Tableros de control, protección y medida para subestación 115 kV

ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P.
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE TABLEROS DE CONTROL,
PROTECCION Y MEDIDA
MARZO DE 2017

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TABLA DE CONTENIDO
1 OBJETO ............................................................................................................... 3
2 NORMAS.............................................................................................................. 3
3 CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS ............................................................. 3
3.2 Tableros................................................................................................................ 3
3.3 Cableado .............................................................................................................. 4
3.4 Borneras ............................................................................................................... 4
3.5 Resistencia De Calefacción .................................................................................. 4
3.6 Acabado................................................................................................................ 4
3.7 Placas de Identificación ........................................................................................ 4
3.8 Iluminación y Tomas ............................................................................................. 5
4 UNIDADES DE PROTECCIÓN............................................................................. 5
4.2 Características Generales..................................................................................... 5
4.3 Diferencial barras (87B) ........................................................................................ 6
4.4 FUNCION FALLA INTERRUPTOR (50BF) ........................................................... 6
4.5 funcion de control.................................................................................................. 6
4.6 funciones del contralador de bahia........................................................................ 7
4.7 sistema de gestion de reles................................................................................... 8
4.8 caracteristicas técnicas y constructivas generales de equipos de control, protección,
medida y supervision. ........................................................................................................ 8
4.9 FUNCIÓN DE SUPERVISIÓN DE CIRCUITO DE DISPARO.............................. 10
4.10 rele de disparo y bloqueo (86)............................................................................. 10
4.11 Interfaz de comunicaciones................................................................................. 11
4.12 PROTOCOLO DE COMUNICACIONES. ............................................................ 12
4.13 SWITCH DE COMUNICACIONES...................................................................... 12
4.14 Pruebas de aceptación en fabrica - FAT ............................................................. 14
4.15 Unidades Auxiliares ............................................................................................ 15
4.16 Indicadores de Operación ................................................................................... 15
4.17 Tensión de Operación......................................................................................... 15
4.18 Rango de Ajuste ................................................................................................. 15
5 ALCANCE DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDIDA............... 15
5.2 NORMAS PARA LAS PROTECCIONES............................................................. 16
5.3 Sistema de Control para la Ampliación de la Subestación .................................. 17
6 SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCION........................................................ 19
6.1 PROTECCION DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR .................................... 19
6.2 PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DE TRANSFORMADOR LADO 115kV20
6.3 PROTECCION POR FALLA INTERRUPTOR ..................................................... 21
6.4 RELE DE SUPERVION DEL CIRCUITO DE DISPARO...................................... 21
6.5 RELE DE DISPARO Y BLOQUEO...................................................................... 21
6.6 CONTROLADOR DE CAMPO Y SERVICIOS AUXILIARES............................... 22
6.7 SWITCH DE LA RED DE DATOS....................................................................... 22
6.8 TABLEROS DE CONTROL Y PROTECCION..................................................... 23

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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 el módulo de transformador de 115 kV.
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
3.2 Tablero
El tablero de control, protección debe ser compacto y contener todos los relés e instrumentos de
medición y control especificados en los diagramas unifilares.
El tablero y gabinete 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.

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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 puerta con ventana firme de vidrio.
3.3 Cableado
El 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 10 AWG.
Para el cableado desde el tablero hasta el gabinete de patio se deben cablear los servicios
auxiliares para el transformador en AC y DC. Señales de alarmas, disparos, cambiador de TAP,
alimentación ventiladores, gabinete cambiador de TAP.
3.4 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.
3.5 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, swiches de control principal, y lámparas para indicar resistencias de
calefacción en servicio.
3.6 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.
3.7 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

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3.8 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
4.2 Características Generales
Para el esquema de control, medición, mando y protección de un módulo de transformación
13.7 MVA 115/34.5 kV debe suministrarse como mínimo los siguientes equipos: los reles de
protección deben ser de la misma marca a los existente en la subestación, esto con el fin de
facilidad en la integración y del mantenimiento. El firmware de los reles y la versión del software
deben ser iguales a los ya instalados en la subestación.
• Un (1), gabinete para interior a ser instalado en el edificio de control.
• Una (1), protección principal tipo IED con una interfaz hombre-máquina con diagrama
mímico y display LCD para representación de diagrama unifilar de campo, que incluya las
siguientes funciones: función diferencial para transformador tridevanado del tipo
porcentual (87T); función de sobre corriente de fases y neutro, instantáneo, temporizado
y de tiempo definido (50/50N; 51/51N), función de sobretensión temporizada (59); función
de baja tensión temporizada para enclavamientos (27); función de sobrecarga (49),
función de sobre excitación (24), esta protección deberá tener la posibilidad de recibir
sensores de temperatura de los diferentes devanados del transformador de potencia,
función de monitoreo y registro de fallas. Este relé de protección deberá tener como
mínimo 20 entradas digitales, 24 salida digitales para señalización y disparo.
• Una (1), protección de respaldo tipo IED con una interfaz hombre-máquina con diagrama
mímico y display LCD para representación de diagrama unifilar de campo, para el lado de
alta tensión que incluya las siguientes funciones: función de sobre corriente de fases y
neutro, instantáneo, temporizado y de tiempo definido (50/50N; 51/51N); función de
sobretensión temporizada (59); función de baja tensión temporizada para enclavamientos
(27); funciones de monitoreo y registro de fallas. Este relé de protección deberá tener
como mínimo 10 entradas digitales, 5 salida digitales para señalización y disparo.
• Una (1), unidad digital de control y supervisión del modulo de trasformación con una
interfaz hombre-máquina con diagrama mímico en display LCD para representación de
diagrama unifilar de campo donde se indique permanentemente la posición del
interruptor, los seccionadores y la cuchilla de tierra, valores análogos, mensajes de
alarma, entre otros. La unidad de control digital deberá tener como mínimo 65 entradas
digitales y 45 salidas digitales para señalización y mandos.
Todos los relés deben quedar mínimo con el 5 % de disponibilidad de entradas y salidas del
relé.
• Bloques de prueba asociados a cada una de las protecciones.
• Relés de disparo y bloqueo (86)
• Relés de supervisión circuito de disparo de cada bobina del interruptor (74)
• Un mímico para operación de respaldo de la unidad de bahía de campo con los
siguientes componentes:
- Un conmutador Local/Remoto para habilitar el mando desde la IHM o desde los
modos de operación desde la sala de control.

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- Indicador inductivo de la posición del interruptor de potencia.
- Conmutador de mando para interruptor automático.
- Un conjunto de elementos de mosaico para representar el campo.
• Relés auxiliares.
• Interruptores miniatura con contacto auxiliar de indicación de disparo y posición.
• Borneras de conexión.
• Borneras con desconexión para pruebas, para cada circuito de tensión y de corriente.
• Borneras con cuchilla de desconexión para las polaridades y servicios auxiliares.
4.3 DIFERENCIAL BARRAS (87B)
Esta protección no hace parte del suministro, el oferente debe cablear las corrientes y las
posiciones de equipos desde el tablero a suministrar hasta el tablero de la diferencial de barras
existente E00+R00.
El oferente debe probar el correcto funcionamiento de la diferencial de barras, realizando
inyecciones secundarias.
El oferente debe realizar el balanceo de la diferencial.
4.4 FUNCION FALLA INTERRUPTOR (50BF)
El oferente debe realizar la implementación de la función 50 BF con la misma filosofía de la
subestación, incluye programación, suministro de los equipos, ingeniería de detalle, e
implementación y pruebas de la función.
La protección de falla interruptor debe trabajar en asocio con la protección de barras en el
sentido que el disparo de los interruptores adyacentes se debe realizar por medio de las
funciones de disparo generadas dentro de la protección diferencial.
La protección contra falla del interruptor debe tener las siguientes etapas:
Etapa 1: Si falla la apertura del interruptor dentro de un tiempo t1, debe energizarse el relé de
disparo y bloqueo asociado al interruptor en falla.
Etapa 2: Si la etapa 1 no tiene éxito en un tiempo t2, debe enviarse orden de disparo a los
interruptores asociados y a la vez enviar disparo transferido al extremo remoto.
Se debe implementar que la bahía fallada arranque la función 50 BF.
4.5 FUNCION DE CONTROL
Los equipos recibirán información, por medio de entradas digitales, sobre el estado y la posición
de los equipos de potencia asociados a la bahía en que se encuentra instalada la protección.
Así mismo, podrán recibir indicaciones de alarmas de operación de otros dispositivos de
protección.
Se requiere en general que los siguientes mandos se puedan llevar a cabo desde el panel
frontal de la protección, por lo que se tendrán las previsiones necesarias para que dentro de la

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protección estén incluidas las entradas y salidas digitales con la capacidad de corriente y tipo de
contacto adecuado, adaptables a la programación de lógica de operación seleccionada por el
usuario:
• Apertura y cierre de interruptores.
• Apertura y cierre de seccionadores.
• Selección modo de operación Local – Remoto.
• Habilitación deslastre por sobre/baja tensión o por baja frecuencia (donde sea aplicable).
• Reposición relé 86.
• Subir y bajar cambiador de tomas.
Todas las operaciones de control, mando e interrogación sobre información de las protecciones
se realizarán por medio de teclas de función ó botones pulsadores dispuestos en la parte frontal
del equipo multifunción.
En general, la pantalla de indicación de la protección sea del tipo de interfaz gráfica, en la cual
se encuentre representado el diagrama unifilar del módulo asociado a la protección. Los
botones utilizados para mando, así como los LEDs empleados para indicaciones o alarmas se
podrán rotular específicamente, de acuerdo con lo programado por el usuario.
Los botones utilizados para maniobras del interruptor y los LEDs de indicación de posición del
interruptor estarán disponibles en todo momento, independientemente del estado de la
protección.
4.6 FUNCIONES DEL CONTRALADOR DE BAHIA
El controlador de bahía será el encargado de realizar todas las funciones de control, supervisión
y monitoreo de los equipos asociadas con la bahía respectiva; en él se deberá contar como
mínimo con las siguientes funciones:
a) Procesamiento de señales
b) Reprocesamiento de datos de medida
• Registro de tiempo
• Cálculo de valores eficaces
• Cálculo de cantidades medidas deducidas, como potencia activa y reactiva.
• Verificación de límites.
• Concentración de datos de medida.
• Procesamiento de la medición de energía activa y reactiva, si es aplicable.
c) Funciones de control y monitoreo
• Control y monitoreo
• Enclavamientos de operación
• Secuencias automáticas
• Supervisión de las secuencias de maniobra
• Adquisición de datos y asignación de comandos
• Selección del modo de operación

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• IHM local
• Mímico
• Marcación de eventos y alarmas
• Comunicación con la red de campo
• Auto chequeo y auto diagnóstico
• Sincronización de la hora
4.7 SISTEMA DE GESTION DE RELES
Para la gestión de los relés, el PROVEEDOR debe proveer las licencias necesarias, para poder
realizar ya sea localmente o remotamente las funciones de: supervisión del funcionamiento de
los relés, parametrización de los relés, adquisición de eventos, gestión de la red para
reconfiguraciones, adiciones y eliminación de relés; y oscilografía.
La gestión local o remota de los relés de protección se realizara desde computadoras
personales estándares en las cuales se instalará el software de gestión que debe ser
suministrado por el PROVEEDOR. El oferente debe suministrar un PC portátil para la gestión de
reles de protección, el costo de dicho PC debe estar incluido en el costo del tablero de
protecciones.
4.8 CARACTERISTICAS TÉCNICAS Y CONSTRUCTIVAS GENERALES DE
EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN, SUPERVISION.
Los equipos de control, protección, medida y supervisión estarán diseñados de forma modular
compuestos de elementos con funciones concretas y definidas, agrupados entre ellos de forma
adecuada para conseguir la funcionalidad deseada. Los equipos de control, protección y medida
serán adecuados para su operación bajo las condiciones eléctricas y del medio ambiente
presente en la sala de control y/o en el patio de la subestación.
Los módulos de entradas y salidas digitales manejarán directamente las tensiones y corrientes
de las señales provenientes de los equipos de patio de alta y media tensión, transformador de
potencia y servicios auxiliares, sin que se requiera usar opto-acopladores ó relés de
interposición para aislamiento.
Las protecciones deben tener conexión por la parte posterior y ser apropiadas para montaje
empotrados en la tapa frontal del tablero o en un puerta tipo rack. Si las protecciones son
modulares, los diferentes módulos o tarjetas deben ser del tipo extraíble, que puedan ser
retirados sin necesidad de cortocircuitar el secundario de los transformadores de corriente o
desconectar los cables, externamente.
Los relés de protección deben incorporar o tener externamente bloques de prueba que permitan
aislar completamente los equipos de los transformadores de medida, de los circuitos de disparo,
polaridades y del arranque de la protección por falla de interruptor.

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El PROVEEDOR debe suministrar todos los módulos, tarjetas y elementos que sean necesarios
para las labores de búsqueda de fallas y pruebas paramétricas de los relés de protección.
Los transformadores auxiliares necesarios para ajustar corrientes o tensiones en magnitud o
ángulo de fase, así como rectificadores que se requieran, deben ser suministrados como parte
integrante de los relés en conjuntos compactos. Los equipos que requieran rearmado, deben
tener rearmado local y además, se deben tomar previsiones para que dichos equipos puedan
ser rearmados desde el sistema de control y supervisión y/o de forma remota.
Todas las funciones de disparo e indicación deben ser dispuestas directamente con los
contactos de los relés ó a través de relés auxiliares rápidos (menor que 10 ms). Las señales de
tele-disparo deben ser directas. Los relés de protección deberán tener puerto frontal adicional
para conexión de un computador de programación.
Las protecciones principales de los campos de línea deben tener funciones activas de oscilo-
perturbografía con capacidad de almacenar al menos los tres últimos eventos y las demás
protecciones deben poseer un sistema de reporte de eventos.
Los dispositivos de protección serán de diseño moderno, de última tecnología, numéricos
multifunción, ajustables, del tipo IEDs, capaces de auto-diagnosticar su funcionamiento y estado
de falla. El sistema de auto-diagnóstico monitoreará continuamente, tanto el estado de los
componentes internos del relé, así como la operación del software del mismo. Los equipos de
protección cumplirán con la última edición de la Norma IEC 60255: "Electrical Relays", así:
• Descarga electrostática: Nivel 3, 8 kV
• Campo electromagnético radiado: Nivel 3, 10 V/m
• Aislamiento: Clase III.
• Perturbación oscilatoria amortiguada 1 MHz: Clase III
Con el fin de garantizar el correcto desempeño de los equipos de control, medida y protección,
EL PROVEEDOR será responsable de la selección de componentes de primera calidad, de tal
forma que los diferentes sistemas cumplan con los requisitos funcionales y de medio ambiente
especificados, con un margen suficiente para proveer una óptima operación durante toda la vida
útil de los equipos.
EL PROVEEDOR garantizará la disponibilidad de partes de repuesto para los diversos equipos,
durante un lapso de diez (10) años, a partir de la fecha de suministro de los sistemas de
protección.
Los relés de protección y controladores de bahía deben tener las siguientes características
técnicas constructivas principalmente:
• Auto-supervisión
• Tensión de alimentación
• Placa de características
• Indicadores de operación
• Condiciones ambientales
• Forma de montaje y protección IP
• Puesta a tierra
• Resistencia mecánica
• Conectividad
• Interfaces de comunicación

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• Protocolos de comunicación
• Entradas digitales
• Salidas digitales
• Entradas analógicas
• Grupos de ajuste
• Funciones de control
• Registro de eventos
• Accesorios
• Software para ajustes y análisis
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.
4.9 FUNCIÓN DE SUPERVISIÓN DE CIRCUITO DE DISPARO
Esta función debe ser realizada por un equipo diferente a los relés de protección y a la unidad
de bahía con un relé independiente para cada bobina del 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.
4.10 RELE DE DISPARO Y BLOQUEO (86)
Los relés de disparo maestro (y bloqueo) deben ser de reposición manual y eléctrica, de bajo
consumo, alta velocidad y con indicador de operación. Los contactos deben ser aptos para dar
orden de disparo a los interruptores.
El relé de disparo maestro debe tener al menos la siguiente señalización:

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a. Para el sistema de control coordinado mediante contactos libres de tensión:
• Disparo
• Reposición manual y eléctrica
• Debe tener los contactos suficientes para su función, en caso de repetir señales se debe
garantizar la funcionalidad y la correcta señalización.
4.11 INTERFAZ DE COMUNICACIONES
El diseño y suministro de las interfaces de comunicación será de tipo normalizado, de tal forma
que permita la integración de los equipos ofrecidos, con equipos de otros fabricantes.
Los equipos deben poseer al menos tres (3) puertos de comunicación: uno frontal para
comunicación local vía PC el cual se utilizará con el protocolo propio del fabricante y servirá
para la configuración, ajuste, autodiagnóstico, monitoreo, recuperación de registros
oscilográficos y de eventos y verificación de cualquier función de la protección todo mediante
software del fabricante instalado en un PC; en la parte posterior dos puertos con el protocolo de
comunicación IEC 61850 que servirán para ejecutar las mismas funciones que el puerto frontal
y se utilizará para integrar el relé al sistema de supervisión y control, y para la gestión de
protecciones.
El intercambio de información con los relés de protección y controladores de bahía (indicaciones
de operación, programación del relé y acceso a la información almacenada en su memoria) se
podrá hacer independientemente para los niveles siguientes:
• De manera local, a través de los indicadores de alarma de la protección. Estos
indicadores serán del tipo LED, configurables por el Usuario.
• De manera local a través de una Interfaz Hombre- Máquina (IHM), mediante un
despliegue digital en el frente de cada relé de protección. Este despliegue digital será
una pantalla gráfica de tipo LCD con facilidades de iluminación, apta para lectura fácil
aun cuando las condiciones de iluminación no sean las mejores y en la cual se puedan
visualizar informaciones acerca de los procesos e indicaciones del equipo en forma de
texto, en diversos listados.
• Para comunicación con la protección se dispondrá de un teclado de tipo numérico y
teclas de función de navegación para los diferentes despliegues.
• De manera local, mediante un computador portátil para conectarse a un puerto ubicado
en el frente de cada relé, utilizando el software de usuario que se suministrará con el
equipo.
• Este puerto estará situado en la parte frontal de la protección preferiblemente, será de
tipo RS 232 no aislado.
• De manera remota, por medio de la conformación de una red mediante dos puertos
ópticos para conexión en doble anillo redundante en protocolo IEC-61850 y con fibra
óptica multimodo, para comunicación con el centro de control y para la IHM.
• Adicionalmente, las protecciones tendrán provisiones para un puerto de sincronización
de tiempo. Este puerto aceptará señales de sincronización de tiempo en formato IRIG-B
o en formato DCF77.
Los equipos de protección y control tendrán las facilidades indicadas anteriormente y los
puertos de comunicación solicitados para conectarse en red con un sistema de control y
supervisión y de gestión para monitoreo, control y ajuste remoto, con los dispositivos y
convertidores requeridos para la correcta comunicación entre los diferentes equipos.

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4.12 PROTOCOLO DE COMUNICACIONES.
Con el fin de garantizar la operación confiable de los esquemas de control, medida y protección
y asegurar la correcta comunicación con las protecciones, se utilizarán protocolos de
comunicación de tipo abierto.
El tráfico de datos utilizado con el programa empleado para el acceso a las protecciones
utilizará un protocolo seguro basado en las Normas IEC, para asegurar que cada protección
tenga una única dirección para propósitos de acceso. Se deberá asegurar un alto nivel de
integridad de los datos enviados o recibidos por medio de telegramas, e implementar las
funciones de seguridad requeridas para prevenir accesos no autorizados a la red de
comunicaciones.
Las unidades de protección tendrán facilidades para integrarse fácilmente en sistemas de
control de subestaciones por medio de interfaces de comunicación serial. Adicionalmente,
deberán integrarse sin dificultad en sistemas de control de otro fabricante por medio de
protocolos normalizados.
El protocolo de comunicación requerido para las protecciones y controladores de bahía a ser
suministradas será IEC 61850 y se deberá incluir todos los nodos lógicos requeridos para la
aplicación y para configuración de aplicaciones de tipo de GOOSE y GSSE.
Los medidores de energía, multifuncionales y calidad de energía deben tener protocolos de
comunicación que permitan la integración de estos equipos en las redes de contadores,
medidores y calidad de energía.
4.13 SWITCH DE COMUNICACIONES
El equipo de comunicación debe ser Industrial, administrable y para subestaciones eléctricas. El switch
debe ser ruggedcon Para facilidad de integración y mantenimiento, ya que la red entre tableros de la
subestación es de dicha marca.
Diseñado para funcionar de manera confiable en condiciones ambientales exigentes. Humedad del 95%
en el medio ambiente. Alta inmunidad a la interferencia electromagnética (EMI) y a las altas sobre
corrientes eléctricas, típicas de las subestaciones eléctricas. Que cumpla en el rango de estándares
industriales, tales como:
IEEE 1613 Utilidad en Subestaciones Eléctricas (electric utility substations)
IEC 61850-3 Utilidad en Subestaciones Eléctricas (electric utility substations)
IEC 61800-3 (variable speed drive systems)
IEC 61000-6-2 (generic industrial)
NEMA TS-2 (traffic control equipment)
Amplio rango de temperatura de operación de -20°C a +85°C y aislamiento totalmente independiente por
puerto. Que permita implementar arquitecturas de red tolerantes a falla en anillo y malla mediante el
protocolo IEEE 802.1w Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP). Tiempos de recuperación de falla del
orden de menos de 50ms por switch. El equipo debe tener grado de protección IP40 y rangos de
alimentación en voltaje.

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SWITCH 90-140VDC
Debe tener diferentes modos de administración tales como:
Web-based graphical HTML
Telnet, VT100
Command Line Interface (CLI)
Remote Monitoring (RMON)
Debe cumplir con normativas tales como:
IEEE
802.3-10BaseT
802.3u-100BaseTX, 100BaseFX
802.3x-Flow Control
802.3z-1000BaseLX
802.3ab-1000BaseTX
802.3ad-Link Aggregation
802.1d-MAC Bridges
802.1d-Spanning Tree Protocol
802.1Q-VLAN Tagging
802.1w-Rapid Spanning Tree Protocol
802.1x-Port Based Network Access Control
IETF RFC
RFC768-UDP
RFC783-TFTP
RFC791-IP
RFC792-ICMP
RFC793-TCP
RFC826-ARP
RFC854-Telnet
RFC894-IP over Ethernet
RFC1112-IGMP v1
RFC1519-CIDR
RFC1541-DHCP (client)
RFC2030-SNTP
RFC2068-HTTP
RFC2236-IGMP v2
RFC2284-EAP

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RFC2475-Differentiated Services
RFC2865-RADIUS
RFC3414-SNMPv3-USM
RFC3415-SNMPv3-VACM
IETF SNMP MIBS
RFC1493-BRIDGE-MIB
RFC1907-SNMPv2-MIB
RFC2012-TCP-MIB
4.14 PRUEBAS DE ACEPTACIÓN EN FABRICA - FAT
Todos los equipos y accesorios que conforman el tablero deberán ser sometidos a pruebas
individuales establecidas en las especificaciones técnicas particulares de cada equipo y a
pruebas de conjunto funcionales. Estas pruebas deben ser realizadas siguiendo los
procedimientos de calidad establecidos por EL PROVEEDOR y siguiendo las normas
nacionales e internacionales aplicables.
Para los tableros de control, protección, medida, analizador de red y registro de eventos, EL
PROVEEDOR realizará en fábrica las siguientes pruebas:
• Inspección visual y dimensional del tablero, incluyendo color y adherencia de la pintura
• Inventario de elementos y equipos del tablero, de acuerdo con los planos y lista de
equipos
• Inspección al cableado y a las conexiones
• Comprobación de la comunicación remota y local con el equipo
• Inyecciones de corriente y tensión según funciones y esquemas de protección
• Comprobación de la parametrización de los relés de protección:
- Configuración de entradas y salidas
- Lógicas de operación y enclavamiento
- Ajustes de operación según estudio de coordinación de protecciones
• Verificación funcional de:
- Entradas análogas y digitales
- Lógicas de operación y enclavamiento
- Operación de las funciones de protección
- Salidas digitales, alarmas y señalización
• Comprobación de la parametrización de equipos de medida
• Verificación funcional de los equipos de medida
• Verificación de la filosofía de operación y lógicas de operación y enclavamiento de todos
equipos según la ingeniería básica y en particular los diagramas de principio
• Pruebas simuladas de todas las funciones de control, protección, medida, analizador de
red y registro de eventos relacionadas en las especificaciones técnicas particulares de
cada equipo y en la ingeniería básica
• Ensayo de aislamiento con una tensión de 2 kV durante 1 minuto según la Norma IEC
60255.

de 24
4.15 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.
4.16 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
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.
4.17 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.
4.18 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:
- Suministrar un gabinete de protecciones para el nuevo módulo de transformador bajo el
esquema de barra sencilla.
- Suministro de protección principal y protección respaldo para la bahía de transformador.
- Suministro de una unidad de bahía con displey tipo IHM que se pueda dar comandos
desde el mímico del unifilar.
- 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.

de 24
- 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.
- Pruebas en fábrica de todas las protecciones suministradas con el proyecto.
- Suministro instalación y puesta en servicio de todos los elementos asociados al tablero
de control y protección.
- Ingeniería e integración del tablero de control al sistema de control existente.
- Configurar las dos (2) IHM existentes en la subestación, con los despliegues de la nueva
bahía de transformador.
- Configurar en la RTU para enviar en el protocolo IEC-60870-5-104 las señales de la
nueva bahía al centro de control de EMSA.
- Configurar la RTU para recibir las señales de los nuevos relés en el protocolo IEC-
61850.
- Configurar la IED ATM-1703 en servicios auxiliares para la nueva bahía.
5.2 NORMAS PARA LAS PROTECCIONES
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”

de 24
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”
5.3 Sistema de Control para la Ampliación de la Subestación
La subestación CAMPO BONITO 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 anexo.
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 transformador.
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.
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 la bahía de transformador 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.

de 24
f) Suministrar, montar, probar y poner en servicio un gabinete tipo exterior para ubicar en patio
(MK), para la bahía de transformador 115 kV.
g) 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.
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.
o) El sistema de control de la nueva bahía de transformador 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.

de 24
El contratista se obliga a ajustar su programa de trabajo de acuerdo con la programación que
EMSA ESP apruebe.
6 SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCION
6.1 PROTECCION DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR
ÍTEM DESCRIPCIÓN UNIDAD REQUERIDO OFRECIDO
1 Fabricante DP
2 País DP
3 Referencia DP
4 Norma IEC 60255
5
Tensión auxiliar
a) Tensión asignada en corriente
continua
V 125
b) Margen de tensión para operación % 80-110
6
Circuito de corriente
a) Corriente asignada A 5
b) Carga a corriente nominal VA <= 1
7 Frecuencia asignada Hz 60
8 Auto monitoreo continuo Sí
9
Comunicación serial
a) Al Sistema de control IEC 61850
b) Al sistema de gestión Sí
10 Tecnología Numérica
11 Tiempo de operación máximo ms 30
12
Margen mínimo de ajuste del valor
de restricción a la operación (In)
% 10-40
13
Detección de secundario de
transformador de corriente abierto
Sí
14
Número mínimo de circuitos a ser
conectados
2
15
Cuarta entrada para corriente
residual o de neutro
Sí
16
Restricción de armónicos segundo y
quinto
Sí
17
Función de sobre corriente de
tiempo inverso incluida
SI
18 Margen de ajuste sobre corriente, In p.u. 0,05-2
19
Curvas IEC seleccionables
a) Tiempo definido Sí
b) Tiempo inverso Sí
c) Tiempo muy inverso Sí
d) Tiempo extremadamente inverso Sí

de 24
20
Cumplimiento con el sistema de
calidad
ISO 9001
6.2 PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DE TRANSFORMADOR LADO 115KV
1 Fabricante DP
2 País DP
3 Referencia DP
4 Norma IEC 60255
5
Tensión auxiliar
continua
V 125
b) Margen de tensión de operación % 80-110
6
c) Cuarta entrada para corriente
residual o de neutro
Sí
9
a) Al Sistema de control IEC 61850
11
Margen de ajuste – Rangos mínimos
a) Sobre corriente de fase etapa 1, In p.u. 0,05 - 2
b) Sobre corriente de fase etapa 2, In p.u. 0,05 - 10
c) Sobre corriente de tierra etapa 1, In p.u. 0,05 - 1
d) Sobre corriente de tierra etapa 2, In p.u. 0,05 - 2
e) Temporización tiempo definido
etapa 1 ó 2
s 0 - 60
f) Multiplicador de tiempo 0-1
12
Curvas IEC seleccionables
a) Tiempo definido Sí
b) Tiempo inverso Sí
c) Tiempo muy inverso Sí
d) Tiempo extremadamente inverso Sí
13
Registro de fallas Sí
a) Frecuencia de muestreo Hz >960
b) Número mínimo de eventos 3
14 Cumplimiento con el sistema de calidad ISO 9001

de 24
6.3 PROTECCION POR FALLA INTERRUPTOR
1 Fabricante DP
2 País DP
3 Referencia DP
4 Norma IEC 60255
5
Tensión auxiliar
continua
V 125
6
8
Márgenes de ajuste – rangos mínimos
a) Sobre corriente (In) p.u. 0,05 - 1,5
b) Temporizador etapa 1 ms 0 – 150
c) Temporizador etapa 2 ms 0 – 400
9 Tiempo de reposición ms
12
a) Al Sistema de Control IEC 61850
13
calidad
ISO 9001
6.4 RELE DE SUPERVION DEL CIRCUITO DE DISPARO
1
Si es un relé independiente indicar:
a) Fabricante DP
b) País DP
c) Referencia DP
d) Norma IEC 60255
e) Tensión auxiliar
- Tensión asignada en corriente
continúa
V 125
- Margen de tensión de operación % 80-110
2 Corriente mínima de operación mA
3 Tiempo de operación ms
4 Tiempo de reposición ms
5
calidad
ISO 9001
6.5 RELE DE DISPARO Y BLOQUEO
1 Fabricante DP
2 País DP
3 Referencia DP

de 24
4 Norma IEC 60255
5
Tensión auxiliar
continua
V 125
6 Tiempo de operación máximo ms 10
7 Señalización relé operado Sí
8 Reposición eléctrica y manual Sí
9
Cantidad mínima de contactos
a) De cierre 7
b) De apertura 1
10
calidad
ISO 9001
6.6 CONTROLADOR DE CAMPO Y SERVICIOS AUXILIARES
1 Fabricante DP
2 País DP
3 Referencia DP
4 Norma DP
5
Tensión auxiliar
a) Tensión asignada Vcc 125
b) Margen de tensión para
operación
% 80-110
c) Consumo W DP
6 Memoria RAM MB DP
7 Memoria ROM kB DP
8 Tiempo de ciclo
ms/k
instrucciones
DP
9
Puerto serial para conexión con
un PC portátil o Terminal de
prueba y programación
Si
10 Sincronización de la hora Sí
11
Tiempo promedio a la falla
(MTTF)
h DP
6.7 SWITCH DE LA RED DE DATOS
1 Fabricante DP
2 País DP
3 Referencia DP
4 Norma
5 Tipo Ethernet
6 Protocolo de transporte TCP/IP
7 Velocidad de transferencia de datos Mbits/s 100
8 Cantidad de puertos de fibra óptica 4/6
9 Cantidad de puertos para cable UTP >6/10

de 24
10 Tiempo promedio a la falla (MTTF) h DP
6.8 TABLEROS DE CONTROL Y PROTECCION.
ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD ESPECIFICADO OFRECIDO
1 TABLEROS DE CONTROL Y PROTECCION
1.1 IDENTIFICACION DEL FABRICANTE
Nombre de la empresa DP
Dirección DP
Pais DP
1.2 CARACTERÍSTICAS GENERALES
Características de fabricación
Modelo DP
Peso kg DP
Dimensiones (ancho, altura y profundidad) mm
2200X800X80
0
1.3 Normas
Normas de fabricación DP
Grados de protección
Envolvente exterior IP 42
Ambiente interior DP
Características físicas
Material de la estructura metálica
Acero 2mm
espesor
Número de puertas frontales con ventana visor
transparente y ventana de ventilación con filtro
1
Angulo de apertura de puertas 165°-180°
Pintura
Normas DP

de 24
Color mm DP
Dotacion Minima
Acero 2mm
espesor
Hilos por canaletas no propagadoras de la llamas
y cables por bandeja portacable
1
Resistencia anticondensación, funcionamiento por
termostato
DP
Alumbrado y tomacorriente SI
Ventilador SI
Color de pintado SI
Chapa con llave SI
Platina de cobre (tierra) SI
Porta documento instalado en puerta SI
Placa de identificación del tablero SI
Bloques de prueba SI
2 OTRAS INFORMACIONES
Lugar de fabricación de las partes más
importantes del tablero (listar las partes)
DP
Lugar de ensamble total del tablero DP
Años de presencia en el mercado, del mismo tipo
y referencia al ofrecido
DP
Referencias de clientes a los cuales se les ha
vendido este equipo del mismo tipo y referencia al
ofrecido
3 PRUEBAS
3.1
ELTABLERO ESRA SOMETIDO A LAS PRUEBAS
DE RUTINA ESPECIFICADAS EN NORMAS IEC
(SI, NO)
SI
3.2 INFORMACIONES ADICIONALES DP
3.3 DESVIACIONES A LAS ESPECIFICACIONES DP

Tableros de control, protección y medida para subestación 115 kV

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