ELECTROHUILA S.A E.S.P. INVITACION PÚBLICA A · PDF fileNEPLAN. Suministro, instalación, vinculación al MicroScada Pro o Scada Survalent, gestión desde el centro de control, pruebas

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ELECTROHUILA S.A E.S.P.

INVITACION PÚBLICA A COTIZAR EHUI-SD-040/2016

ANEXO No. 3

IEDS

1. INFORMACIÓN GENERAL

1.1 ALCANCE DEL CONTRATO

Suministro, montaje pruebas, puesta en servicio e integración a Scada de IEDs

seleccionadas (Mantener su condición de vinculación y gestión desde Scada Abb

o Survalent y OMS de las IEDS que se reemplazan) red de Gestión de

Protecciones, parametrización e inyección de las nuevas IEDs e inclusión en el

sistema de coordinación de protecciones del Sistema Eléctrico de Electrohuila

manteniendo los lineamientos, y aprobaciones del CND (XM).

El suministro, instalación, vinculación a Scada (MicroScada Pro 9.2 de ABB o

Survalent según el caso (subestación donde se ubicaran) y gestionadas desde el

Centro de Control de ELECTROHUILA S.A. E.S.P. y OMS, pruebas y puesta en

servicio de IED'S de Distancia, Diferenciales, Sobrecorriente que se encuentran

vinculadas a líneas, transformadores y circuitos del Sistema Eléctrico de

ELECTROHUILA S.A. E.S.P. e implementación de red de gestión de protecciones

desde el centro de control.

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Un resumen de los relés que se deben intervenir se muestra en el siguiente

cuadro:

Ítem Subestación Circuito/Ramal/Equipo Tensión/Lado

(kV) Estado Tipo IED

01 El Bote

TRF1 - 115/34.5/13.8 kV - 34.5/47 MVA

115

Renovar Sobrecorriente respaldo TRF

Renovar Diferencial TRF dos devanados

34.5 Renovar Sobrecorriente respaldo TRF

TRF2 - 115/34.5/13.8 kV - 30/40 MVA

115




Betania 1 115

Renovar Distancia

Renovar Sobrecorriente respaldo línea

Betania 2 115

Renovar Distancia


Prado 1 115

Renovar Distancia


Prado 2 115

Renovar Distancia


Sur 115

Renovar Distancia


Barras 115 kV 115 Implementar Diferencial de barras 8 módulos

02 Centro

TRF1 - 34.5/13.8 kV - 15/20 MVA

34.5 Renovar Diferencial TRF dos devanados

TRF1 - 34.5/13.8 kV - 15/20 MVA


03 Oriente El Tesoro 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

04 Sur TRF1 - 115/34.5 kV - 30/40 MVA

115



34.5 Renovar Sobrecorriente

3

respaldo TRF

Industrial 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

Oriente 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

Planta Diesel 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

Centro 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

05 Campoalegre

TRF1 - 34.5/13.8 - 5/6.25 MVA

34.5 Implementar Diferencial TRF dos devanados


Seboruco 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

Campoalegre 1 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Campoalegre 2 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Otás 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Riverita 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

06 Fortalecillas

TRF1 - 34.5/13.8 kV - 2.5 MVA


Bombeo 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Villa Vieja 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Tello 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Planta 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

07 Seboruco

TRF1 - 34.5/13.8 kV - 13.5/17 MVA


Yaguará 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

Campoalegre 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

08 La Plata

TRF1 - 34.5/13.8 - 5/6.25 MVA


Urbano 1 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Urbano 2 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Rural Pital 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

09 Altamira TRF2 - 115/34.5/13.8 kV 115 Renovar Diferencial TRF

4

- 30/47 MVA dos devanados

TRF3 - 34.5/13.8 kV - 10/12.5 MVA

34.5 Implementar Diferencial TRF dos devanados


Betania 115 Renovar

Distancia

Sobrecorriente respaldo línea

Pitalito 1 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

Pitalito 2 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

Garzón 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

Urbano 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Suaza 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Tarqui 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Guadalupe 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

10 Garzón

TRF1 - 34.5/13.8 kV - 10/12.5 MVA


Altamira 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

Pital (La Plata) 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador

La Pita 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Carrera 10 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Calle 9 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Rural 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

11 Pitalito

TRF1 - 34.5/13.8 kV - 15/20 MVA

115 Renovar Diferencial TRF dos devanados

Altamira 115

Renovar Distancia


TRF2 - 115/34.5 kV - 20/25 MVA




Bruselas 13.8 Renovar Sobrecorriente

5

alimentador

Palestina 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

12 Timaná

TRF1 - 34.5/13.8 kV - 5.0 MVA


Urbano 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Elías 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

Rural 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador

El siguiente es el la unidad existente que se debe integrar al Scada

correspondiente a la subestación Seboruco donde está ubicado:

Ítem Subestación Circuito/Ramal/Equipo Tensión/Lado

(kV) Estado Tipo IED

02 Seboruco Hobo 34.5 Integrar Sobrecorriente alimentador REF 543 - ABB

-En resumen se requiere:

Ítem Descripción Cantidad

01 IED'S Diferenciales para dos devanados 14

02 IED'S respaldo TRFS 9

03 IED Diferencial de barras 8 bahías 1

04 IED'S Distancia 7

05 IED'S Respaldo Línea 7

06 IED'S Sobrecorriente Alimentador 38

TOTAL IED'S A SUMINISTRAR E INTEGRAR A SCADA 76

Suministro de equipos y accesorios de instalación para la integración al sistema Scada y la red de Gestión de Protecciones

Subestación Equipo Cantidad mínima Puertos Fibra LC

Cantidad mínima Puertos Fibra ST

Cantidad mínima Puertos RJ45

** El Bote Switch tipo 1 14 4 2

Switch tipo 2 10 0 2

** Centro Switch tipo 1 14 4 2

Oriente No requiere

** Sur Switch tipo 1 14 4 2

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Campoalegre Switch tipo 2 10 0 2

Fortalecillas Switch tipo 2 10 0 2

Seboruco Switch tipo 2 10 0 2

La Plata Switch tipo 2 10 0 2

Altamira Switch tipo 1 14 4 2

Altamira Switch tipo 2 10 0 2

Garzón Switch tipo 2 10 0 2

Pitalito Switch tipo 1 14 4 2

Timaná Switch tipo 2 10 0 2

Centro Control Switch tipo 1 14 4 2

Los equipos de las subestaciones marcados con doble asterisco (**) son

requeridos para la red de gestión de protecciones y para la integración al sistema

SAS y SCADA en protocolo IEC61850 en las subestaciones vinculadas a Scada

abb; las subestaciones con Scada Survalent deberán seguir vinculadas en el

protocolo actual (DNP3.0 e IEC 104).

El oferente deberá presentar hoja de vida del integrador quien deberá certificar

experiencia en la programación e integración de equipos de control, medida y

protección a centros de control con software SCADA (Los existentes en

ELECTROHUILA S.A. E.S.P., son MicroScada Pro 9.2 de ABB y Survalent), de

última generación. Dicha certificación debe ser revisada y aprobada por

ELECTROHUILA S.A. E.S.P.

Los oferentes deben incluir en sus ofertas los desarrollos de ingeniería y la

totalidad de los trabajos y suministros necesarios para garantizar que las IED'S a

suministrar queden vinculadas al SCADA correspondiente y gestionadas desde el

centro de Control, estación de ingeniería también ubicada en el centro de control y

OMS. Debe asegurarse su inclusión en el esquema de coordinación de

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protecciones actual de ELECTROHUILA S.A. E.S.P., el cual está desarrollado en

NEPLAN.

Suministro, instalación, vinculación al MicroScada Pro o Scada Survalent, gestión

desde el centro de control, pruebas y puesta en servicio de las IED'S solicitadas

para ser instaladas en transformadores de potencia, líneas de subtransmisión y

alimentadores seleccionados, todos ellos pertenecientes al Sistema Eléctrico de

ELECTROHUILA S.A. E.S.P., (Ver cuadro al inicio donde se detalla la ubicación y

el tipo de IED a suministrar).

Las IED'S que se ubicarán en las subestaciones Bote, Centro, Sur, Planta Diesel,

Norte y Oriente, se encuentran vinculadas al MicroScada Pro 9.2 y se encuentran

y/o deberán quedar vinculadas a este mismo Scada y gestionadas desde el centro

de control de Electrohuila bajo protocolo IEC 61850 y las IED'S solicitadas para las

demás subestaciones se encuentran vinculadas al Scada Survalent y gestionadas

desde el centro de Control a través de protocolo DNP3.0 sobre TCT/IP, a

excepción de la subestación Timaná la cual actualmente no se encuentra

gestionada desde Scada, la cual deberá ser vinculada al Scada Survalent o Abb

previa coordinación con Electrohuila. En el alcance de este proyecto se deberá

pasar a utilizar protocolo IEC 61850 y/o DNP3.0 TCP/IP como ya se mencionó. El

oferente deberá suministrar, instalar y configurar todos los equipos de

comunicación Ethernet requeridos para la integración de los IED´s al sistema de

control y/o la red de gestión de protecciones de cada subestación y su circulación

a Scada y OMS.

NOTA: INCLUIR LICENCIAS SCADA DE OBJETOS DE PROCESO, LINEAS DE PROCESO Y PROTOCOLOS.

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La configuración de comunicación en las subestaciones del anillo de Neiva deberá

ser en estrella utilizando lazos (patch cord) de fibra óptica y todos los aditamentos

necesarios que garanticen un perfecto acople en la comunicación y la protección

de la FO sobre bandeja o soporte que la inmunice contra vibraciones y demás en

cada uno de los cubículos donde se instalarán las IED'S.

Igualmente las IED'S que se encuentran en el Scada Survalent utilizarán la misma

configuración en la cual se encuentran actualmente, las IED'S que se van a

reemplazar y utilizarán el mismo protocolo mediante el cual se encuentran

integradas al Scada Survalent y Gestionadas desde el centro de control, así

mismo la red de gestión de protecciones deberá ser establecida mediante el uso

de redes Ethernet en cada una de las subestaciones objeto del presente

suministro.

Toda la ingeniería así como las IED'S, equipos de comunicación y materiales

necesarios para el perfecto acople de esta con su celda y equipos de la misma

(interruptor, señalizaciones, etc.) y su integración al Scada correspondiente y su

vinculación y gestión desde Sacad del centro de control, base de datos histórica

HIS 600, base de datos OMS y estación de ingeniería, deberá estar incluida en la

oferta, al igual que todos los trabajos, materiales y consumibles, equipos

necesarios para la realización de pruebas y demás, deberán ser incluidos en la

oferta con la discriminación necesaria que permita identificar los costos de los

equipos, los consumibles, ingeniería, vinculación a Scada y Centro de Control,

pruebas y la puesta en servicio. (Requisito indispensable para que la oferta sea

tenida en cuenta para ser evaluada).

Las subestaciones controladas y gestionadas a través del Scada Survalent

(Altamira, Campoalegre, Fortalecillas, Garzón, La Plata, Pitalito y Seboruco),

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manejan señales de estado y analógicas (Corrientes, voltajes, Energías,

potencias, etc.), a través de una plataforma SEL 3354, donde son llevadas estas

señales desde cada dispositivo y se concentran para ser enviadas al Centro de

Control, se debe verificar estas señales para ser conservadas en el dispositivo

reemplazante. Esta situación aplica para los relés a suministrar y/o implementar y

a los pendientes por integración relacionados arriba.

1.1.1 DISPOSITIVOS ELECTRONICOS INTELIGENTES DE PROTECCIÓN

Las siguientes características principales serán comunes a todas las protecciones

a suministrar.

Todos los relés a suministrar deberán ser intercambiables, tanto a nivel

conexionado, montaje, protocolos y aplicaciones para los suministros de

protecciones de transmisión y para los suministros de protecciones de

distribución.

Deberán ser diseñados con los últimos adelantos en tecnología electrónica;

es decir, deberán ser diseñados utilizando técnicas de microprocesadores.

Por lo tanto no se aceptarán relés diseñados con electrónica analógica y

que utilicen potenciómetros o perillas para efectuar regulaciones.

La señalización de operación deberá ser por LED o LCD, no se aceptarán

señalizaciones del tipo electromecánico. Esta señalización deberá ser

programable.

El diseño de los relés debe ser tal que la unidad ofrecida cuente con todas

las funciones de protección solicitadas. Por lo tanto, no se aceptarán relés

independientes para cada función solicitada, a menos que se especifique lo

contrario.

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La alimentación a los circuitos electrónicos de los relés deberá efectuarse a

través de un convertidor de tensión DC/DC, el cual formará parte del relé,

no aceptándose otras formas de bajar el nivel de tensión como por ejemplo

el uso de resistencias en serie, o fuentes externas.

Todos los elementos componentes de los relés de protección deberán

alojarse en caja metálica única, cierre hermético a prueba de polvo y

humedad, todo lo cual debe formar parte del suministro. La caja debe

contar con terminal de puesta a tierra.

Los relés de protección y sus tarjetas deberán ser preferiblemente

enchufables para permitir sustituciones rápidas por un lado y económicas

por otro.

En el caso que la parte activa de los relés sea extraíble, los circuitos

secundarios de los transformadores de corriente, deben ser

automáticamente cortocircuitados por medio de puentes apropiados.

Las protecciones deben permitir supervisarse y ajustarse remotamente. Por

lo tanto estarán equipadas con las unidades de comunicación y accesorios

de conexión necesarios para lograr el enlace mediante un sistema de

gestión de protecciones. La creación de la red de gestión de protecciones

en cada subestación y el suministro de equipos para dicha red es

responsabilidad del oferente. El intercambio de información con los relés de

protección (programación del relé y acceso a la información almacenada en

su memoria) se podrá hacer independientemente para los tres niveles

siguientes:

De manera local a través de una Interfaz Hombre Maquina mediante

un despliegue digital en el frente de cada relé de protección.

Mediante un computador portátil para conectarse a un puerto ubicado

en el frente de cada relé, utilizando el software de usuario que se

suministrara con el equipo.

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Por medio de la conformación de una red de datos mediante puertos

posteriores Ethernet para el sistema de gestión de protecciones y

sistema SCADA.

Todos los equipos de control y protección deberán ser integrados por el

proponente a los sistemas de control de nivel 2 o sistema local de las

subestaciones existentes, al sistema de control de nivel 3 o centro de

control y sistemas SCADA y a la estación de ingeniería para gestión de

cada uno de los equipos a suministrar. Todas las labores de ingeniería de

aplicación, configuración e integración deberán estar incluidas en el alcance

del proyecto.

Las protecciones deberán contar con los programas de interface con el

usuario que se utilizan para la configuración y ajuste de los relés, listado de

los parámetros, lectura de eventos, registros oscilográficos y despliegue de

valores medidos. Estos programas deberán ser del tipo de menú

autoexplicativo en ambiente Windows, con rutinas para prueba y

diagnóstico de los relés de protección.

El formato de los registros oscilográficos será COMTRADE para ser

aplicados a equipos de pruebas.

Se deberán registrar tensiones de fases y neutro, corrientes de fases y

neutro y señales digitales de las bahías incluidas en el alcance del

suministro. El muestreo deberá ser como mínimo 20 muestras por ciclo,

cuando no se indique algo diferente.

Los bornes de conexión de cada unidad deberán estar ubicados en la parte

posterior del relé y deberán ser de construcción robusta con tornillo. Los

mismos deberán ser aptos para la conexión de conductores de cobre de:

4 mm2 de sección para los circuitos de corriente.

2.5 mm2 de sección para los circuitos de tensión y control.

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El voltaje de alimentación para los relés de protección será:

125 V +10% -15% corriente continua.

Los relés deberán disponer de entradas análogas 0-5 A y 0-120 Vca para

protección, tantas como sean requeridas las cuales serán conectadas al

núcleo de protección de los transformadores de corriente y tensión. La

relación de transformación deberá ser configurables mediante el software

de la IED.

Todos los relés de protección están provistos con unidades de

comunicación, que permita su enlace con el sistema de automatización de

subestaciones para el control y registro de fallas, con el objeto de manejar

los datos informativos y operativos que se requieran. El protocolo de

comunicaciones será IEC 61850 nativo y puerto de fibra óptica, no se

admite el uso de interfaces de comunicaciones externas ni adaptadores, ni

conversores de protocolos externos.

Los relés deberán permitir sincronización desde un GPS (Global Positioning

System), a través de una entrada IRIG-B y SNTP, garantizando despliegue

de la fecha y la hora con resolución de 1 ms y precisión de 1 ms.

Los relés deben tener la opción de reposición remota de señalizaciones y

reposición local mediante un pulsador frontal.

Las protecciones tendrán incorporado un registrador de eventos

(500eventos) y registrador de disturbios (50Registros) para lo cual deberá

contar con reloj interno e indicar como mínimo: fecha, hora, tipo de falla y

fases involucradas. Todos los datos y ajustes de estas protecciones serán

accesibles para ser utilizados en la evaluación posterior de la falla.

Los relés deberán almacenar los siguientes registros de cada una de las

últimas fallas producidas (un mínimo de 50 registros):

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Tipo de falla, la fase y el tiempo.

Valores de corriente (fase y tierra).

Valores de tensión (fase y tierra).

Ángulos entre tensiones y corrientes.

Tiempo de duración de las fallas.

Oscilografías de señales de corriente y tensión.

La pérdida de la tensión auxiliar no debe provocar la pérdida del ajuste ni

de las señalizaciones.

La pérdida de la tensión auxiliar no debe ocasionar la pérdida de registros

oscilográficos ni de eventos.

Los equipos de protección dispondrán de auto supervisión continua y auto

diagnóstico para detección de falta de batería, fallas físicas y lógicas con

indicación de indisponibilidad del relé en el panel frontal por medio de un

led de indicación, por contactos libres de tensión y a través de un puerto de

comunicación para el sistema de control local y remoto.

Para los relés que se especifique se debe suministrar un bloque de prueba

incorporado al mismo o externamente. En este último caso será de montaje

embutido o a ras de acuerdo a estas especificaciones.

Todas sus funciones tanto de disparo como de control, señalización y

alarma deben ser programables a través del software. No se aceptarán

protecciones en las cuales sea necesario cambiar el hardware para este

propósito.

Se dispondrá de contactos robustos, especialmente diseñados para manejo

de corrientes de operación de bobinas de cierre y apertura, los cuales

deben estar plenamente identificados.

Ante una falla de comunicación, la función de protección debe permanecer

intacta.

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Los relés deberán ser insensibles a las armónicas.

Los contactos de salida que no posean supresores, deberán estar

diseñados de manera tal que al interrumpir la corriente que alimenta cargas

con L/R = 40ms, no se produzca ninguna perturbación en el relé.

Las protecciones de nivel 115 kV deben permitir integrarse vía IEC 61850

con la protección de barras actual o futura.

Los IED´s deben permitir programarlos para operar en forma adecuada

usando secuencias de fases ABC o ACB, sin que sus funciones de control,

medida o protección se vean afectadas y sin que sea necesario efectuar

cambios en el conexionado.

Los IED´s dispondrán de display gráfico de cristal líquido (LCD) que permita

visualizar el diagrama unifilar de la bahía, mostrando la información del

proceso tal como: Posición de los equipos de maniobra, medidas de

variables eléctricas, despliegue de eventos, enclavamientos eléctricos,

señalización de alarmas y parámetros de ajuste del IED, entre otros.

Igualmente dispondrá de:

Pulsadores que permitan efectuar los comandos de apertura y cierre

de los equipos de maniobra (interruptores y seccionadores)

controlados por el respectivo IED. Dichos pulsadores deben ser lo

suficientemente robustos para garantizar una operación continua.

Disponer en la parte frontal de mínimo quince (15) Leds para

anunciación de alarmas, tales como: Falla mecanismo del interruptor,

recierre bloqueado, recierre exitoso, falta de sincronismo, bloqueo por

baja presión de SF6, falla polaridades, falta tensión de potenciales,

alarma temperatura, disparo relé de protección, falla supervisión

circuito de disparo, etc.

Pulsador que permita al operador de la subestación, realizar la

reposición local de los Led de anunciación de alarmas.

15

Selección del modo de control del IED (Local / Remoto)

Indicación local del estado operativo del IED.

Grupo de botones que permitan realizar el ajuste local de parámetros

y desplazarse a través del display del IED.

1.1.2 ESPECIFICACIONES DEL PROTOCOLO IEC 61850 PARA LOS IED'S

1.1.2.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES

Cada IED debe soportar un nombre descriptivo de al menos 8 caracteres con el fin

de proveer al usuario final un único nombre de cada IED dentro de su sistema.

Cada IED debe soportar reportes “buffered” y “unbuffered”. Estos reportes deben

ser pre-configurados y con la capacidad de ser utilizados sin modificaciones. Sin

embargo el IED debe soportar modificaciones de los reportes y data sets. Todos

los IED´s suministrados deben poseer el certificado KEMA IEC 61850 ediciones I y

II donde se especifique que cumplen con la norma y el protocolo es nativo del

equipo. El IED debe que soportar nativamente cada uno de las secciones del

estándar IEC 61850 ediciones I y II donde se describen las funciones

mencionadas a continuación:

Reportes IEC 61850 vía MMS.

Polling IEC 61850 vía MMS.

Control IEC 61850 vía MMS.

Auto descripción de IED's IEC 61850 vía MMS.

Mensajería GOOSE IEC 61850.

Configuración IEC 61850 con archivos SCL cargados directamente al

IED en formato XML.

Funciones de ingeniería y gestión utilizando estándar TCP/IP.

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Recolección de reportes de eventos utilizando estándar TCP/IP.

1.1.2.2 REQUERIMIENTO DE LOS MENSAJES GOOSE

La implementación de mensajes GOOSE IEC 61850 en cada IED debe soportar

los siguientes requerimientos:

Publicar al menos 8 mensajes GOOSE.

Suscribirse, aceptar y procesar al menos 24 mensajes GOOSE.

Verificar la calidad de los mensajes GOOSE.

1.1.2.3 SOFTWARE DE CONFIGURACIÓN IEC 61850

Con el fin de configurar correctamente un IED que se encuentra dentro de la red,

el software de configuración suministrado debe ser capaz de cumplir con los

siguientes requerimientos:

Importar información de configuración de otros IED´s por medio de archivos

ICD,CID y SCD y suministrar mensajes de error de problemas detectados en la

importación.

Soportar el nombre de los IED´s de al menos 8 caracteres.

Soportar la revisión de los Data Sets de IED´s y parámetros GOOSE.

Soportar la creación de al menos 8 mensajes GOOSE para ser

publicados.

Presentar al usuario todos los mensajes GOOSE publicados y

disponibles.

Soportar al menos 24 suscripciones a mensajes GOOSE.

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Permitir al usuario seleccionar un mensaje y la validación de los datos

recibidos, dentro de contenido de los Data Set GOOSE.

Permitir al usuario cargar directamente un archivo SCL en un IED o

exportar este archivo para almacenarlo.

1.1.2.4 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES 115 kV

Para el transformador de potencia nivel 115 kV se suministrará un sistema de

protección que incluya las siguientes funciones principales:

A. Una protección principal diferencial (87T), conectada desde los

transformadores de corriente tipo pedestal lado 115kV hasta los

transformadores de corriente tipo pedestal de 33 kV. La protección

dispondrá adicionalmente funciones de protección 24, 27, 46, 49, 50BF, 59,

94, TCM. Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y

registro de disturbios. Dispondrá de funciones de control OLTC, control de

bahía y medida.

B. Una protección independiente de sobre corriente 67/67N. La protección

dispondrá adicionalmente funciones de protección 46, 50/51-50N/51N. -

67/67N-27-49-50BF-59, 94, TCM. Igualmente la protección dispondrá de

registro de eventos, registro de disturbios, funciones de control y medida.

1.1.2.5 PROTECCION DE LÍNEAS MEDIANA LONGITUD 115 KV

Las líneas de 115kV dispondrán de las siguientes protecciones:

A. Una protección multifuncional distancia 21/21 N. La protección dispondrá

adicionalmente funciones de protección 25, 27, 46, 50BF, 50N/51N,

18

51N/51N, 59,78, 79, 85, 94, TCM, LF. Igualmente la protección dispondrá

de registro de eventos y registro de disturbios.

B. Una protección multifuncional de sobre corriente direccional 67/67 N. La

protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 25, 27, 50BF,

50/51, 50N/51N,27, 49, 59, 79, 85, 94. Igualmente la protección dispondrá

de registro de eventos, registro de disturbios, funciones de control y

medida.

1.1.2.6 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES 34,5 KV

Para cada transformador de potencia salida nivel 34,5kV se suministrará un

sistema de protección que incluya las siguientes funciones principales:

A. Una protección principal diferencial (87T), conectada desde los

transformadores de corriente del lado 34,5kV hasta los transformadores de

corriente de la celda de 13.2 KV. La protección dispondrá adicionalmente

funciones de protección24, 27, 46, 49, 50BF, 59, 81, 94, TCM. Igualmente

la protección dispondrá de registro de eventos, registro de disturbios de

funciones de control OLTC, control de bahía y medida.

B. Una protección independiente de sobre corriente 50/51, 50N/51N. La

protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 27, 46, 49,

50BF, 59, 81, 94, TCM. Igualmente la protección dispondrá de registro de

eventos, registro de disturbios y funciones de Control y Medida.

1.1.2.7 PROTECCION DE LÍNEAS 34,5 KV

Las líneas de 34,5kV dispondrán de las siguientes protecciones:

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A. Una protección multifuncional de sobre corriente direccional 67/67 N. La

protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 26, 27, 46,

50BF,50/51, 50N/51N, 59, 79, 81, 94, TCM. Igualmente la protección

dispondrá de registro de eventos, registro de disturbios y funciones de

Control y Medida.

1.1.2.8 PROTECCION DE LÍNEAS 13,8 KV

Las líneas de 13,2kV dispondrán de las siguientes protecciones:

A. Una protección multifuncional de sobre corriente no direccional 50/51N. La

protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 27, 46, 50BF,

59,59G, 67N, 68, 79, 81, 94, TCM, LF. Igualmente la protección dispondrá

de registro de eventos, registro de disturbios y funciones de Control y

Medida.

1.1.2.9 PROTECCION DE BARRAS 115 KV

La barra de 115kV de la subestación El Bote dispondrá de la siguiente protección:

A. Una protección multifuncional diferencial de barras tipo porcentual de baja

impedancia 87B. Adicionalmente deberá contar con funciones de

sobrecorriente temporizada de fase (51/67) y función falla de interruptor

(50BF).

20

1.1.3 REQUERIMIENTOS GENERALES

Los relés de protección deben ser de estado sólido, tecnología numérica o digital,

bajo consumo, diseño compacto, con conexión por la parte posterior y para

montaje en rack en tableros o a ras en lámina según aplique. Para las celdas de

34.5 y 13.2 KV la protección será instalada a ras en el compartimiento frontal de la

celda.

Para los relés que se especifique se debe suministrar un bloque de prueba

incorporado al mismo o externamente. En este último caso será de montaje

embutido o a ras acuerdo a estas especificaciones.

El Contratista debe suministrar todos los módulos, tarjetas y elementos que sean

necesarios para las labores de búsqueda de fallas y pruebas de los relés de

protección.

El fabricante debe suministrar todo el software de las protecciones y el sistema de

gestión que haya sido desarrollado para facilitar las labores de prueba, ajustes y

búsqueda de fallas.

Los relés de protección deben tener rearmado local. Además, se debe tomar

previsiones para que dichos equipos puedan ser rearmados desde el sistema de

control de la subestación.

La protección debe disponer de facilidades de comunicación, puertos seriales en

cobre y en fibra (DNP3.0, IEC103) y Ethernet en fibra (IEC61850, DNP3.0-TCP),

para permitir llevar la información al sistema de control; la resolución para la

marcación en el tiempo de los eventos asociados a las protecciones debe ser de 1

ms.

21

Los bloques de prueba a utilizar serán tipo RXTP18 y RXTP24

1.1.3.1 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR DE 115 KV

Los transformadores de potencia usarán protecciones multifuncionales cuyas

funciones básicas serán las siguientes:

Protección independiente función principal diferencial 87T, y funciones de

protección 24, 27, 32, 37, 46, 49, 50BF, 59, 94, TCM.

Protección independiente función principal sobre corriente 67/67N. La protección

dispondrá adicionalmente funciones de protección 46, 50/51-50N/51N. -67/67N-

27-49-50BF-59, 94, TCM.

1.1.3.2 PROTECCION DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR 115/34,5kV

La protección diferencial será sensible a corrientes diferenciales pequeñas

en relación a las de carga nominal (rango de 0,05 a 0,6 In del

transformador) y debe operaren tiempos inferiores a 25 ms. También será

estabilizada ante las corrientes de conexión del transformador

(“inrushcurrents”).

La protección diferencial incorporará función de detección de falla a tierra

por restricción de baja impedancia, tanto para el devanado de alta como

para el devanado de baja.

La protección diferencial incorporará también algoritmo de alta sensibilidad

para la detección de fallas entre espiras.

Las protecciones enviaran disparos y bloqueos a los interruptores de lado

Alta y Baja.

22

La protección diferencial de transformador será apta para protección de

unidades trifásicas de dos devanados.

La operación de esta protección deberá poderse restringir por la presencia

de armónicos de segundo orden para corrientes de magnetización, sin que

sea insensible antes fallas internas durante los períodos de energización y

armónicos de quinto orden, por condiciones de sobreexcitación.

Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.

La protección debe tener al menos 8entradas de corriente y 2 entradas de

tensión.

La protección debe tener al menos 30 entradas digitales y 24 salidas

digitales.

Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e

IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.

La protección diferencial dispondrá de registro de eventos y registro de

disturbios.

La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía para un

interruptor y hasta cuatro seccionadores.

La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 15 LED´s

programables en diferente color (mínimo 45 indicaciones) y cinco botones

programables por el usuario para diferentes funciones.

El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:

Bloque de pruebas RTXP24.

Terminales combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP24 suministrado, los

terminales se suministrarán para el cableado al 100% más 20% de reserva

del bloque de prueba.

23

Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para

conexión de puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de comunicaciones.

El cable a suministrar debe ser cero emisión de halógenos, y protección anti

roedores no metálica.

Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829.

Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.

Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido).

1.1.3.3 FUNCIÓN A.T. Y B.T. DE TRANSFORMADOR (27-59-24)

La protección de baja tensión será del tipo trifásica con dos etapas de tiempo

definido y/o inverso.

La protección de sobretensión será del tipo trifásica con dos etapas de tiempo


La protección permitirá detectar también relación de elevadas de

tensión/frecuencia en el transformador. Esta función será de tipo trifásico con tres

etapas tiempo definido.

El tiempo de operación no deberá ser superior a 30ms.

La protección de baja tensión, sobretensión y sobreflujo dispondrá de registro de

perturbaciones (osciloperturbógrafo) con indicación cronológica de eventos

incorporada.

La protección permitirá el ajuste de retardos de larga duración.

24

1.1.3.4 FUNCIÓN DE SECUENCIA NEGATIVA (46)

Esta función protegerá el transformador contra asimetrías de la carga y como

respaldo de fallas asimétricas.

La protección debe ser ajustable al menos para dos etapas y usará tiempo

definido.

El tiempo de operación no podrá ser superior a 20ms.

La protección de secuencia negativa dispondrá de registro de eventos y registro

de disturbios.

1.1.3.5 FUNCIÓNDESOBRECARGA (49T)

Esta función protegerá el transformador contra sobrecargas y asimetrías de carga

La protección permitirá ser ajustada para dos niveles de alarma cuando la

temperatura excede un ajuste especificado, para lo cual se tendrá en cuenta la

características del transformador.

La protección de sobrecarga dispondrá de registro de eventos y registro de

disturbios.

1.1.3.6 FUNCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR (50BF)

La protección de falla interruptor tendrá arranque por todas las protecciones del

transformador incluyendo las protecciones mecánicas.

25


La protección de falla interruptor dispondrá de registro de eventos y registro de

disturbios.

1.1.3.7 FUNCIONES DE LÓGICA

La protección dispondrá de funciones de lógica que permitan entre otras las

siguientes funciones:

Lógica de disparo.

Asignación libre de las funciones de protección que activan la lógica de

disparo.

Asignación libre de funciones de disparo externo.

Asignación libre de bloques de lógica y temporizadores.

1.1.3.8 SUPERVISIÓN DEL CIRCUITO DE DISPARO (TCM)

La protección dispondrá de unidades de supervisión para dos circuitos de disparo.

Cuando la funciones de supervisión de circuito de disparo no se permita ejecutar

en todas la unidades de protección de la bahía de transformador simultáneamente,

se suministrarán unidades externas cuyo costo deberá incluirse en el valor de la

protección de transformador.

1.1.3.9 DISPARO MAESTRO (86)

La protección dispondrá de unidad de disparo maestro cuyo diseño permitirá:

Reposición manual por botón de reset en el panel frontal del relé.

Reposición remota por comando desde el SAS de subestación.

26

1.1.3.10 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL

TRANSFORMADOR DE 115Kv

Para transformadores de 115 kV se usarán protecciones con unidades de sobre

corriente direccionales de fase y tierra. La conectividad de redes, permite flujo

bidireccional por lo tanto se requiere que las protecciones dispongan de:

Función principal de protección según ANSI 67 /67N.

Adicionalmente la protección permitirá:

Mínimo cuatro grupos de ajuste configurables por entradas digitales o

comandos desde sistema de automatización local o remoto.

Función de secuencia negativa ANSI 46.

Función secundaria de protección de sobre corriente ANSI 50/51,

50N/51N,configurable en cada grupo de ajuste.

Funciones de protección de sobre y baja tensión ANSI 59/27.

Funciones de protección de baja frecuencia ANSI 81L y característica df/dt.

Función de falla interruptor, contactos de disparo libremente configurables

para dos circuitos de disparo.

Función de disparo maestro ANSI 86.

Función de lógica de disparo 94.

Función de supervisión del circuito de disparo, TCM.


La protección debe tener al menos 5entradas de corriente y 5 entradas de

tensión.

27


digitales.



Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de

disturbios.

La protección dispondrá de IHM y funciones de controlde bahía para un
















28


1.1.3.11 PROTECCIÓN LINEAS DE 115 KV MEDIANA LONGITUD

Para la protección de líneas de 115kV de mediana longitud se usa protección de

línea PL1 con función principal de distancia y protección de línea PL2 con función

de sobre corriente direccional 67/67N.

1.1.3.11.1 PROTECCIÓN DE DISTANCIA

La protección de distancia será del tipo esquema completo con medición

simultánea en los bucles fase-tierra y fase-fase, adecuada para proteger líneas

cortas y medias. Se requiere que la zona 1 tenga como alcance mínimo 0,005

ohmios y que su disparo pueda ser desactivado y temporizado a través de

programación.


Las unidades de medida deben tener característica cuadrilateral.

El IED deberá tener como mínimo cinco zonas libremente configurables en su

dirección y elementos de medida y ajuste independientes tanto para valores de

resistencia como para valores de reactancia; el retardo de tiempo para cada una

de las zonas debe ser libremente ajustable. La protección debe disponer de

característica de bloqueo y disparo por oscilación de potencia (“Power Swing”).

Adicionalmente, a las funciones de distancia, la protección debe tener las

siguientes funciones de protección incorporadas:

29

Disparo por cierre en falla.

Localizador de fallas.

Bloqueo o disparo por oscilación de potencia.

Bloqueo por detección de pérdida de las señales de tensión provenientes

de los transformadores de tensión.

Lógica de selección de fases

Esquema de comunicación lógica de corriente reversa, extremo débil,

funciones de eco, lógica de aceleración local, esquema de comunicaciones

para sobre corriente residual.

Auto recierre monofásico/trifásico.

Sincronización, chequeo de sincronismo y lógica de energización.

Protección falla interruptor dos etapas.

Protección sobre voltaje, dos etapas.

Protección bajo voltaje, dos etapas.

Protección de sobrecorriente de fases cuatro etapas 51, 67.

Protección de sobrecorriente de tierra cuatro etapas 51N, 67N.

Supervisión de circuitos de corriente.

Supervisión por fusión fusible.


interruptor y cuatro seccionadores.

Lógica de disparo, matriz de disparo y bloque de lógica libremente

configurables.

Contactos de disparo libremente configurables para dos circuitos de

disparo.

Función de disparo maestro 86.



30

La protección debe tener al menos 5 entradas de corriente y 5 entradas de

tensión.


digitales.




disturbios.




El IED de protección distancia debe permitir la posibilidad (seleccionable en

campo) de realizar aceleración de zonas con diferentes esquemas de tele

protección, tales como: bajo alcance permisivo (PUTT), sobre alcance permisivo

(POTT), Aceleración de Zonas, entre otros.

La función de baja impedancia debe dar disparo tripolar y arrancar el ciclo de

recierre tripolar para fallas polifásicas en zona 1 y para fallas polifásicas en

disparos asistidos por tele protección.

Para los siguientes casos, considerados como operaciones de respaldo, debe dar

disparo y debe bloquear el recierre:

Para cualquier tipo de fallas en zona 2, zona 3, zona 4 ó Reversa.

Para cierres en falla y oscilación de potencia.

31

El IED de protección distancia debe suministrar la actuación y

normalización de cada una de sus funciones y los estados de todas sus

entradas y salidas digitales.

La sincronización de tiempo de la protección debe hacerse usando SNTP e

IRIG-B.



Terminales combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP24 suministrado y/o

existente, los terminales se suministrarán para el cableado al 100% más

20% de reserva del bloque de prueba.

Cable y terminales para conexión del puerto IRIG-B de la protección,

conexión óptica.


conexión de ambos puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de

comunicaciones. El cable a suministrar debe ser cero emisión de

halógenos, y protección anti roedores no metálica.




1.1.3.11.2PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL

Para las líneas de corta y mediana longitud se usará protección PL2 de

sobrecorriente direccionales fase y tierra.


32


Función de protección de sobrecorriente 50/51, 50N/51N, configurable en

cada grupo de ajuste, mínimo cuatro grupos de ajuste. Curvas tiempo

inverso según IEC.

Función de protección de secuencia negativa 46, configurable en cada

grupo de ajuste, mínimo cuatro grupos de ajuste. Curvas tiempo inverso

según IEC.

Funciones de protección de sobrecarga 49.

Funciones de protección de sobre y baja tensión 59/27.

Funciones de protección de baja frecuencia 81L y característica df/dt.

Funciones de verificación de sincronismo y energización 25.

Función de falla interruptor.

Funciones de recierre tripolar ANSI 79, para líneas.

Entradas configurables y lógica interna que permita establecer esquema de

disparo permisivo para rápido despeje de fallas.

Lógica de selección de fases, lógica de comunicación, lógica de corriente

inversa, lógica de extremo débil para protección de sobre corriente residual.

Supervisión de conductor roto.


disparo.

Función de disparo maestro.

Lógica de disparo, matriz de disparo y bloque de lógica libremente

configurables.



tensión.

33


digitales.




disturbios.

La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía

configuración barra principal y transferencia para un interruptor y cuatro

seccionadores.





Bloque de prueba RTXP24.

Terminales Combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP24 suministrado y/o

existente, los terminales se suministrarán para el cableado al 100% más

20% de reserva del bloque de prueba.


conexión de ambos puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de

comunicaciones. El cable a suministrar debe ser cero emisión de

halógenos, y protección anti roedores no metálica.



Tornillería para montaje al gabinete existente (200% al requerido).

34

1.1.3.12 PROTECCIÓN TRANSFORMADOR DE 115/34,5kV LLEGADA LADO

34,5kV

1.1.3.12.1 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL

TRANSFORMADOR LADO DE 34,5kV

Para el transformador de 115 kV lado de 34,5kV se usarán protecciones con

unidades de sobre corriente direccionales de fase y tierra. La conectividad de

redes, permite flujo bidireccional por lo tanto se requiere que las protecciones

dispongan de:






Función secundaria de protección de sobre corriente ANSI 50/51, 50N/51N,

configurable en cada grupo de ajuste.









35


tensión.


digitales.




disturbios.















Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829



36

1.1.3.13 PROTECCIÓN LINEAS DE 34,5 KV

La protección de líneas de 34,5kV se hará usando unidad de control medida y

protección integrada.

La protección de línea PL1 de 34,5kV será del tipo direccional.

1.1.3.13.1 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL LINEAS 34,5kV

Para las líneas de 34,5kV se usarán protecciones con unidades de sobre corriente

direccionales de fase y tierra. Se permitirá conectividad de redes con flujo

bidireccional por lo tanto se requiere que las protecciones dispongan de:






Función secundaria de protección de sobre corriente ANSI 50/51, 50N/51N,

configurable en cada grupo de ajuste.







37




tensión.


digitales.




disturbios.

















38


1.1.3.14 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR DE 34,5/13,8 KV

Los transformadores de potencia usarán protecciones multifuncionales cuyas

funciones básicas serán las siguientes:

Protección independiente función principal diferencial 87T, y funciones de

protección 24, 27, 32, 37, 46, 49, 50BF, 59, 94, TCM.

Protección independiente función principal sobre corriente 67/67N. La

protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 46, 50/51-

50N/51N. -67/67N-27-49-50BF-59, 94, TCM.

1.1.3.14.1 PROTECCION DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR 34,5/13,8kV

La protección diferencial será sensible a corrientes diferenciales pequeñas

en relación a las de carga nominal (rango de 0,05 a 0,6 In del

transformador) y debe operar en tiempos inferiores a 25 ms. También será

estabilizada ante las corrientes de conexión del transformador

(“inrushcurrents”).

La protección diferencial incorporará función de detección de falla a tierra

por restricción de baja impedancia, tanto para el devanado de alta como

para el devanado de baja.

La protección diferencial incorporará también algoritmo de alta sensibilidad

para la detección de fallas entre espiras.

Las protecciones enviaran disparos y bloqueos a los interruptores de lado

Alta y Baja.

39

La protección diferencial de transformador será apta para protección de

unidades trifásicas de dos devanados.

La operación de esta protección deberá poderse restringir por la presencia

de armónicos de segundo orden para corrientes de magnetización, sin que

sea insensible antes fallas internas durante los períodos de energización y

armónicos de quinto orden, por condiciones de sobreexcitación.


La protección deberá contar mínimo con seis grupos de ajuste

configurables por entradas digitales o comandos desde sistema de

automatización local o remoto.


tensión.


digitales.



La protección diferencial dispondrá de registro de eventos y registro de

disturbios.



La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 11LED´s

programables en diferente color (mínimo 22 indicaciones) y 16 botones




40










Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido)

1.1.3.14.2 FUNCIÓN ALTA Y BAJA TENSIÓN DE TRANSFORMADOR (27-59-24)

La protección de baja tensión será del tipo trifásica con dos etapas de tiempo


La protección de sobretensión será del tipo trifásica con dos etapas de tiempo


La protección permitirá detectar también relación de elevadas de

tensión/frecuencia en el transformador. Esta función será de tipo trifásico con tres

etapas tiempo definido.

El tiempo de operación no deberá ser superior a 30ms.

La protección de baja tensión, sobretensión y sobreflujo dispondrá de registro de

perturbaciones (osciloperturbógrafo) con indicación cronológica de eventos

incorporada.

41

La protección permitirá el ajuste de retardos de larga duración

1.1.3.15 FUNCIÓN DE SECUENCIA NEGATIVA (46)

Esta función protegerá el transformador contra asimetrías de la carga y como

respaldo de fallas asimétricas.

La protección debe ser ajustable al menos para dos etapas y usará tiempo

definido.


La protección de secuencia negativa dispondrá de registro de eventos y registro

de disturbios.

1.1.3.16 FUNCIÓNDESOBRECARGA (49T)

Esta función protegerá el transformador contra sobrecargas y asimetrías de carga

La protección permitirá ser ajustada para dos niveles de alarma cuando la

temperatura excede un ajuste especificado, para lo cual se tendrá en cuenta la

características del transformador.

La protección de sobrecarga dispondrá de registro de eventos y registro de

disturbios.

42

1.1.3.17 FUNCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR (50BF)

La protección de falla interruptor tendrá arranque por todas las protecciones del

transformador incluyendo las protecciones mecánicas.


La protección de falla interruptor dispondrá de registro de eventos y registro de

disturbios.

1.1.3.18 FUNCIONES DE LÓGICA

La protección dispondrá de funciones de lógica que permitan entre otras las

siguientes funciones:

Lógica de disparo.

Asignación libre de las funciones de protección que activan la lógica de

disparo.

Asignación libre de funciones de disparo externo.

Asignación libre de bloques de lógica y temporizadores.

1.1.3.19 SUPERVISIÓN DEL CIRCUITO DE DISPARO (TCM)

La protección dispondrá de unidades de supervisión para dos circuitos de disparo.

Cuando la funciones de supervisión de circuito de disparo no se permita ejecutar

en todas la unidades de protección de la bahía de transformador simultáneamente,

se suministrarán unidades externas cuyo costo deberá incluirse en el valor de la

protección de transformador.

43

1.1.3.20 DISPARO MAESTRO (86)

La protección dispondrá de unidad de disparo maestro cuyo diseño permitirá:

Reposición manual por botón de reset en el panel frontal del relé.

Reposición remota por comando desde el SAS de subestación.

1.1.3.21 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NO DIRECCIONAL

TRANSFORMADOR DE 34,5/13,8kV

La protección de sobre corriente de fases y neutro debe tener tres unidades de

fase y una de tierra. El ajuste de umbral de corriente y temporización para las

unidades de fase se podrá realizar mediante selección común y el ajuste para la

unidad de tierra debe ser independiente.

La protección dispondrá de entradas e indicaciones mediante led´s que actúen a

manera de alarma visual y que permitan a su vez la supervisión de las

protecciones de otras bahías más no la propia.

La protección de sobre corriente, debe incluir la función de falla interruptor.

La protección de sobre corriente no direccional dispondrá adicionalmente de:

Función de bajo voltaje 27.

Función de sobre corriente secuencia negativa 46.

Función de falla interruptor 50BF, dos etapas.

Función de sobre corriente 50/51, 50N/51N.

44

Función de sobre voltaje 59.

Función de recierre 79 en las líneas de 13,2 kV.

Función de baja frecuencia 81H, 81L y característica df/dt, con mínimo 6

etapas.









tensión.


digitales.




disturbios.








45











1.1.3.22 PROTECCIÓN TRANSFORMADOR DE 34.5/13,8 KV LLEGADA LADO

13,8 KV

La protección del lado de baja tensión del transformador de 34,5/13,2kV se hará

usando unidad de control medida y protección integrada.

La protección de transformador PT1 del lado de 13,2kV será del tipo no

direccional.

1.1.3.23 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NO DIRECCIONAL

TRANSFORMADOR LADO DE 13,8 kV

Para los transformadores 34,5/13,2kV lado de 13,2kV se usarán protecciones con

unidades de sobre corriente no direccionales de fase y tierra. Se requiere que las

protecciones dispongan de:

46

Función principal de protección según 50/51, 50N/51N.




Función de sobre corriente de secuencia negativa 46.


Funciones de sobretensión residual 59G.

Funciones de protección de baja frecuencia 81H, 81L y característica df/dt

con mínimo 6 etapas.

Función de falla interruptor.


disparo.









tensión.


digitales.



47


disturbios.


interruptor extraíble de Celda de media tensión.





Bloque de pruebas RTXP18 o similar







Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido)

1.1.3.24 PROTECCIÓN ALIMENTADORES DE 13,8 KV

La protección de líneas o alimentadores de 13,2 kV se hará usando unidad de

control medida y protección integrada.

La protección de línea o alimentador PL1 será del tipo no direccional.

48

1.1.3.24.1 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NO DIRECCIONAL LINEAS 13,8 KV

Para las líneas de 13,2 kV se usarán protecciones con unidades de sobre

corriente no direccionales de fase y tierra.




Supervisión de circuitos de corriente.

Protección de falla a tierra intermitente.

Protección de falla a tierra sensitiva.

Protección de sobretensión residual, tres (3) etapas.

Función de sobrecarga 26.


Funciones de protección de baja frecuencia ANSI 81H,

81Lycaracterísticadf/dt, con mínimo 6 etapas

Función de falla interruptor, salida de disparo libremente configurable.









tensión.


digitales.

49




disturbios.


interruptor extraíble de Celda de media tensión.




1.1.3.25 PROTECCIÓN BARRAS DE 115 KV

1.1.3.25.1 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS 115kV

La protección diferencial de barras debe ser de alta velocidad, tipo porcentual de

impedancia baja o moderada, suministrada totalmente equipada para proteger la

barra de la subestación El Bote a 115 kV y equipada completamente al menos

para 8 entradas (bahías); no debe requerir transformadores de corriente auxiliares

y la tecnología de operación debe ser numérica.

El principio de operación de la protección debe ser tal que garantice la máxima

estabilidad ante fallas externas y asegure un disparo rápido ante fallas internas,

aun cuando se utilicen transformadores de corriente con diferencias apreciables

en sus curvas de excitación y longitudes de cables, no debe ser afectada por

presencia de componentes armónicas en las señales de corriente ni por las

variaciones de la frecuencia.

50

El relé de protección diferencial de barras deberá garantizar sensibilidad,

selectividad y confiabilidad ante fallas internas y externas a la subestación, de tal

forma que se asegure el correcto funcionamiento con señales de corriente de CT’s

con diferentes relaciones de transformación, diferentes curvas de saturación,

diferente burden y diferente precisión.

La protección diferencial de barras permitirá también:

Ejecutar pruebas en las unidades de disparo sin que se produzcan órdenes

en los circuitos asociados (el suministro debe incluir el Bloque y peinetas de

prueba necesarios para cortocircuitar las corrientes y abrir los disparos).

Usará elementos de medida diferencial independientes por cada fase.

Posibilitar la variación de los ajustes de los elementos de medición,

restricción y estabilización por cada fase.

Señal de disparo para cada circuito, libre de potencial o sea positivos (+) de

disparo independiente por cada salida.

Señal de alarma por disparo fases A, B y C y relé bloqueado.

Detección de anomalía circuito secundario de corriente.

Permitir su uso sin la necesidad módulos o accesorios adicionales.

Soportar el uso de CT’s de relaciones diferentes de 1 a 10 veces en la

misma zona de protección.

Función de protección de sobrecorriente 50/51, 50N/51N, configurable en

cada grupo de ajuste. Curvas tiempo inverso según IEC.



Salidas de disparo por cada bahía.

Entradas para posición de los seccionadores que determinen las zonas de

protección.

51

El relé diferencial de barras dispondrá de funciones de auto supervisión

continua y de auto diagnóstico para la detección de las fallas físicas y

lógicas con indicación de indisponibilidad del relé a través del panel frontal,

contactos libres de tensión normalmente cerrado y mediante mensajes en

los protocolos soportados.

Poseer contactos de salida para indicador operación de la protección

diferencial y bloqueo de la protección.

Suministro del software de configuración, parametrización y consulta el cual

debe ser licenciado a Electrohuila S.A. E.S.P.

La protección de barras permitirá el uso de los transformadores de corriente

existentes.

La protección debe tener al menos 48 entradas digitales que permitan

incluir señales de posición de los seccionadores de cada bahía que sean

necesarios para interpretar y conmutar las corrientes entre las zonas de

protección. Por esto, el relé deberá estar en la capacidad de adaptar el

cubrimiento de las zonas de manera automática. Para la adquisición de

señales en el relé se requieren módulos de entradas aptos para operar con

tensión de corriente continua de voltaje nominal 125 Vcc.

Para la ejecución de comandos y señalización en el relé se requieren al

menos 24 salidas digitales aptas para operar con tensión de corriente

continua de voltaje nominal 125 Vcc, y 8 amperios en forma continua.

La protección diferencial debe entregarse programada para la configuración

actual de la subestación y calculada con base a la información de CT’s y

con la configuración de la subestación.

La protección debe tener al menos 24 entradas de corriente.

La protección deberá estar equipada completamente para proteger mínimo

8 bahías.

52




disturbios.

La protección dispondrá de IHM.


programables.

1.1.4 DESCRIPCION EQUIPOS DE PROTECCIÓN

Para la protección eléctrica, control, supervisión y medición se requieren relés de

protección del tipo Dispositivo Electrónico Inteligente (IED). El Proponente deberá

incluir con su oferta los catálogos y manuales, e información técnica pertinente y

suficiente, que permita evaluar técnicamente los bienes ofrecidos. Estos

Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED'S) deben cumplir las funciones de

control, medida, protección, monitoreo de fallas, anunciación de alarmas y registro

de eventos, de acuerdo con las condiciones descritas en los siguientes numerales

1.1.4.1 CONOCIMIENTO Y CAPACITACIÓN

El proveedor de las IED deberá luego de la entrega realizar un evento de

capacitación mínimo 12 horas para el conocimiento y manejo de los equipos para

un grupo de hasta 12 personas de ELECTROHUILA S.A. E.S.P., a realizar en la

ciudad de Neiva, cubriendo los temas de instalación de los equipos, manejo del

software, programación, principio de operación del IED, criterios básicos de ajuste,

gestión local, operación y diagnóstico de fallas. El evento se realizará en las

instalaciones de ELECTROHUILA S.A. E.S.P.

53

1.1.4.2 NORMAS DE FABRICACIÓN

Los IED deberán ser diseñados, fabricados, probados y suministrados, en

concordancia con la última versión y revisión de las normas y recomendaciones

IEC entre las cuales se destacan las siguientes:

INSPECTION OF MECHANICAL STRUCTURE

DESCRIPTION REFERENCE RESULT

Making and mechanical structure IEC 60255-5 and IEC 60255-6

OK

Enclosure class of the flush-mounted IED IEC 60529 • IP 54 front side • IP 20 rear side, connection terminals

Clearance and creepage distances IEC 60255-5 OK

INSULATION TESTS

TEST REFERENCE REQUIREMENT

Dielectric test IEC 60255-5 2 kV, 50 Hz, 1 min 500 V, 50 Hz, 1 min Communication

Impulse voltage test IEC 60255-5 5 kV, 1.2/50 μs, 0.5 J 1 kV, 1.2/50 μs, 0.5 J Communication

Insulation resistance measurement IEC 60255-5 >100 MΩ, 500 VDC

Protective bonding resistance IEC 60255-27 <0.1 Ω, 4 A, 60 s

ELECTROMAGNETIC COMPATIBILITY TESTS

PHENOMENON REFERENCE TEST LEVEL

1 MHz/100 kHz burst disturbance test IEC 61000-4-18 and IEC 60255-22-1, class III

1 kV differential mode 2.5 kV common mode

Electrostatic discharge test IEC 61000-4-2, IEC 60255-22-2, IEEE C37.90.3.2001

8 kV contact discharge 15 kV air discharge

Radio frequency interference tests

IEC 61000-4-6 and IEC 60255-22-6, class III

10 V (rms) f=150 kHz...80 MHz

IEC 61000-4-3 a and 10 V/m (rms)

54

IEC 60255-22-3, class III

f=80...2700 MHz

ENV 50204 and IEC 60255-22-3, class III

10 V/m f=900 MHz

Fast transient disturbance test IEC 61000-4-4 and IEC 60255-22-4

All ports • 4 kV

Surge immunity test IEC 61000-4-5 and IEC 60255-22-5

Communication • 1 kV All other ports • 4 kV line-to-earth • 2 kV line-to-line

Power frequency (50 Hz) magnetic field IEC 61000-4-8 300 A/m continuous

Voltage dips and short interruptions IEC 61000-4-11

30%/10 ms 60%/100 ms 60%/1000 ms >95%/5000 ms

Power frequency immunity test IEC 61000-4-16 and IEC 60255-22-7, class A

Binary inputs only 150 V rms differential mode 300 V rms common mode

Emission tests • Conducted • Radiated

EN 55011, class A and IEC 60255-25

0.15...0.50 MHz • <79 dB(μV) quasi peak • <66 dB(μV) average 0.5...30 MHz • <73 dB(μV) quasi peak • <60 dB(μV) average 30...230 MHz • <40 dB(μV/m) quasi peak, measured at 10 m distance 230...1000 MHz • <47 dB(μV/m) quasi peak, measured at 10 m distance

CLIMATIC ENVIRONMENTAL TESTS


Dry heat test IEC 60068-2-2 +55°C 96 h +85°C 16 h 1

Dry cold test IEC 60068-2-1 -25°C 96 h -40°C 16 h

Damp heat test IEC 60068-2-30 +25...+55°C, Rh>93% 6 cycles (12 h + 12 h)

Storage test IEC 60068-2-48 +85°C 96 h -40°C 96 h

1. For IED'S with an LC communication interface, the maximum operating

temperature is +70oC

55

MECHANICAL TESTS


Vibration tests (sinusoidal) IEC 60068-2-6 (test Fc) and IEC 60255-21-1

Class 2

Shock and bump tests

IEC 60068-2-27 (test Ea Shock), IEC 60068-2-29 (test Eb Bump) and IEC 60255-21-2

Class 2

1.1.4.3 REQUISITOS GENERALES Y DE CONSTRUCCIÓN DE LAS IED'S A

SUMINISTRAR

Todos los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED'S) a suministrar deben ser de

estado sólido, construidos de acuerdo con las últimas técnicas, de tipo numérico y

controlados por microprocesador. Deberán disponer de medios para conservar la

programación y los registros almacenados, en caso de interrupción de su

alimentación de energía. El montaje de los IED'S se realizará en forma vertical u

horizontal según el caso, sobre la lámina (flush-mountinghousing) de la puerta

frontal de las celdas existentes. Los IED'S deberán ser de bajo consumo, diseño

compacto y con conexiones posteriores para cables mediante tornillos (screw-

typeterminals). El control e intercambio de información de los IED'S se debe poder

realizar en forma independiente, en los tres niveles siguientes:

a) De manera local a través de una interfaz hombre-máquina (IHM) en el

frente de cada IED.

b) Mediante un computador portátil (que no hace parte de este suministro) que

se podrá conectar a un puerto ubicado en el frente de cada IED, utilizando

el software de usuario que el fabricante debe suministrar con los equipos.

56

c) Mediante una red Ethernet (para protocolo IEC61850 o protocolo DNP3.0)

de datos que permita su enlace con un sistema de control, medida, gestión

y registro de eventos a través de puertos posteriores.

Con los IED'S deberán suministrarse los programas de interfaz con el usuario y

sus respectivas licencias, las cuales se utilizarán para la configuración y ajuste de

los IED'S, listado de parámetros, lectura de eventos y despliegue de valores

medidos, los cuales deberán ser del tipo menú autoexplicativo, y con rutinas para

prueba o diagnóstico de los IED'S, preferiblemente en ambiente Windows.

Los IED'S dispondrán de auto supervisión continua y de auto diagnóstico para

detección de las fallas físicas y lógicas con indicación de indisponibilidad del IED a

través del panel frontal mediante diodos luminosos (LED's), por contactos libres de

tensión y mediante el sistema de comunicaciones.

Todos los IED'S deberán permitir la lectura en el display de medidas instantáneas

de corriente, tensión.

Cada IED debe soportar un nombre descriptivo de al menos 8 caracteres con el fin

de proveer al usuario final un único nombre de cada IED dentro de su sistema y

además que pueda identificar correctamente a cada dispositivo utilizando los

nombres preestablecidos.

El IED ofrecido debe contar con un certificado KEMA IEC 61850 o equivalente,

para verificar que el dispositivo cumple con la norma y el protocolo será nativo

para el equipo.

57

1.1.4.4 FUENTES DE ALIMENTACIÓN

Cada IED deberá estar equipado con las fuentes internas necesarias para

alimentar los componentes que lo constituyen, con la capacidad suficiente para

suministrar los voltajes y las potencias internas requeridas.

1.1.4.5 UNIDAD CENTRAL DE PROCESO CPU

Deberá ser microprocesada de última tecnología, con capacidad y velocidad de

procesamiento acordes con las funciones solicitadas para el sistema.

El módulo CPU deberá disponer como mínimo de una memoria no volátil para los

programas operativos del sistema, una memoria RAM de tipo Flash para los datos

y parámetros del proceso, y una memoria no volátil para el programa de

aplicación.

1.1.4.6 ADQUISICIÓN DE DATOS Y MEDIDA DE VARIABLES ELÉCTRICAS

La adquisición de las variables eléctricas del sistema supervisado se realizará

mediante una conexión con los núcleos secundarios de los transformadores de

medida (corriente y tensión), los cuales tienen las siguientes características

técnicas:

Transformadores de Corriente: Señales provenientes de núcleos

secundarios de cinco (5) Amperios, de corriente nominal.

58

Transformadores de Tensión: Señales provenientes de núcleos

secundarios de 115/Raiz3 Vac, 110/Raiz3 Vacó 120/Raiz3 Vac. La

relación de transformación debe ser programable mediante el software de

programación de los IED'S.

Los valores instantáneos de medidas eléctricas deben ser presentados en el

display del IED en tiempo real y deberán ser como mínimo las siguientes:

Tipo Descripción Fase

Trifásica Transmisión de datos al Centro de Control

Remoto A B C

Voltaje Voltaje fase - neutro (kV) Sí Sí Sí Sí

Voltaje fase – fase (kV) Sí Sí Sí Sí

Corriente Corriente de fase (Amperios) Sí Sí Sí Sí

Potencia

Potencia activa (MW) Sí Sí Sí Sí Sí

Potencia reactiva (MVAR) Sí Sí Sí Sí Sí

Potencia aparente (MVA) Sí Sí Sí Sí Sí

Frecuencia Frecuencia del sistema (HZ) Sí Sí

Energía Energía activa (MWh) Sí Sí Sí Sí Sí

Energía reactiva (MVArh) Sí Sí Sí Sí Sí

1.1.4.7 MARCACIÓN DE EVENTOS Y ALARMAS

Esta función del IED será la encargada de efectuar la marcación del tiempo de

ocurrencia de los eventos y de las alarmas que se presenten en los equipos de la

subestación, medidas que deben contar con una resolución para marcación de

eventos menor o igual a un (1) milisegundo.

Ante la ocurrencia de una señal de alarma previamente configurada en el IED,

dicha alarma deberá ser mostrada automáticamente en la interfaz hombre-

máquina del IED en una línea que reporte la última señal de alarma ocurrida. Los

principales eventos que deberán ser considerados como alarmas, son los

siguientes:

59

Fallas en los equipos o elementos de la subestación.

Violación de valores límites preestablecidos.

Valores análogos o valores acumulativos con desviaciones de la operación

normal.

Fallas en el sistema de control, medida, protección o de comunicaciones.

Fallas en la ejecución de los comandos.

Fallas de software o hardware.

1.1.4.8 REGISTRO DE EVENTOS

Los IED'S deberán tener la capacidad para almacenar las medidas y los últimos

eventos ocurridos. Los eventos deberán ser reportados en tiempo real y

almacenados con el tiempo de ocurrencia del evento en forma cronológica, con

marcación de tiempo de adquisición con una resolución menor o igual a un (1)

milisegundo. Los eventos deberán ser reportados con texto de identificación

completa de la señal, fecha y hora de su ocurrencia con la resolución solicitada.

Los registros de eventos se deben conservar en la memoria interna del IED, ante

una pérdida de la alimentación de energía.

1.1.4.9 SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO

Cada IED debe tener incorporado como base de tiempo para el registro de todos

los eventos, un sistema de reloj interno con una resolución menor o igual de un (1)

60

milisegundo y deberán permitir sincronización de tiempo por medio de protocolo

de red IEC 61850 e IRIG-B.

El módulo de sincronización de tiempo embebido dentro del IED debe cumplir con

el estándar IRIG-B y/o SNTP, para garantizar que al estándar IEC-61850 se le

suministre la resolución de microsegundos que se requiere.

El proponente deberá suministrar instalar, configurar e integrar un equipo de

sincronización de tiempo GPS en cada subestación donde no se cuente con este

equipo, el cual servirá como respaldo cuando la comunicación de nivel 2 a nivel 3

no se encuentre disponible.

El Reloj de tiempo maestro GPS a suministrar deberá contar con puertos de

sincronización IRIG-B y SNTP y deberá entregarse configurado e integrado a la

red LAN de control y gestión de cada subestación.

1.1.4.10 PUERTOS DE COMUNICACIÓN Y PROTOCOLOS

Interfaces frontales: Los IED deben poseer al menos una interfaz de conexión

frontal, que permita cargar los programas y realizar cambios y ajustes a la

configuración de los IED'S.

Interfaces posteriores: Los IED'S deben poseer interfaces físicas para

comunicación en los protocolos requeridos y descritos en el presente documento,

dichas interfaces deberán ser libremente configurables en dirección (serial o IP),

máscara de red y puerta de enlace (interfaces Ethernet), velocidad y protocolo a

utilizar (Interfaces seriales) y demás parámetros requeridos.

61

Las interfaces Ethernet de comunicación de los IED'S deben ser ópticas con

conector ST o LC multimodo, 100 BaseFx.

Cada interfaz Ethernet del IED debe soportar nativamente cada uno de los

protocolos del estándar IEC 61850 mencionados a continuación:

Reportes IEC 61850 vía MMS.

Polling IEC 61850 vía MMS.

Control IEC 61850 vía MMS.

Auto descripción de IED'S IEC 61850 vía MMS.

Mensajería GOOSE IEC 61850.

Configuración IEC 61850 con archivos SCL cargados directamente al IED

vía XML.

Funciones de ingeniería y gestión utilizando estándar TCP/IP.

Recolección de reportes de eventos utilizando estándar TCP/IP.

Y protocolo DNP3.0 sobre estándar TCP/IP.

1.1.4.11 REQUERIMIENTO DE LOS MENSAJES GOOSE

La implementación de mensajes GOOSE IEC 61850 en cada IED debe soportar

los siguientes requerimientos:

Publicar al menos 8 mensajes GOOSE, que incluyen datos Analógicos y

Digitales.

62

Suscribirse, aceptar y procesar al menos 24 mensajes GOOSE, que

incluyen datos Analógicos y Digitales.

Verificar la calidad de los mensajes GOOSE.

Procesar Data elements y su calidad asociada.

Soportar prioridades en el etiquetado de los mensajes GOOSE.

Soportar identificación de VLAN para los mensajes GOOSE.

Soportar la edición de data set publicados en los mensajes GOOSE, para

que el usuario pueda seleccionar cuál de ellos quiera enviar.

1.1.4.12 INFORMACIÓN TÉCNICA

El contratista debe suministrar la información técnica para ELECTROHUILA S.A.

E.S.P. pueda usar, mantener y actualizar el software suministrado. La información

deberá ser como mínimo la recomendada por la publicación IEC61187, incluyendo

entre otros, los siguientes documentos:

Manuales técnicos.

Manuales de operador.

Manuales de instalación.

1.1.4.13 INTERFAZ HOMBRE/ MÁQUINA (IHM)

Cada IED debe contar con un display, el cual deberá venir integrado directamente

con éste. Esta interfaz debe permitir realizar al menos funciones de supervisión,

en forma local, para lo cual debe contar como mínimo con las siguientes

características:

Display de cristal líquido (LCD) tipo gráfico.

63

El LCD debe mostrar eventos, disparos, medidas análogas en tiempo real,

ajustes e información del estado de la autocomprobación del relé.

Al menos 15LED's de señalización y botones para control e indicación local.

Los LED's de señalización deben indicar localmente el estado de operación del

relé.

1.1.4.14 MÓDULOS DE ENTRADAS DIGITALES

Estos módulos deben ser empleados para la entrada de señales del proceso como

son las indicaciones de posición de equipos, alarmas, estados, etc., y adaptarlas

para la operación interna del IED. Las señales serán recibidas del proceso a

través de contactos independientes a un voltaje nominal de 120 Vcc, con rango

de operación entre 80% y 110% de dicho voltaje. La cantidad mínima a incluir en

cada IED, debe estar de acuerdo al requerimiento específico del capítulo 1.3.3 y

en ningún caso podrá ser inferior a dieciséis (16) entradas digitales.

1.1.4.15 MÓDULOS DE ENTRADAS ANALÓGICAS

Estos módulos servirán para la conexión de las señales análogas trifásicas (cuatro

hilos) de corrientes a 5 Amperios nominales y voltajes (fase-tierra) del proceso a

115/Raíz3 Voltios (o en algunos casos: 110/Raíz3 voltios ó 120/Raíz3 voltios)

nominales. Cada señal deberá ser aislada galvánicamente.

Cada módulo de entrada analógico debe contener su propio convertidor

análogo/digital, circuitos de control y multiplexión, de tal manera que si se presenta

un daño en la parte común de una tarjeta no se extienda a los demás módulos;

64

igualmente si se presenta un daño en el circuito de una señal individual, no se

deberán afectar las demás señales del módulo al cual está conectado.

La cantidad mínima de entradas analógicas a incluir en cada IED, deberá estar de

acuerdo al requerimiento específico del capítulo 1.3.3 y en ningún caso podrá ser

inferior a:

Cuatro (4) entradas analógicas de corriente (3 fases y neutro), para conectar

los transformadores de corriente.

Tres (3) entradas analógicas de voltaje (3 fases, 4 hilos) para conectar los

transformadores de tensión.

1.1.4.16 MÓDULOS DE SALIDAS DIGITALES

Las salidas digitales del IED deben ser por medio de contactos libres de tensión

(secos), que sirvan a su vez como medio de aislamiento galvánico entre el equipo

y el proceso. Los relés auxiliares internos de salida, deberán ser de bajo consumo

y alimentados desde el propio IED.

Cada uno de los contactos de salida digital de los IED'S, debe ser diseñado

para circuitos a 125 Voltios de corriente continua (125 Vcc), con una capacidad

mínima permanente de cinco (5) Amperios (“makingcurrent” mínima de 30

amperios durante 0.5 segundos) y apropiado para operar las bobinas apertura y

cierre de los equipos de maniobra de la subestación.

65

La cantidad mínima a incluir en cada IED, deberá estar de acuerdo al

requerimiento específico del capítulo 1.3.3 y en ningún caso podrá ser inferior a

catorce(14) salidas digitales.

1.1.4.17 MÓDULOS DE INTERFAZ PARA COMUNICACIONES

Cada uno de los IED'S debe venir dotado como mínimo, con los siguientes puertos

de comunicación:

Un puerto frontal, USB o Ethernet con conector RJ45 para comunicación

local que permita cargar los programas y realizar los cambios de ajustes de

los IED, mediante un computador portátil (dicho computador no hace parte

del suministro), No se admiten interfaces seriales RS232 o similares.

Interfaz de comunicación óptica con conector ST o LC multimodo,

100BaseFX que cumplan con el protocolo DNP3.0 y a su vez la norma de

comunicación IEC61850-8-1, y que permitan una comunicación permanente

con un controlador de subestación (CSE). El protocolo de comunicaciones

IEC61850 o DNP3.0 deberá estar nativo en el IED, es decir que no se

aceptarán convertidores de protocolo externos. El contratista deberá

suministrar toda la información necesaria para que el protocolo de

comunicación pueda ser emulado, de forma que se garantice una

comunicación transparente cuando se efectúe la gestión remota.

Interfaz de comunicación serial RS485 para comunicación mediante

protocolo IEC60870-5-103 y DNP3.0.

66

1.1.4.18 FUNCIONES DE CONTROL, ADQUISICIÓN DE DATOS Y

ASIGNACIÓN DE COMANDOS

Estas funciones deberán permitir al operador realizar las acciones de comando

requeridas para el control de los equipos de maniobra de la bahía

correspondiente, ya sea en forma local desde la interfaz hombre-máquina del IED

o desde un Centro de Control Remoto.

La información acerca del estado de los equipos de la subestación, debe ser

adquirida mediante los módulos de entrada digitales y corresponde básicamente a

la posición de los equipos de maniobra (abierto/cerrado) y las alarmas generadas

en la bahía respectiva.

La ejecución de comandos (abrir/cerrar) para realizar la operación de los equipos

de maniobra de la subestación, se debe realizar mediante las salidas digitales del

IED. El comando de cierre del interruptor debe ser interrumpido inmediatamente

bajo condiciones de falla.

Para seguridad en la operación local, se deben considerar los siguientes aspectos:

Prácticas y procedimientos de operación: El sistema deberá incluir las

secuencias de selección antes de ejecución, y de verificación antes de

operar.

El sistema deberá proveer al operador, a través de la interfaz hombre-

máquina, de la realimentación necesaria para verificar que el sistema ha

interpretado su intención antes de ejecutar la acción de control. Si resulta

una verificación invalida, la selección deberá ser cancelada.

67

1.1.4.19 SELECCIÓN DEL MODO DE OPERACIÓN (LOCAL/REMOTO)

Para la selección del modo de operación, el IED debe disponer del hardware y del

software necesario. De acuerdo con el modo de operación seleccionado, se

habilitará el sitio desde el cual se puedan comandar los equipos de la subestación,

teniendo en cuenta las respectivas lógicas de enclavamiento que permitan realizar

una correcta y segura operación.

Al seleccionar la posición LOCAL en el IED, se habilitará la posibilidad de realizar

el comando de los equipos de maniobra desde la interfaz hombre-máquina (IHM)

local instalada en la parte frontal el respectivo IED.

En la posición REMOTO del selector en el IED, se habilitarán los modos de

operación desde un Centro de Control remoto a través de una red Ethernet de

comunicaciones, mediante el protocolo estándar IEC 61850.

1.1.4.20 BLOQUEOS Y ENCLAVAMIENTOS DE OPERACIÓN

Esta función permitirá la operación en forma segura y correcta de los equipos de

maniobra asociados a cada circuito. Cuando se seleccione un equipo para

operación, esta función deberá tener la información acerca de la posición de todos

los equipos involucrados en dicha operación y deberá evaluar las posiciones

actuales junto con otras condiciones tales como existencia de tensiones, tensión

de barras, protecciones operadas, etc. Una vez todas las condiciones de

operación se hayan cumplido, de acuerdo con la lógica de enclavamiento

preestablecida, deberá habilitar la apertura o el cierre del equipo seleccionado.

68

1.1.4.21 FUNCIONES DE PROTECCIÓN

Estos Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) deben cumplir como mínimo con

las siguientes funciones de protección, las cuales deben tener señalización

programable mediante: Contactos libres de tensión, Indicación en LED frontales,

despliegue alfanumérico y a través de los módulos de comunicación remota.

1.1.4.22 SOBRECORRIENTE 50/50N/51/51N

La protección de sobrecorriente de fases y tierra del relé debe tener dos 2

elementos independientes uno para fases y otro para neutro con parametrización

individual de ajustes de corriente de arranque, curva y dial para cada uno de los

elementos. El relé Deberá poseer tres entradas de corriente para las fases y una

entrada de corriente para la protección de tierra

La función de protección sobrecorriente debe poseer:

Elemento instantáneos para corrientes de corto circuito.

Elemento de tiempo definido.

Elemento de tiempo inverso con posibilidades de variación de curvas de

operación tipo A (normal), tipo B (muy inversa) y tipo C (extremadamente

inversa), de acuerdo con la norma IEC 60255-4.

69

1.1.4.23 SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL DE FASES Y TIERRA (67/67N)

Con curvas tiempo-corriente seleccionables según normas IEC y funciones de

alarma y disparo. Respuesta instantánea y temporizada. Con registro de variables

análogas y binarias antes y después de fallas en memoria no volátil, con

resolución de 1ms. Se deberá disponer de disparo y señalización independiente

entre la unidad de fase y tierra.

1.1.4.24 BAJA TENSIÓN Y SOBRE TENSIÓN (27/59)

Ambas funciones se deben poder temporizar con tiempo definido. La

temporización podrá realizarse en un rango como mínimo de 0 a 60 segundos.

Los valores de puesta en trabajo serán ajustables como mínimo entre 40% y 80%

de la tensión nominal para la función de baja tensión, y entre 100% y 150% para la

función de sobre tensión.

1.1.4.25 MONITOREO DE FALLAS

Cada IED debe tener una capacidad de memoria que le permita almacenar en

formato Comtrade (Common format for transient data exchange), por lo menos

cien (100) eventos oscilográficos programables de treinta (30) ciclos cada uno,

indicando como mínimo: fecha, hora, tipo del evento, funciones de protección

activadas y fases involucradas.

70

1.1.4.26 SUPERVISIÓN CIRCUITO DE DISPARO (74)

El relé debe permitir mediante lógica y hardware del mismo la implementación de

la supervisión del circuito de disparo, la cual deberá dar alarma para las siguientes

contingencias:

Fallas en la bobina de disparo o en su cableado, independientemente de la

posición del interruptor.

Fallas en los contactos auxiliares del interruptor.

Fallas en el IED mismo.

1.1.4.27 SOBRE Y BAJA FRECUENCIA (81)

Las funciones de sobre y baja frecuencia, deberán proteger los circuitos contra

frecuencias anormales en el sistema. Tanto la función de sobre frecuencia como

la de baja frecuencia, deben estar compuestas por al menos dos elementos

independientes con retardo ajustable de tiempo definido y con un grado de

precisión en su respuesta menor o igual a +/- 30mhz en frecuencia y menor o igual

a +/-50ms en tiempo.

1.1.5 RED LOCAL DE COMUNICACIONES Y GESTIÓN DE PROTECCIONES

Con el fin de garantizar la adecuada integración de los equipos objeto del presente

suministro, el oferente deberá suministrar los equipos de comunicación Ethernet

requeridos en cada subestación para realizar la transferencia de comunicación

entre niveles 1 y 2. Dichos equipos deberán ser de tipo industrial, certificados

según IEC61850 e IEEE1613 y permitirán la conexión de cada IED utilizando para

71

tal fin patch cords de fibra óptica. No se admite conexión mediante cables de

cobre.

El oferente deberá suministrar, instalar y configurar la cantidad necesaria de

switches Ethernet requerida en cada subestación con el fin que se cumpla con una

reserva de puertos de al menos 20% para futuras expansiones.

La arquitectura de las redes Ethernet de cada subestación para control y gestión

de protecciones será establecida en topología tipo estrella en fibra óptica. La

configuración de los equipos de comunicación deberá estar de acuerdo a los

equipos de comunicación existentes en cada subestación, esto incluye las

adecuaciones o reconfiguraciones necesarias que para el caso específico de las

subestaciones del anillo Neiva deben realizarse en los equipos multiplexores

FOX515 con el fin de establecer o extender la red de gestión de protecciones

requerida.

La red de Gestión de protecciones deberá incluir todos los reles existentes en la

subestación a intervenir, es decir también aquellos que no sean suministrados

dentro del alcance del contrato que de la presente invitación se derive, siempre y

cuando estas protecciones cuenten con puerto Ethernet que así lo permita. Para el

caso de las protecciones de las subestaciones del anillo Neiva que no tengan

puerto Ethernet, deberá mantenerse y verificarse desde la estación de ingeniería

del centro de control que se mantenga la gestión de protecciones actual.

72

1.1.5.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS SWITCHES DE COMUNICACIÓN

ETHERNET

Los switches serán de tipo industrial, aprobados según IEC61850 e IEEE1613,

deberán permitir la configuración de esquemas de redundancia mediante RSTP

(IEEE802.1D) y MRP (IEC62439), la latencia típica deberá ser inferior a 3us a

100Mbps y permitirán el establecimiento de VLAN´s y manejo de prioridades.

Los switches deberán tener carcaza metálica y soportarán temperatura ambiental

hasta 60° C en operación continua, no deberán poseer partes móviles

(ventiladores), la fuente deberá ser interna de tipo universal AC-DC y podrán ser

alimentados a 120 (90-250) VAC o 125 (80 – 300) VDC indistintamente. No se

admitirán fuentes externas.

Permitirán configuración rápida del equipo mediante descarga de la configuración

usando unidad de almacenamiento USB externa, monitoreo remoto mediante

SNMP e interfaz web, configuración de niveles de acceso y de seguridad mediante

contraseña y autenticación (IEEE802.1x).

Las normas o estándares que deberán cumplir los equipos serán las enunciadas a

continuación:

IEC61850 IEEE802.1x

IEEE1613 IEEE802.1AB

EN61000-4 IEEE802.3

IEEE C37.90 IEEE1588

IEC60068-2 SNTP

73

IEEE802.1d SNMP

IEEE802.1D/p Radius

IEEE802.1Q RMON

1.1.6 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS

Con la oferta, el proponente debe entregar la siguiente información diligenciada, la

cual servirá de base para la evaluación técnica de los IED ofrecidos.

REQUISITOS TÉCNICOS

a. Constructivos Especificado

Tecnología Estado sólido

Tipo Numérico

Tiempo de operación de los contactos (ms) < 40

Funciones de autochequeo para hardware y software SÍ

Funciones de autodiagnóstico para hardware y software SÍ

Indicadores de operación tipo LED, mínimo 11, programables y configurables SÍ

Reposición manual o remota indicador de operación SÍ

Temperatura de Servicio (°C) -25 a +55

Temperatura de almacenamiento (°C) -40 a +85

Grado de protección IP parte frontal IP54

Grado de protección IP parte posterior IP20

Tipo de montaje flushmounting Sí

Unidad extraíble, y automáticamente cierren los circuitos secundarios de los CT´s cuando el relé sea extraído.

Sí

Tipo de conexión ( bornera de enchufe, bornera atornillable) INDICAR

Tropicalizado SÍ

b. Eléctricos

74

Fuente de alimentación universal 100 - 240 VAC y

48 - 250 VDC

Entradas digitales

Tipo optoacopladas

Conectables a lógica programable SÍ

Modo de tensión de entrada con umbral de activación/desactivación Seleccionable

Todas las entradas digitales son libremente configurables Sí

Salidas digitales de potencia

Contactos Libres de potencial

Intensidad en servicio continuo (A) 5

Intensidad máxima resistiva durante 0,5 s (A) 30

Capacidad de corte con L/R=0,04 s, a 125 Vcc (A) 0.25

Entradas analógicas

Entradas de corriente de 1 ó 5 amperios configurable por software Sí

Sobrecarga circuitos de tensión (veces Vn permanentemente) 2

Sobrecarga circuitos de tensión (veces Vn durante 10 s) 3

Sobrecarga circuitos de corriente (veces In permanentemente) 4

Sobrecarga circuitos de corriente (veces In durante 1 s) 100

Capacidad térmica circuitos de corriente ( A ) continuos 5

Conexión de puesta a tierra SÍ

c. Mecánicos

Resistencia mecánica de vibraciones IEC 60255-21-1 CLASE 2

Resistencia mecánica de choques y sacudidas IEC 60255-21-2 CLASE 2

Ensayo sísmico IEC 60255-21-3 CLASE 2

d. Comunicaciones

El relé debe soportar IEC61850 incluyendo comunicación horizontal de alta prioridad GOOSE

SÍ

Interfases de comunicación compatibles con otros fabricantes SÍ

Intercambio de información local con indicadores LED's de alarma SÍ

Intercambio de información local con interfaz hombre-máquina con despliegue digital LCD

SÍ

Pantalla gráfica para visualizar el estado de los elementos de la bahía o celda

Sí

75

Intercambio de información local con computador portátil con uso de software de usuario

SÍ

Intercambio de información Remota con computador portátil con uso de software de usuario

SÍ

Velocidad de transmisión (Mbps) ≥ 10/100

Aplicación WEB basada en JAVA para control y operación remota, gestión de protecciones

SÍ

Protocolos de comunicación

IEC 61850, DNP 3.0, Modbus, IEC 60870-5-103, a selección del

cliente

Puerto frontal Ethernet RJ45

Puerto posterior

Puertos Ethernet RJ45, Puertos

Ethernet de fibra óptica Multimodo con conector LC,

redundantes a selección del

cliente

Firmware estable SÍ

e. Niveles de acceso

Códigos de acceso por nivel de operación SÍ

f. Grupos de ajuste

Tablas de ajuste Seleccionable Sí, Mínimo 4

g. Funciones de control

Apertura y cierre de interruptor SÍ

Selección modo de operación Local-Remoto SÍ

Lógica de control programable en cada equipo SÍ

h. Funciones de Protección

SENSOR ÓPTICO PARA PROTECCIÓN CONTRA ARCO INTERNO SÍ

Protección de sobrecorriente debe operar en un tiempo inferior a 1.5 ciclos SÍ

i. Registros

Registrador de disturbios con capacidad mínima de 50 registros de falla SÍ

Registrador de eventos con capacidad mínima de 500 eventos SÍ

j. Software

76

El software de configuración debe usar nomenclatura IEC61850 SÍ

k. Marcaciones

Placa de características SÍ

Año de fabricación SÍ

l. Certificados

Certificado SGC ISO 9001 SÍ

Protocolos de pruebas SÍ

Certificado NTC ISO IEC 17025 Acreditación Laboratorio SÍ

Certificación KEMA en protecciones y 61850 SÍ

OBSERVACIONES

1.1.6.1TRABAJOS EN LAS CELDAS

Se realizarán los siguientes trabajos:

Diseño mecánico de las puertas y/o adecuación de las puertas existentes.

Diseño eléctrico del cableado de los relés.

Desmonte del relé existente.

Montaje de la IED en la puerta nueva o adecuada.

Montaje de los relés nuevos.

Configuración y pruebas de los relés nuevos en los módulos de medición,

control y protección.

Conexionado de las IED'S manteniendo las funciones de señalización,

control y protección efectuando y garantizando una total integración de la

misma a su celda, al MicroScada de cada subestación y al centro de control

(MicroScada, Base de Datos Histórica, Estación de Ingeniería).

77

Conexionado de las comunicaciones utilizando fibra óptica y configuración

estrella.

Configuración de equipos de comunicación existentes (Switches Eternet,

Multiplexores de fibra óptica FOX515 ABB).

Se deberá incluir la totalidad del marquillado y las placas de identificación

en cada celda.

Juego de planos As Built por celda y por IED (en medio duro y en medio

magnético).

1.1.6.2 PRUEBAS A REALIZAR

Prueba de funcionamiento y operatividad de la celda en su conjunto con la

nueva IED desde el Scada existente en cada subestación y el Scada

correspondiente en el centro de control. (MicroScada PRO 9.2 o Survalent

según el caso).

Prueba de descargue de la información a la BD HIS 600 del centro de

control y en el OMS (directamente o a través del Front End dispuesto para

este fin según el caso – Scada Survalent directamente a OMS, Scada

MicroScada Pro a través de Front End mencionado).

Prueba de configuración y acceso a cada IED desde la Estación de

Ingeniería del Centro de Control.

COMENTARIO: Las IED'S que se retiran deberán entregarse a Electrohuila con

informe diagnóstico de su operatividad al momento de ser intervenida para su

reposición.

TODAS LAS IED'S NUEVAS DEBERÁN QUEDAR INSTALADAS EN SU

CELDA RESPECTIVA Y VINCULADAS TOTALMENTE AL SCADA Y AL

78

CENTRO DE CONTROL.Y VINCULADAS Y GESTIONADAS DESDE LA

ESTACIÓN DE INGENIERIA DEL CENTRO DE CONTROL A TRAVES DE UNA

RED DE GESTIÓN DE PROTECCIONES QUE CUMPLA CON LOS

REQUISITOS, CONSULTAS, REPORTES EN LOS FORMATOS EXIGIDOS EN

LA REGULACIÓN ACTUAL VIGENTE PARA ANALISI DE ACTUACION DE

PROTECCIONES Y REPORTES DE EVENTOS ANTE XM.

1.1.6.3 TRANSPORTE

El contratista deberá incluir dentro de sus costos el valor del transporte de los

elementos, accesorios herramienta y personal.

NOTA: Las cotizaciones deben presentarse discriminados por valores unitarios

para cada uno de los ítems a cotizar.

1.1.6.4 ASPECTOS GENERALES

El contratista se obliga bajo su exclusiva dirección y responsabilidad al diseño,

fabricación, suministro DDP, adaptación, pruebas y puesta en servicio de las IED'S

y capacitar a las personas que designe la ELECTROHUILA S.A.E.S.P en el

correcto manejo de todas las funciones y mantenimiento que tienen las nuevas

IED'S y su vinculación a MicroScada y Centro de control o Scada Survalent, BD

Histórica HIS 600, estación de ingeniería y Base de dataos OMS.

Teniendo en cuenta que las IED'S que se remplazaran pertenecen a celdas

vinculadas a Scada y Centro de Control, el oferente favorecido con el objeto de la

presente invitación a cotizar, deberá garantizar que las celdas en su conjunto

mantengan su vinculación al MicroScada Pro o Scada Survalent de cada

subestación y Centro de Control y su vinculación a la BD Histórica, BD OMS y

79

Estación de Ingeniería e incluir la ingeniería y recursos de materiales y personal

que se requieran para cumplir a cabalidad con el objeto de esta invitación.

a. La capacitación será por cuenta del proponente y deberá establecerse

claramente el personal que va a dar la capacitación al personal que designe

la ELECTROHUILA S.A. E.S.P en la ciudad de Neiva, para cada una de las

pruebas y funciones con que cuenta el equipo.

b. Debe presentar protocolos de fábrica de los equipos a instalar, los

manuales y catálogos de cada equipo.

c. Debe incluirse en la propuesta el servicio postventa que garantice el soporte

necesario en caso de requerirse durante un tiempo mínimo de un año (01)

después de instalados los equipos y recibido el proyecto a entera

satisfacción de ELECTROHUILA S.A. E.S.P.

d. Todos los equipos y elementos relacionados con el objeto de la presente

invitación deben entregarse instalados, vinculados a Scada y gestionados

desde el centro de control vinculados a la BD HIS 600 u OMS según el

caso, probados y puestos en operación.

e. Deberán entregarse manuales, informes de instalación, procedimientos

para acceder y extraer la información de todos y cada uno de las IED'S,

procedimientos Know-How que permitan a ELECTROHUILA S.A. E.S.P.

efectuar las acciones de operación y mantenimiento, así como las primeras

acciones de revisión y diagnostico antes de acudir un soporte de segundo

nivel.

f. Para los trabajos y desarrollos de ingeniería relacionados con la integración

(el mantener la vinculación a los Scada existentes según su ubicación y

bajo los lineamientos mencionados anteriormente, los oferentes deberán

presentar experiencia específica en integración a los MicroScada ABB y

Survalent y en todo caso presentar las hojas de vida de las personas

80

quienes efectuarían los trabajos en las que se muestre la experiencia

especifica durante los últimos 3 años, deberá adjuntarse también la carta de

intención de estas personas en las que se demuestre que de resultar

ganadora la firma que los presenta, serán quienes ejecutaran las labores;

ELECTROHUILA S.A. E.S.P. no aceptará personal diferente a la hora de

ejecutar los trabajos e integraciones a Scadas y Centro de Control.

Las actividades solicitadas por ELECTROHUILA S.A. ES.P. se encuentran listadas

en ítems, las cuales serán liquidadas teniendo en cuenta como unidad de pago el

valor unitario cotizado por el OFERENTE y aceptado por ELECTROHULA S.A.

E.S.P. para cada ítem.

1.1.7 PARAMETRIZACIÓN, INYECCIÓN, PRUEBAS DE RELÉS DE

PROTECCIÓN Y ACTUALIZACIÓN ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES: ANEXO 4

1.1.8 GESTIÓN DE CALIDAD

En el momento de entregar la propuesta, el CONTRATISTA deberá preparar y

presentar a ELECTROHUILA el plan de calidad en el que especifique cuales

procesos, procedimientos y recursos se aplicaran, por quién y cuándo, para dar

cumplimiento a los requisitos contractuales. El plan de calidad* deberá

comprender como mínimo:

Alcance del servicio.

Objetivos de calidad.

Especificaciones del servicio.

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Responsabilidades.

Control de documentos, datos y registros.

Recursos (Provisión de recursos, materiales, Recurso Humano,

Infraestructura y ambiente de trabajo).

Identificación de requisitos.

Comunicación con ELECTROHUILA.

Procedimientos.

Control de compras.

Control de producto no conforme.

Seguimiento y medición.

Auditorias.

Retroalimentación y mejora.

Este documento será revisado y formalmente aceptado dentro de los treinta (30)

días calendarios siguientes a la formalización del contrato.

*Guía para la elaboración: NTC ISO 10005.

Este documento será revisado y formalmente aceptado dentro de los treinta (30)

días calendarios siguientes a la formalización del contrato.

*Guía para la elaboración: NTC ISO 10005.

Documents

ELECTROHUILA S.A E.S.P. INVITACION PÚBLICA A · PDF fileNEPLAN. Suministro, instalación, vinculación al MicroScada Pro o Scada Survalent, gestión desde el centro de control, pruebas