los trabajos deben realizarse buscando la minimización de pérdida de supervisión y control de la subestación.

En resumen, el contratista deberá desarrollar todas las labores necesarias para garantizar que el sistema permita la supervisión y control de la totalidad de los niveles de tensión y auxiliares de la subestación desatendida.

El contratista se obliga a ajustar su programa de trabajo de acuerdo con la programación que EMSA ESP apruebe.

7.4 Sistema de Control para la Ampliación de la Subestación Puerto Lopez 115 kV

La subestación PUERTO LOPEZ cuenta con un Sistema de Supervisión y Control apto para integración de Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED´s) mediante protocolo IEC 61850, con una arquitectura de control como se muestra en el plano CU-389-EMSA-PL-ES-103.

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c) Suministrar, montar, probar y poner en servicio los equipos de medida comercial tipo interior para las líneas hacia las subestaciones Suria, Puerto Lopez y Puerto Gaitán 115 kV.

e) Ampliar el gabinete existente de servicios auxiliares para la parte correspondiente a CC, con los equipos correspondientes para controlar los servicios CC de las bahías, y que agrupe los comandos, señalizaciones y alarmas asociados.

f) Suministrar, montar, probar y poner en servicio un gabinete tipo exterior para ubicar en patio (MK), para la línea hacia las subestaciones Suria, Puerto Lopez y Puerto Gaitan 115 kV.

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l) Suministro e instalación del cableado que se requiera con ocasión de la readecuación de la subestación existente, entre los equipos y gabinetes de patio y los equipos de control y supervisión en casa de control. En ningún caso se permitirán empalmes mediante gabinetes o borneras de paso para conexión entre los equipos de patio y los de control y supervisión en casa de control. En el caso de remplazo de cables existentes, se deben desconectar en ambos extremos los cables a remplazar.

o) El sistema de control de las bahías de línea reubicadas deberá ser probado después de realizar el cableado y las labores de interfaces necesarias para verificar su correcto funcionamiento.

p) Realizar la asistencia para las pruebas funcionales en sitio, para verificaciones de los sistemas de control y supervisión y auxiliares desde los orígenes.

q) Realizar la asistencia para las pruebas de puesta en servicio para verificaciones de los sistemas de control y supervisión y auxiliares desde los orígenes hasta los niveles de operación 0, 1, 2 y 3.

r) Ingeniería de fabricación que debe ser aprobada por EMSA ESP.

Los trabajos deben realizarse buscando la minimización de la pérdida de supervisión y control de la subestación.

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7.5 Sistema de Control para la Ampliación de la Subestación Puerto Gaitan 115 kV

La subestación PUERTO GAITAN cuenta con un Sistema de Supervisión y Control apto para integración de Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED´s) mediante protocolo IEC 61850, con una arquitectura de control como se muestra en el plano CU-389-EMSA-PG-ES-103.

c) Suministrar, montar, probar y poner en servicio los equipos de medida comercial tipo interior para las líneas hacia la subestación Puerto Lopez 115 kV.

e) Ampliar el gabinete existente de servicios auxiliares para la parte correspondiente a CC, con los equipos correspondientes para controlar los servicios CC de la bahía, y que agrupe los comandos, señalizaciones y alarmas asociados.

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f) Suministrar, montar, probar y poner en servicio un gabinete tipo exterior para ubicar en patio (MK), para la línea hacia la subestación Puerto Lopez 115 kV.

l) Suministro e instalación del cableado que se requiera con ocasión de la readecuación de la subestación existente, entre los equipos y gabinetes de patio y los equipos de control y supervisión en casa de control. En ningún caso se permitirán empalmes mediante gabinetes o borneras de paso para conexión entre los equipos de patio y los de control y supervisión en casa de control. En el caso de remplazo de cables existentes, se deben desconectar en ambos extremos los cables a remplazar y retirar completamente los mismos de los ductos y canaletas en donde se encuentren.

o) El sistema de control de la nueva bahía de línea deberá ser probado después de realizar el cableado y las labores de interfaces necesarias para verificar su correcto funcionamiento.

p) Realizar la asistencia las pruebas funcionales en sitio, para verificaciones de los sistemas de control y supervisión y auxiliares desde los orígenes.

q) Realizar la asistencia las pruebas de puesta en servicio para verificaciones de los sistemas de control y supervisión y auxiliares desde los orígenes hasta los niveles de operación 0, 1, 2 y 3.

r) Ingeniería de fabricación que debe ser aprobado por EMSA ESP.

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Los trabajos deben realizarse buscando la minimización de la pérdida de supervisión y control de la subestación.

8 ENCLAVAMIENTOS

Para el diseño detallado de enclavamientos del equipo de maniobra de 115 kV se deberán tener en cuenta las siguientes premisas.

8.1 Enclavamientos Subestación Suria 115 kV

Las operaciones de cierre o de apertura se pueden hacer desde LOCAL (en patio- Nivel 0) o desde el cuarto de control en la subestación (tablero de control – Nivel 1) o desde el computador en el escritorio( Nivel 2) de cuarto de control de la subestación o desde el Centro de Control Remoto ( Nivel 3).

La subestación, inicialmente, operará bajo el esquema de Barra Sencilla, pero en un futuro se convertirá en Doble Barra,- Interruptor de acople y By-pass, de tal manera que en los diseños a cargo del Contratista, se deben hacer las previsiones para el desarrollo futuro de la subestación en cuanto al Módulo de ampliación hacia la Subestación Puerto Lopez.

Ver Diagrama Unifilar General

8.1.1 Módulo Línea a Puerto Lopez Barra Sencilla 115 kV

1.0 Operación de Cierre de –S1

Se requieren las siguientes condiciones

1) Que –ST1 esté abierto y que el Interruptor –Q1 esté abierto

2.0 Operación de Apertura de –S1 1) Que el interruptor –Q1 esté abierto

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3.0 Operación de Cierre de –ST1

1) Que –S1 esté abierto y que TP1 esté desenergizado en las tres fases

4.0 Operación de Apertura de –ST1 1) No hay ninguna restricción

5.0 Operación de Cierre de –S2 1) Que el Interruptor –Q1 esté abierto

9.0 Operación de Cierre de –Q1

1) Que los seccionadores –S1 y –S2 estén cerrados simultáneamente y que tenga permiso del relé 25 de módulo y que las protecciones del módulo estén limpias y que el relé 87B esté limpio OR

2) Que los seccionadores –S1 y –S2 estén abiertos simultáneamente

10.0 Operación de Apertura de –Q1

No hay restricciones para la operación manual ni por acción de las protecciones.

8.2 Enclavamientos Subestación Puerto Lopez 115 kV

Las operaciones de cierre o de apertura se pueden hacer desde LOCAL (en patio- Nivel 0) o desde el cuarto de control en la subestación (tablero de control – Nivel 1) o desde el computador en el escritorio( Nivel 2) de cuarto de control de la subestación o desde el Centro de Control Remoto ( Nivel 3)

La subestación, inicialmente, operará bajo el esquema de Barra Sencilla, pero en un futuro se convertirá en barra principal y de Transferencia, de tal manera que en los diseños a cargo del Contratista, se deben hacer las previsiones para el desarrollo futuro de la subestación en cuanto a los Modulo de ampliación hacia la Subestación Suria y Puerto Gaitán.

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8.2.1 Módulo Línea a Suria 115 kV Barra Sencilla

1)Que –S1 esté abierto y que TP1 esté desenergizado en las tres fases

4.0 Operación de Apertura de –ST1 1)No hay ninguna restricción

2) Que los seccionadores –S1 y –S2 estén abiertos simultáneamente 10.0 Operación de Apertura de –Q1

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8.2.2 Módulo Línea a Puerto Gaitán 115 kV

1)Que –S3 esté abierto y que TP2 esté desenergizado en las tres fases

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No hay restricciones para la operación manual ni por acción de las protecciones

8.3 Enclavamientos Subestación Puerto Gaitán

Las operaciones de cierre o de apertura se pueden hacer desde LOCAL ( en patio- Nivel 0 ) o desde el cuarto de control en la subestación ( tablero de control – Nivel 1) o desde el computador en el escritorio( Nivel 2) de cuarto de control de la subestación o desde el Centro de Control Remoto ( Nivel 3)

La subestación, inicialmente, operará bajo el esquema de Doble Barra, pero en un futuro se convertirá en Doble Barra con Interruptor, Interruptor de acople Transfere Seccionador By- Pass, de tal manera que en los diseños a cargo del Contratista, se deben hacer las previsiones para el desarrollo futuro de la subestación en cuanto a los Módulo de ampliación hacia la Subestación Puerto Lopez

8.3.1 Módulo Línea Puerto Gaitán Doble Barra principal 115 kV

1)Que –S1 esté abierto y que TP1 esté desenergizado en todas las fases

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6.0 Operación de Apertura de –S2 1) Que el interruptor –Q1 esté abierto 9.0 Operación de Cierre de –Q1

No hay restricciones para la operación manual ni por acción de las protecciones

9 EQUIPO DE MEDIDA 9.1 Normas

Los medidores de energía que se suministrarán deben cumplir las prescripciones de la última edición de las siguientes normas:

a) IEC 60297: “Dimensions of mechanical structures of the 482.6 mm (19 in) series”

b) IEC 61000-4-7: “Electromagnetic compatibility (EMC) – Testing and measurement techniques - General guide on harmonics and interharmonics measurements and instrumentation, for power supply systems and equipment connected thereto”, en la Clase de precisión I.

c) IEC 61000 - 4-15: “Electromagnetic compatibility (EMC) – Testing and measurement techniques - Section 15 Flickermeter - Functional and design specifications”

d) IEC 61000-4-30: “Electromagnetic compatibility (EMC) – Testing and measurement techniques - Power quality measurement methods” en la Clase A

e) IEC 62052-11: “Electricity metering equipment (a.c.) – General requirements, tests and test conditions – Part 11: Metering equipment”

f) IEC 62053-22: “Electricity metering equipment (a.c.) - Particular Requirements - Part 22:

Static meters for active energy (classes 0,2 S and 0,5 S)”

g) IEC 62056-21: “Electricity metering - Data exchange for meter reading, tariff and load control - Part 21: Direct local data exchange”

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h) Publicación IEC 60870-5-102: “Telecontrol equipment and systems - Part 5:

Transmission protocols - Section 102: Companion standard for the transmission of integrated totals in electric power systems”

i) Publicación ANSI C12.16: “Solid state electricity meters”

j) Publicación ANSI/IEEE C62.41: “Recommended Practice on Surge Voltages in Low - Voltage AC Power Circuits”

9.2 Requisitos Técnicos para los Medidores de Energía

Los requisitos técnicos para los medidores de energía que se suministrarán se listan a continuación:

 Deberán ser unidades de medida digitales multifuncionales programables, basadas en microprocesadores, para uso interior, según la norma IEC 62053-22.

 Tener la capacidad de medición y registro de las variables eléctricas por fase y trifásicas de energía activa (MWh), energía reactiva (Mvarh), potencia activa (MW), potencia reactiva (Mvar), demanda máxima y mínima de potencia activa y reactiva, corriente (A), tensión (V), factor de potencia y frecuencia dentro de la clase de precisión especificada.

El período para los cálculos de las demandas deberá poder ser programable e independiente de los intervalos de registro de las demás medidas.

 Efectuar la medición, procesamiento y registro de las variables de calidad de la energía (Power quality) de acuerdo con lo definido en la norma IEC 61000-4-30, para instrumentos de Clase A.

 Efectuar la medición, procesamiento y registro de armónicos en la red de acuerdo con lo definido en la norma IEC 61000-4-7, para instrumentos de Clase de precisión I.

 Efectuar la medición, procesamiento y registro de parpadeo (“flicker”) en la red de acuerdo con lo definido en la norma IEC 61000-4-15.

 Certificación KEMA para el modelo y tipo del medidor de energía para uso como medidor para facturación y/o transferencias de energía.

 Tener borneras de prueba que permitan desconectar las entradas de provenientes de los transformadores de medida y conectar un equipo de inyección secundaria de manera fácil y segura. Las borneras deberán incluir mecanismos que permitan cortocircuitar fácilmente y con seguridad los secundarios de los transformadores de corriente.

 Incluir todos los accesorios necesarios para ser instalados en bastidores estándar de 19 pulgadas según la norma IEC 60297.

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 Ser de tipo extraíbles; debe ser posible extraerlos sin que se abran los circuitos secundarios de los transformadores de corriente y sin que sea necesario descablear las borneras de la base.

 Tener capacidad de almacenamiento en memoria no volátil de toda la programación y los registros de todas las medidas adquiridas y procesadas, que permita como mínimo almacenar al menos 30 días continuos de información de los datos registrados en los canales de información, con los intervalos de adquisición y registro definidos en la norma IEC 61000-4-30 para instrumentos de Clase A.

 Disponer de LEDs de salida para propósitos de prueba y verificación de la precisión, ubicados en el frente del medidor, de acuerdo con las cláusulas 5.11.1 y 5.11.2 de la norma IEC 62052-11.

 Disponer de contactos de salida de emisión de impulsos libres de potencial, para propósitos de prueba y verificación de la precisión.

 Tener un panel frontal que permita la selección y visualización de las todas variables de medida, así como la visualización y modificación de los parámetros de ajuste del medidor. En este panel se debe mostrar la información de todas las medidas adquiridas, calculadas y registradas además de tendencias, identificando claramente el parámetro medido, e indicando la dirección de flujo para las medidas de energía activa y reactiva.

 Desde este panel frontal, y a través del software de comunicación y programación, se debe poder ajustar como mínimo los siguientes parámetros:

a) Constante de los pulsos de los LEDs de salida y de los contactos de salida b) Identificación del medidor

c) Secuencia de indicación de las variables medidas d) Constantes del medidor

e) Localización de los puntos decimales f) Reposición de la demanda

g) Claves de acceso de seguridad

 Tener funciones de monitoreo que inhiban los circuitos de medida en el caso de que la tensión auxiliar caiga a un nivel en donde no se garantice la operación del contador en los límites de precisión declarados.

 Contar con los medios para señalización externa de fallas.

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 No deben operar con carga nula.

 Contar con un reloj de tiempo real basado en un oscilador interno de cuarzo de alta precisión y estabilidad, cuya base de tiempo sea independiente de la frecuencia de la red. El medidor deberá disponer de un puerto para la sincronización externa de la hora a partir de un reloj GPS.

 Tener en la parte frontal un puerto de transmisión de datos con interfaz óptico con protocolo IEC 62056-21 para la conexión de un terminal de lectura de datos local.

 Deberá disponer de un puerto local para la conexión de un computador para configuración y parametrización del medidor.

9.3 Requisitos Técnicos para los Medidores de la Calidad de la Potencia

Para efectos de la medición de la calidad de la potencia, los mencionados equipos deberán reunir las condiciones técnicas que permitan cumplir al menos las siguientes características y funciones:

 Medir el indicador THDV en el barraje, de acuerdo con el Estándar IEEE 519 (1992).

 Medir la relación entre el voltaje de secuencia negativa y el voltaje de secuencia positiva (V(2) / V(1)) en el barraje, con desempeño Clase A.

 Medir hundimientos y picos, de acuerdo con el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02) con desempeño Clase A.

 Medir la continuidad del servicio (frecuencia y duración de interrupciones superiores a un minuto).

 Medir la desviación estacionaria de la tensión r.m.s (duración superior a 1 minuto) por debajo o por encima de la permitida en el numeral 6.2.1 del Anexo 1 de la resolución CREG 024-2005 y 016-2007.

 Medir el indicador PST, de acuerdo con el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02), o al menos permitir descargar, en medio magnético, información digital de la forma de onda del voltaje, para ser procesada en otra parte del sistema, como se establece en el Artículo 5, con una velocidad de muestreo mínima de 1024 muestras por segundo.