ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA EQUIPOS ENCAPSULADOS (GIS) CON 1 AISLAMIENTO EN HEXAFLUORURO DE … · ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA EQUIPOS ENCAPSULADOS (GIS) CON AISLAMIENTO EN

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD UEN TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

Código: TE-2810-ET-183-001

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA EQUIPOS ENCAPSULADOS (GIS) CON

AISLAMIENTO EN HEXAFLUORURO DE AZUFRE (SF6) 138 y 230 kv

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Elaborado por: Comité Técnico de Subestaciones

Aprobado por: Director General del Negocio de Transmisión

Rige a partir de: 01-05-2015

Documento Normativo Propiedad del ICE, prohibida su reproducción sin autorización

TABLA DE CONTENIDO

1 PROPÓSITO ................................................................................................................................................. 3

2 ALCANCE ..................................................................................................................................................... 3

3 DOCUMENTOS APLICABLES .................................................................................................................. 3

4 RESPONSABLES ......................................................................................................................................... 4

5 DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS ........................................................... 4

5.1 DEFINICIONES Y TÉRMINOS .............................................................................................................. 4 5.2 SIMBOLOS Y ABREVITAURAS .......................................................................................................... 7

6 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ................................................................................................................ 7

6.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA SUBESTACIÓN AISLADA EN SF6 .................................................... 7 6.1.1 Envolvente ........................................................................................................................................ 9 6.1.2 Dieléctrico sólido .............................................................................................................................. 9 6.1.3 Aislador estanco ............................................................................................................................... 9 6.1.4 Aislador pasante ..............................................................................................................................10 6.1.5 Dieléctrico gaseoso .........................................................................................................................10 6.1.6 Partes conductoras ..........................................................................................................................10 6.1.7 Terminal de acometida/salida..........................................................................................................11 6.1.7.1 Con conexión SF6/cable de potencia ......................................................................................11 6.1.7.2 Con conexión SF6/aire ............................................................................................................11 6.1.7.3 Con conexión SF6/aceite .........................................................................................................12 6.1.8 Sensores UHF ..................................................................................................................................12 6.1.9 Monitoreo de gas sf6 .......................................................................................................................12 6.1.10 Gabinete de Control.......................................................................................................................13 6.1.11 Cable de control ............................................................................................................................15 6.1.12 Estructuras Metálicas ....................................................................................................................15 6.1.13 Conectores Terminales y de Puesta a Tierra .................................................................................16 6.1.14 Compartimentación .......................................................................................................................17

6.2 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LA GIS ..............................................................................................18 6.3 INTERRUPTOR ..........................................................................................................................................19

6.3.1 Construcción ....................................................................................................................................20 6.3.2 Equipo eléctrico para los interruptores ...........................................................................................21 6.3.3 Secuencia de operación ...................................................................................................................22 6.3.4 Gabinete ...........................................................................................................................................23 6.3.5 Circuito de control ...........................................................................................................................23 6.3.6 Contactos .........................................................................................................................................25 6.3.7 Tiempo de interrupción ....................................................................................................................25 6.3.8 Condiciones ambientales y tropicalización .....................................................................................26 6.3.9 Mecanismo de operación .................................................................................................................26 6.3.10 Bobinas de cierre y disparo ...........................................................................................................27 6.3.11 Condiciones de apertura y cierre del interruptor ..........................................................................27


AISLAMIENTO EN HEXAFLUORURO DE AZUFRE (SF6) 138 y 230 kV

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Código TE-2810-ET-183-001

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6.3.12 Operación manual del mecanismo .................................................................................................27 6.3.13 Indicación mecánica de posición ...................................................................................................28 6.3.14 Indicación eléctrica de posición ....................................................................................................28 6.3.15 Transductores Angulares ...............................................................................................................28 6.3.16 Bloqueos ........................................................................................................................................29 6.3.17 Contactos auxiliares ......................................................................................................................29 6.3.18 Alarmas ..........................................................................................................................................30 6.3.19 Otros accesorios ............................................................................................................................30 6.3.20 Otros requisitos a cumplir por los interruptores ...........................................................................31

6.4 CUCHILLAS SECCIONADORAS ..................................................................................................................31 6.4.1 Enclavamiento electromecánico ......................................................................................................33 6.4.2 Cuchillas Seccionadoras de puesta a tierra ....................................................................................34 6.4.3 Mecanismo de operación. ................................................................................................................35 6.4.4 Accesorios ........................................................................................................................................36

6.5 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ........................................................................................................36 6.6 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL .........................................................................................................37 6.7 PLACA DE DATOS .....................................................................................................................................38

6.7.1 Placa de datos interruptor ...............................................................................................................39 6.7.2 Placa de datos cuchillas seccionadoras ..........................................................................................39 6.7.3 Placa de datos transformadores de instrumento .............................................................................39

6.8 GALVANIZADO....................................................................................................................................40 6.9 TRATAMIENTO DE LAS SUPERFICIES ............................................................................................41 6.10 AMPLIACIONES .................................................................................................................................41 6.11 ESPECIFICACIONES SÍSMICAS .......................................................................................................41 6.12 REPUESTOS ........................................................................................................................................42 6.13 HERRAMIENTAS ................................................................................................................................43 6.14 PRUEBAS .............................................................................................................................................44

6.14.1 Pruebas tipo ...................................................................................................................................46 6.14.2 Pruebas de rutina ..........................................................................................................................47 6.14.3 Pruebas en sitio .............................................................................................................................47 6.14.4 Equipo rechazado ..........................................................................................................................48 6.14.5 Inspección de Control de Calidad .................................................................................................49

6.15 MANTENIMIENTO ...................................................................................................................................49 6.16 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA Y PLANOS ...................................................................................................50

6.16.1 Información a entregar en la oferta ...............................................................................................51 6.16.2 Información a entregar después del contrato ................................................................................51

6.17 EMBALAJE Y EMBARQUE ...............................................................................................................54 6.17.1 Embalaje ........................................................................................................................................54 6.17.2 Almacenamiento ............................................................................................................................54

6.18 LISTA DE REFERENCIAS ..................................................................................................................54 6.19 DATOS GARANTIZADOS..................................................................................................................55

6.19.1 Subestación aislada en gas SF6 .....................................................................................................55 6.19.2 Interruptores ..................................................................................................................................55 6.19.3 Cuchillas seccionadoras ................................................................................................................56 6.19.4 Transformadores de corriente .......................................................................................................57 6.19.5 Transformadores de potencial .......................................................................................................58

7 DOCUMENTOS DE REFERENCIA .........................................................................................................58

8 CONTROL DE CAMBIOS .........................................................................................................................58

9 CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN .........................................................58

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PROPÓSITO

Este documento tiene como propósito establecer los requerimientos técnicos y de calidad que deben cumplir los equipos encapsulados con aislamiento en gas SF6 para Subestaciones Eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional en las tensiones de 138 kV y 230 kV

2 ALCANCE

Este documento establece la base técnica general para el proceso de gestión de adquisiciones de equipos encapsulados (GIS) con aislamiento en hexafluoruro de azufre (SF6) 138 y 230 kV, que toda oferta deberá cumplir para ser considerada elegible en el proceso de compra.

3 DOCUMENTOS APLICABLES

Códigos Descripción

IEC 62271-1 Common clause for HV switchgear and controlgear

IEC 62271-203 High-voltage switchgear and controlgear Part 203: Gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages above 52 kV.

IEC 62271-100 High-voltage switchgear and controlgear - Part 100: Alternating current circuit-breakers

IEC 62271-102 High-voltage switchgear and controlgear - Part 102: Alternating current disconnectors and earthing switches

IEC 62271-209 High-voltage switchgear and controlgear Part 209: Cable connections for gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages above 52 kV – Fluid-filled and drytype cable-terminations

IEC 61869-1 Instrument transformers - Part 1: General requirements

IEC 61869-2 Current transformers

IEC 61869-3 Inductive voltage transformers

IEC 60099-4 Metal-oxide surge arresters without gaps for AC systems

IEC 60137 Insulated bushings for alternating voltages above 1000 V

IEC60376 SF6 gas

IEC 60270 Partial discharge

IEC 61639 HV transformer direct connection

IEC 62271-209 HV cable connection



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IEC 60060 High voltage test techniques

IEC 60071 Insulation coordination

IEC 60265 High voltage switches

IEC 60270 High voltage test techniques – Partial discharge measurements

IEC 60376 Specification an acceptance of new sulphur hexafluoride

IEC 60480 Guide to checking of sulphur hexafluoride (SF6)

IEC 60529 Degrees of protection provides by enclosures (IP code)

IEC 60815 Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions

IEC 60859 Cable connections for gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages of 72.5 kV and above.

IEC 61000 Electromagnetic compatibility (EMC)

IEC 62271-303 High-voltage switchgear and controlgear – Use and handing of sulphur hexafluoride (SF6) in high-voltage switchgear and controlgear.

IEEE Std 80-2000 IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding

Por ninguna circunstancia se aceptarán diseños fuera de estándares o de tipo experimental. Tampoco se aceptarán diseños obsoletos que carezcan de las ventajas tecnológicas que mejoren el desempeño en seguridad y confiabilidad en los sistemas eléctricos y que estén disponibles en el mercado.

4 RESPONSABLES

No aplica

5 DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS

5.1 DEFINICIONES Y TÉRMINOS

Autoridad Reguladora: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Ente Regulador

Contrato de conexión: acto administrativo suscrito entre la Empresa de Transmisión, o la empresa distribuidora con un interesado (generador, otra empresa de transmisión o de distribución, un abonado de alta tensión, o un abonado de baja o media tensión con generación a pequeña escala para



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autoconsumo), en donde se establecen las condiciones y requisitos técnicos y comerciales bajo los cuales se brindará el acceso, supervisión y operación integrada con el Sistema Eléctrico Nacional, así como las obligaciones, derechos y deberes a que se comprometen las partes.

Criterios de calidad, seguridad y desempeño: son un conjunto de requisitos técnicos mínimos con los que debe operar el sistema eléctrico regional en condiciones normales y de emergencia, a fin de asegurar que la energía eléctrica suministrada en el MER sea adecuada para su uso en los equipos eléctricos de los usuarios finales, que se mantenga una operación estable y se limiten las consecuencias que se deriven de la ocurrencia de contingencias, y que se mantenga el balance carga/generación en cada área de control cumpliendo con los intercambios programados y a la vez contribuyendo a la regulación de la frecuencia.

Criterios de seguridad operativa: conjunto de definiciones y reglas nacionales y regionales que establecen cómo se debe desempeñar el Sistema Eléctrico Nacional, tanto en condiciones normales de operación como durante contingencias

Empresa de Transmisión: persona física o jurídica concesionaria que suministra el servicio eléctrico en la etapa de transmisión

Línea de transmisión: disposición de estructuras, conductores, aisladores y accesorios para transportar electricidad a alta tensión, entre dos nodos de un sistema de potencia eléctrica

Norma técnica: precepto obligatorio conformado por un conjunto de especificaciones, parámetros e indicadores que definen las condiciones de calidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima con que deben suministrarse los servicios eléctricos

Normativa nacional: conjunto de normas técnicas, procedimientos, criterios y en general cualquier documento en el que se establezcan reglas técnicas- económicas de aplicación obligatoria, emitidas por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP)

Normativa regional: conjunto de normas técnicas, procedimientos, criterios y en general cualquier documento en el que se establezcan reglas técnicas- económicas de aplicación obligatoria, emitidas por la Comisión Regional de Integración Eléctrica (CRIE)

Punto de conexión: lugar topológico donde se enlaza la red del usuario con el Sistema Eléctrico Nacional

Red de distribución eléctrica: parte de la red eléctrica conformada por: barras a media tensión de subestaciones reductoras, subestaciones de maniobra o patios de interruptores, conductores de media y baja tensión, y los equipos de



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transformación, control, monitoreo y protección asociados, para utilización final de la energía

Red de transmisión eléctrica: parte de la red eléctrica conformada por: líneas de transmisión, subestaciones elevadoras (media/alta tensión), subestaciones reductoras (barra alta y media tensión), subestaciones de maniobra o patios de interruptores y los equipos de transformación, control, monitoreo y protección asociados, que cumple con la función de transmisión y está delimitada por los puntos de conexión de los agentes que inyectan o retiran energía.

Red de transmisión nacional: toda la infraestructura de transmisión instalada y operada en el territorio nacional.

Seguridad operativa: aplicación metódica de criterios y procedimiento en la planificación, diseño y operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el objetivo de que pueda soportar los tipos de contingencias consideradas en los criterio de seguridad operativa, manteniendo una operación estable y limitando las consecuencias derivadas del evento o contingencia.

Sistema de control: es el grupo de equipos (unidades de bahía, reguladores, switches, etc) que en conjunto se utilizan para operar, enclavar, regular y monitorear los elementos que constituyen una subestación eléctrica.

Sistema de medición: es el grupo de equipos (contadores de energía, transformadores de potencial y corriente, etc.) que en conjunto se utilizan para la medición y registro de la energía y potencia que se inyecta o retira de un nodo del Sistema Eléctrico Nacional

Sistema de protección: es el grupo de equipos (transformadores de instrumentos, relés, etc.) que en conjunto se utilizan para la protección de equipos y elementos de una red eléctrica

Sistema Eléctrico Nacional (SEN): es el sistema de potencia de Costa Rica, compuesto por los siguientes elementos interconectados: las plantas de generación, la red de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios. Conjunto de empresas y equipamientos dentro del territorio costarricense, interconectados entre sí y regulados por las normas de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.

Sistema Eléctrico Regional (SER): Sistema de América Central compuesto por los sistemas eléctricos de los países miembros

Subestación de Transmisión: parte de un sistema eléctrico de potencia, donde pueden converger y originarse sistemas de generación, líneas de transmisión, o de distribución de electricidad, conformada por transformadores de potencia, interruptores y equipos de control, protección, medición y cuya función es la de elevar o disminuir la tensión de la electricidad o de transferir el transporte o distribución de la misma entre diferentes elementos del sistema de potencia



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Transmisión: transporte de energía a través de redes eléctricas de alta tensión

5.2 SIMBOLOS Y ABREVITAURAS

BIL: Nivel básico de aislamiento (Basic Insulation Level). Grd: Puesto a tierra. kA: Kiloampere. kJ: Kilojoule. kV: Kilovolt. m: metro. MCOV: Máximo voltaje continúo de operación. TC's: Transformadores de Corriente TOV: Sobrevoltaje temporal. TP's: Transformadores de Potencial s: Segundo. SF6: Hexafluoruro de Azufre Um: Voltaje máximo del sistema eléctrico. Uo: Voltaje nominal. μs: Microsegundo.

6 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

6.1 Características generales de la subestación aislada en sf6

a) La subestación debe cumplir con la norma IEC 62271-203. Sus elementos deben ser encapsulados, herméticos, con aislamiento de hexafluoruro de azufre (SF6). Su diseño debe ser compacto y modular.

b) El diseño debe lograr un arreglo claro y lógico, con dimensiones mínimas posibles, de última tecnología y permitir un fácil acceso a todos los componentes para realizar las siguientes acciones:

Futuras ampliaciones.

Mantenimiento.

Pruebas.

Inspección del equipo.

Lectura de los instrumentos.

Cambio de accesorios.

Inyección de gas.



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c) La subestación estará dividida en módulos (línea, transformación, barras). Cada módulo debe estar dividido en un cierto número de compartimentos de gas de manera que:

Un arco eléctrico que se produzca en un compartimento no pueda propagarse a los compartimentos vecinos.

En caso que se dé una fuga, sólo debe existir pérdida de gas en el compartimento afectado.

Cada compartimento de gas debe contener elementos filtrantes estáticos, capaces de absorber la humedad y otros productos de descomposición del gas.

d) Con objeto de facilitar las maniobras de mantenimiento, el diseño de la subestación debe ser tal que permita desmontar por tramos las barras, debiendo corresponder cada tramo desmontado a un módulo, se debe indicar los espacios y áreas requeridas para estos trabajos.

e) Todos los elementos componentes que integran un compartimento (envolventes metálicas, aisladores estancos, juntas y aro-sellos), deben formar un conjunto hermético, de manera que la fuga anual de gas no exceda del 0.5 % del peso total del gas en ese compartimento.

f) Cada compartimento debe disponer de un dispositivo de alivio para lograr que en caso de falla interna se limite la sobrepresión, sin afectar el propio compartimiento ni a los compartimentos contiguos; debiendo preverse que la descarga de gas se haga de manera segura para no dañar al personal de operación.

g) El gas SF6 debe poder reponerse en cualquier compartimento sin afectar el funcionamiento normal de sus componentes.

h) Para evitar que el gas SF6, escape o se contamine en las tuberías de reposición y/o en los diversos compartimentos de supervisión, todas las conexiones deberán estar equipadas con válvulas dobles de no retorno, fabricadas de material adecuado para el uso frecuente.

i) Los límites de cada compartimento de gas de la subestación, deben ser fácilmente identificables desde el exterior, para lo cual el oferente deberá marcar los límites entre compartimentos de gas contiguos (usando una banda de color u otro medio fácilmente visible).

No se permitirán soldaduras en los equipos y envolventes en campo durante el



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montaje, con la excepción de la fijación de la estructura de soporte del GIS al piso.

6.1.1 Envolvente

a) La envolvente debe ser de aluminio.

b) Sólo se permite la unión entre compartimentos por medio de bridas

circulares, con acoplamientos a través de tornillos externos de fácil acceso. Los tornillos deben de ser aptos para compartimientos de alta presión, en aleación de acero inoxidable.

c) Las envolventes metálicas deben venir provistas con los accesorios necesarios para garantizar la continuidad eléctrica en todas las secciones integrantes de la subestación encapsulada.

6.1.2 Dieléctrico sólido

a) Las barras conductoras y los elementos de conexión deben estar

soportados por piezas aislantes de un material adecuado, compatible con el gas SF6 y sus productos, así como con otros metales o materiales empleados en la subestación. Estos aisladores deben resistir los esfuerzos térmicos de la corriente nominal, así como también los esfuerzos dinámicos y térmicos de un corto circuito.

b) La geometría del aislante sólido debe uniformizar el campo eléctrico en las zonas donde se tengan cambios en el medio aislante (sólido, gaseoso). En caso de existir una perforación en el dieléctrico de la instalación, la perforación debe producirse en el dieléctrico gaseoso y no en el dieléctrico sólido.

6.1.3 Aislador estanco

Los aisladores estancos, utilizados para independizar los distintos compartimentos de la instalación, deben soportar las sobrepresiones, que por fallas, se presenten en el interior de un compartimento, evitando que la falla se propague a los demás compartimentos. En caso de que a un compartimento se le desaloje el gas SF6, los aisladores estancos deben soportar en sus caras la máxima una diferencia de presión diferencial que pueda ocurrir (máxima presión de operación de un lado y vacío del otro)



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6.1.4 Aislador pasante

a) Todas las demás piezas aislantes que se utilicen en la subestación

blindada, deben tener perforaciones para permitir el libre paso del SF6.

b) El flujo de gas entre los diferentes compartimentos que deben estar comunicados, debe efectuarse por la parte interna de la envolvente. No se aceptan tuberías o conductos de gas externo, ni siquiera para el monitoreo de presión de gas.

6.1.5 Dieléctrico gaseoso

a) Se debe utilizar SF6 como gas aislante, el cual debe cumplir con lo indicado

en la norma IEC 60376. La presión nominal del gas en los diferentes compartimentos debe ser determinada por los propios fabricantes, con base a su diseño.

b) Dentro del rango de variación de temperatura especificada, la densidad del gas debe mantenerse constante a fin de mantener los niveles de aislamiento requeridos.

6.1.6 Partes conductoras

a) Todas las partes conductoras de la subestación, incluyendo las de barras,

equipos y los elementos de conexión entre ellos, deben tener la sección necesaria para conducir en forma continua la corriente nominal especificada, sin exceder los límites de elevación de temperatura máximos especificados.

b) Las partes conductoras también deben tener la resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos producidos por cortocircuitos y sismo además de minimizar la flexión por su propia masa

c) La superficie de los conductores, incluyendo sus puntos de conexión, deben tener un terminado tal que no se produzca en algún punto, concentraciones del campo eléctrico, que den por resultado descargas parciales o bien la ruptura del dieléctrico.

d) El oferente debe indicar en su cotización, el material de que estén hechas



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las barras conductoras (cobre o aluminio). Cada sección de barras conductoras debe contar con elementos de conexión necesarios para interconectarse a otras secciones de barras, o bien a otros elementos de la instalación.

e) La unión entre los diferentes segmentos que integran la parte conductora de la subestación, debe efectuarse mediante conexiones a base de segmentos de contacto a presión, que garanticen además de un buen punto de contacto, la libre expansión y contracción de las partes conductoras, producidas por la dilatación de las mismas o de la envolvente, a fin de evitar que se produzcan esfuerzos mecánicos sobre los aisladores de soporte.

6.1.7 Terminal de acometida/salida

a) Todas las envolventes para la conexión con terminal de las

acometidas/salidas deben estar dimensionalmente de acuerdo con la norma IEC 62271-203.

6.1.7.1 Con conexión SF6/cable de potencia

a) Este tipo de terminal debe contar con un módulo para entrada con cable de

potencia. Los compartimentos de SF6 deben estar diseñados de tal forma que se tenga un aislador estanco junto a la envolvente asociada al compartimiento de acometida y de salida, de manera que dichas envolventes formen un compartimiento independiente, con su equipo para supervisión del gas.

6.1.7.2 Con conexión SF6/aire

a) Este tipo de conexión realiza la transición del aislamiento con gas SF6 a

aire por medio de un terminal con aislador fabricado con cubierta polimérica a base de silicón. Las superficies expuestas a la atmósfera deben estar libres de imperfecciones.

b) La cubierta del aislador debe tener una estructura química de 100% de goma de silicón antes de la adición de compuestos (fillers). El polímero final debe tener menos del 20% de carbono por unidad de peso. El recubrimiento del núcleo debe ser uniforme y de un espesor mínimo de 3 mm. El material



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debe ser resistente la radiación ultravioleta, a la erosión/carbonización, y tener propiedades hidrofóbicas que eviten la penetración de agua o contaminación.

c) Estos terminales deben resistir 200 kg en tensión, torsión y cantilever.

6.1.7.3 Con conexión SF6/aceite

d) Se realiza por medio de un ducto en SF6 que une a la subestación

encapsulada, con el transformador de potencia, a través de las boquillas SF6/aceite.

6.1.8 Sensores UHF

a) La subestación debe incluir sensores tipo antena o disco de ultra alta

frecuencia (UHF) instalados internamente y permanentemente en la subestación aislada en gas SF6, debe garantizarse que todos los componentes y compartimientos de la subestación son cubiertos por estos sensores, el diseño debe ser aportado por el fabricante con los datos necesarios para determinar que la subestación está cubierta.

b) Los sensores deben tener conexión coaxial o fibra óptica para conectar un detector de descargas parciales estándar. Deben incluirse el ajuste o análisis de sensibilidad una vez que la subestación ha sido instalada y debe realizarse previamente a la prueba de tensión aplicada que se realiza en la puesta en servicio de la subestación, esto con el fin de realizar mediciones de descargas parciales durante la puesta en servicio de la subestación.

6.1.9 Monitoreo de gas sf6

Supervisión del gas:

a) Debido a que la resistencia dieléctrica del gas SF6, depende principalmente de su densidad y ésta depende de la variación de la presión del gas con la temperatura, el oferente debe equipar la subestación con dispositivos para la supervisión del gas. La densidad se debe medir en forma directa a través de la medición de la presión, compensando las variaciones de ésta, originadas por cambios de temperatura.



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b) Para llevar a cabo la supervisión de gas en forma individual para cada uno de los compartimentos, debe disponerse de dispositivos provistos de contactos de señalización para alarma y bloqueo.

c) Los dispositivos para la supervisión del gas en los compartimentos de los interruptores, deberán enviar las siguientes señales:

Primera señal: Esta señal se tiene cuando la presión se reduzca a un valor inferior al especificado, en el que aún se conserve el nivel de aislamiento nominal.

Segunda señal: Se ajusta a un valor límite de presión, después del cual ya no se garantice la capacidad interruptiva nominal. Esta señal se utiliza para dar una alarma de esta condición, así como mandar a bloquear la operación del interruptor.

Los dispositivos que supervisen los compartimentos que no sean de interruptor, deben enviar las siguientes señales:

Primera señal: Se tiene cuando la presión se reduzca a un valor inferior al especificado en el que aún se conserven los valores de nivel de aislamiento nominal.

Segunda señal: Se debe emitir cuando se tengan valores con los que ya no se cumpla con el aislamiento especificado.

6.1.10 Gabinete de Control

El control y la supervisión de la operación del equipo de la subestación encapsulada se llevan a cabo en los gabinetes de control.

a) Las puertas de acceso, se deben ubicar en la parte frontal del mismo y deben contar con bisagras, cerradura con llave y empaque.

b) El gabinete se debe agrupar formando una unidad uniforme y compacta y debe contar con los equipos y aparatos necesarios para desempeñar las siguientes funciones básicas:

Control local de los equipos de maniobra de la bahía, cuchillas e interruptores (circuitos de bloqueo para prevenir operaciones simultáneas y secuencias de operación incorrectas, contadores de operación del interruptor, contactores, relevadores de tiempo, interruptores termomagnéticos, etc.).

Señalización y alarmas. Señalización de la posición de los equipos de maniobra de la bahía y un cuadro de alarmas con indicación del



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funcionamiento inadecuado de algún elemento de la bahía, a través de indicadores luminosos.

Centralización del cableado de la bahía, incluyendo circuitos de control de los diferentes elementos de la bahía, circuito de señalización y de alarmas, circuitos de bloqueo, circuitos secundarios de transformadores de instrumento, cableado de contactos auxiliares del equipo, circuitos de fuerza y calefacción, conectores enchufables y bloques de regletas terminales agrupadas por funciones tanto para el cableado interno, como también para cumplir con los requerimientos.

Representación mímica de la bahía. Representación del diagrama unifilar de la bahía en la parte frontal del gabinete. El diagrama mímico debe tener todos los accesorios necesarios para el control local y remoto de interruptor y cuchillas de puesta a tierra asociadas. Así como dispositivos para la señalización de posición de los elementos antes citados y el conmutador de llave para cancelación de bloqueos. En el diagrama mímico deben indicarse los aisladores estancos que conforman los diversos compartimentos de gas en que está dividido el módulo o sección de módulo correspondiente. El oferente debe incluir la nomenclatura que utilice para designar los diversos compartimentos de gas. Esta nomenclatura debe indicarse por medio de caracteres alfanuméricos del mismo color empleado para el diagrama mímico. Los caracteres deben ubicarse en forma contigua a los compartimentos representados, de manera que no existan confusiones.

Control y protección de circuitos de alimentación de auxiliares de la bahía, mediante elementos tales como relés, arrancadores, interruptores termomagnéticos, fusibles, etc., requeridos para cada uno de los circuitos.

La conexión a tierra de los gabinetes de control, las envolventes metálicas y de las estructuras de soporte, debe realizarse de manera que constituyan un conjunto equipotencial. Para este efecto la instalación debe incluir un sistema de tierra, con conductores de cobre de sección suficiente, que se conectan al sistema de tierra general del edificio de Servicios Auxiliares. La interconexión de la red de tierra con los equipos debe ser con barras de cobre y se suministra por el fabricante de la subestación. El oferente debe indicar claramente si el equipo queda apoyado directamente en las estructuras soporte o debe haber un elemento aislante.



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6.1.11 Cable de control

El cable de control que se suministre para conectar los diversos elementos de la subestación blindada al gabinete de control, debe cumplir con los siguientes requerimientos

Debe estar provisto con pantalla electrostática, a fin de evitar la inducción de sobretensiones transitorias (la pantalla debe aterrizarse en ambos extremos del cable).

El aislamiento debe ser resistente a la flama y autoextinguible.

El alambrado de los TC's y TP's al gabinete de control, debe realizarse como mínimo con cable de calibre 4 mm² (12 AWG).

Será responsabilidad del oferente, la selección del calibre de los cables que conformen el alambrado de los circuitos de control, señalización y alarmas de la subestación blindada.

El cable de control, utilizado en el alambrado interno del gabinete de control, debe marcarse en ambos extremos, con el mismo número de identificación de las regletas terminales donde se conecte, por medio de un manguito de plástico u otra identificación permanente similar.

En las diversas trayectorias de interconexión de los cables de control, el oferente debe prever que los cables estén contenidos, protegidos y agrupados en charolas y ductos; en donde resulte conveniente podrá utilizarse conductos dispuestos en el piso de la subestación.

El alambrado interno del gabinete debe utilizar regletas terminales, las regletas terminales deben estar debidamente identificadas y agrupadas por funciones (no debe utilizarse más de un conductor por cada punto de conexión).

Las terminales de los conductores deben ser del tipo ojo o anillo y sujetarse a las regletas terminales por medio de tornillos, no se aceptan zapatas abiertas ni tipo espada, ni las que no correspondan al calibre del conductor.

6.1.12 Estructuras Metálicas

a) El contratista debe proporcionar todas las estructuras necesarias para el

soporte de los equipos



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b) Para la conexión de los equipos al sistema de puesta a tierra los puntos de los equipos y la estructura deben ser aptos para colocare conectores de doble ojo (ver punto 11 CONECTORES TERMINALES Y DE PUESTA A TIERRA).

c) Todas las estructuras de soporte requeridas por la subestación deben ser de acero galvanizado por inmersión en caliente, aplicándose después de efectuar los cortes, soldaduras y perforaciones necesarias.

d) El galvanizado debe quedar liso, continuo y uniforme, sin deformaciones por calor, burbujas, gotas o rugosidades en la superficie, bordes y parte interna de las placas, ni manchas producidas por arrastre de sales (fundentes).

e) Se debe proporcionar todo el material necesario para el ensamble en sitio, incluyendo tornillería, arandelas de presión y demás accesorios. Todos estos materiales deben ser galvanizados por inmersión en caliente similar a las estructuras.

f) El diseño de la subestación encapsulada debe ser adecuado para resistir los efectos por dilatación y asentamientos del equipo. Para tal efecto, se debe incluir como parte de la subestación, todos los elementos de expansión necesarios para absorber los desplazamientos axiales y/o transversales en el equipo.

6.1.13 Conectores Terminales y de Puesta a Tierra

a) Los conectores terminales serán atornillables, de al menos cuatro tornillos

tanto del lado del equipo como del lado del cable, con áreas de contacto al 100%. Serán de un solo cuerpo y no se permitirá que tengan partes soldadas.

b) Las previstas de puesta a tierra de los equipos y estructuras deben considerar un conector de doble “ojo”, según la siguiente figura.



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Figura 1. Detalle de conector de puesta a tierra (dimensiones en pulgadas)

c) Las envolventes metálicas de cada compartimento, las estructuras o medios de soporte metálicos, las cajas o gabinetes metálicos y en general todas aquellas partes metálicas de la subestación con la que puede estar en contacto el personal, estando en servicio la subestación, deben estar conectadas efectivamente a la red de tierras de la instalación, mediante conductores de cobre de la capacidad adecuada. El número de puntos de conexión debe ser de acuerdo al tamaño y cantidad de elementos que forman la subestación y debe asegurar la ausencia de puntos con diferencia de potencial entre sí y a tierra. El diseño de las conexiones debe asegurar la ausencia de puntos de alta resistencia aún en el caso de uniones de materiales diferentes.

6.1.14 Compartimentación

a) Los compartimientos de gas deben ser propuestos por el oferente para su aprobación y deben cumplir lo siguiente:

b) Deben contar con equipo de supervisión de densidad gas con medición independiente.

c) Deben contar con alivio de presiones excesivas, el cual debe estar adecuadamente localizado y contar con deflectores y cubiertas de modo que en caso de operar, no representen ningún riesgo para el personal a cargo de la instalación.



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d) Debe proporcionar facilidad de mantenimiento, en tal forma que se pueda aislar el mínimo número de compartimentos.

e) No se acepta que toda la barra principal esté contenida en un solo compartimento de gas.

f) El flujo de gas entre los diferentes compartimentos que deben estar comunicados, debe efectuarse por la parte interna de las envolventes, no se aceptan tuberías o conductores de gas externo.

6.2 Características eléctricas de la GIS

Tabla 1. Características generales de la GIS

CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA GIS

Tipo de montaje

INTERIOR INTERIOR

Tensión Nominal kV 138 230

Tensión de Diseño kV 145 245

Máxima tensión de soporte a frecuencia industrial de corta duración

kV 275 460

Nivel básico de impulso (BIL) kV 650 1050

Frecuencia Nominal Hz 60 60

Corriente Nominal mínima A 2000 2000

Corriente de Cortocircuito Soportada por el Equipo

kA kA kA

Duración del Cortocircuito s 3 3

Corriente Pico Soportada por el Equipo kA 80 80

Rango de temperatura (°C) °C -5 a 40 -5 a 40

Nivel máximo de descargas parciales pC 5 5

Distancia de fuga mínima al aire mm/kV 25 25

Altitud sobre el nivel del mar m 1000 1000

Material de la Envolvente

Aluminio Aluminio

Material de los conductores

Cobre o Aluminio Cobre o Aluminio

Material de los aisladores pasamuros

hule de silicón hule de silicón



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Tabla 2. Características particulares de los equipos aislados en SF6

INTERRUPTORES

Tipo Horizontal

factor de sobretensión del primer polo (First Pole to Clear Factor)

p.u. 1.3

Secuencia de operación O – 0.3 seg – CO – 3 min –

CO

Tiempo de apertura (“opening time”) ms < 30

Tiempo total de interrupción (“break time”) ms < 50

Tipo de motor eléctrico para el accionamiento Universal

Tensión de motor eléctrico para el accionamiento V 120 AC/DC

SECCIONADORES

Tipo de motor eléctrico para el accionamiento Corriente Directa

Tensión de motor eléctrico para el accionamiento V 125 DC

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

Corriente secundaria A 1

Capacidad de sobrecarga (extended primary current) % 120

Clase de exactitud Medición del 1% al 120% 0.2

Clase de exactitud Medición sección de transformación

0.2S

Clase de exactitud Protección 5P20

TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

Tipo Inductivo Inductivo

Relación de transformación kV 138/V3 - 0.1/V3 230/V3 - 0.1/V3

Clase de exactitud Medición 0.2 0.2

Clase de exactitud Protección 3P 3P

Factor de tensión 1.2 1.2

6.3 Interruptor

a) Debe cumplir con la Norma IEC 62271-100

b) El interruptor será tipo horizontal para 245 kV y horizontal o vertical para 145 kV, de operación eléctrica y manual, de accionamiento monopolar, aislado en SF6, a una sola presión como medio de extinción del arco, utilizando el mismo gas SF6 como aislamiento principal entre las partes



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conductoras y tierra y entre contactos, en posición abierta.

c) El interruptor deberá ser un componente que pueda montarse y desmontarse de manera simple, como unidad completa.

d) Las piezas móviles en el interior del encapsulado serán limitadas al mínimo. Toda la parte mecánica de accionamiento deberá ser dispuesta fuera del encapsulado.

e) Debe estar diseñado para soportar los niveles de aislamiento requeridos y de acuerdo con la tensión nominal, debe ser capaz de conducir e interrumpir las corrientes especificadas, sin sufrir deterioros ni deformaciones y sin exceder las elevaciones de temperatura indicadas en la norma.

f) Cada interruptor estará diseñado de tal manera que la acción de apertura y cierre de sus contactos principales pueda controlarse eléctricamente en forma remota y local, y además manual localmente.

g) La acción de apertura o disparo manual-local debe poder llevarse a cabo sin la alimentación de energía auxiliar y además debe bloquear la maniobra eléctrica.

h) El mecanismo de operación debe ser electromecánico (resortes cargados por motor), debe ser capaz de almacenar la energía necesaria que permita efectuar el número de accionamientos sucesivos de apertura-cierre que marca el ciclo nominal de funcionamiento sin que se tenga energía externa (arranque del motor durante el ciclo). El ICE se reserva el derecho de considerar otro tipo de mecanismo de operación.

i) Para 245 kV, los polos actuarán independientemente, cada uno con un mecanismo de accionamiento propio. El sistema de control del mismo debe de incluir un circuito de discrepancia de fases, basado en un relé de tiempo (del tipo electrónico) para un fácil ajuste del retardo. Dicho relé debe tener alambrado a bornes terminales de regleta un contacto N.A. para la respectiva alarma por discrepancia de fases.

6.3.1 Construcción



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La construcción del interruptor debe hacerse de tal forma que:

a) Las cargas dinámicas producidas durante su operación sean de baja magnitud.

b) Se requiere un mínimo de mantenimiento durante periodos prolongados de servicio.

c) En caso de mantenimiento, las partes activas del interruptor deben ser

fáciles de remover de su envolvente, para efectuar trabajos de revisión reparación o substitución de las mismas.

d) Los contactos de cada elemento puedan ser fácilmente ajustados para cerrar y abrir simultáneamente.

El oferente debe entregar con su cotización, una descripción completa del interruptor.

Se dejará previsto lo necesario para conectar a cualquier polo un medidor digital de estado sólido para hacer mediciones de velocidad, desplazamiento y tiempos de apertura y cierre de los contactos, después de instalar el interruptor.

6.3.2 Equipo eléctrico para los interruptores

El equipo llenará los requisitos que se enumeran a continuación:

a) Motor tipo universal para el mecanismo de accionamiento, apto para funcionar a 120 VCA y 125 VCD (ambos voltajes). Se conectará a la alimentación de 120 VCA. Se dispondrá de un relé de voltaje que efectúe el cambio de alimentación a 125 VDC, en caso de pérdida de la alimentación 120 VCA.

b) El mecanismo (sistema) de control será diseñado para un voltaje de corriente directa de 125 VCD.

c) Cada gabinete de mando será diseñado con dos elementos de calefacción

(120 AC, 60 Hz), ubicados donde no le causen daño a los cables u otros elementos de control, uno deberá operar de forma continua y el otro controlada por medio de un termostato, se debe garantizar en el gabinete una adecuada circulación de aire para evitar la condensación.



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d) Los calentadores (resistencias de calefacción) de los diversos equipos serán para funcionar en un sistema de 60 Hz, del tipo monofásico de 120 VCA.

e) En el gabinete de cada aparato o equipo, el contratista instalará

interruptores termomagnéticos con la capacidad en amperios claramente identificada, necesarios para la inspección y mantenimiento del equipo de CA y de CD claramente identificados, así como para cada motor eléctrico. Cada elemento de protección contará con un contacto (N.C.) para enviar una señal de alarma en caso de funcionamiento.

f) Se proveerán suficientes bloques terminales o regletas seccionables con

toma de prueba tipo banana de 6mm de diámetro, para permitir las conexiones hacia el interior del gabinete del mecanismo de accionamiento del interruptor, como hacia el exterior del mismo. Se deben dejar previstos bornes libres en cada regleta instalada en el gabinete de control. Los bornes terminales de cada regleta, permitirán la conexión de hasta dos (2) cables de calibre 3.5mm2(12 AWG). A esta misma regleta deberán llegar todos los contactos auxiliares del interruptor.

g) Todo el alambrado para los controles e instrumentos provistos, será

multifilar trenzado con el objeto de evitar fallas en los alambres, debido a fatiga en el material.

h) El fondo del gabinete del mecanismo se tendrá una placa metálica para ser

taladrada durante la instalación, con el objeto de recibir la tubería rígida que se instalará posteriormente.

6.3.3 Secuencia de operación

a) La secuencia nominal de operación para los interruptores, deberá ser la correspondiente a equipo de cierre rápido, como se indica a continuación:

O – 0.3 seg – CO – 3 min – CO

Donde:

O - representa la operación de apertura.

CO - representa la operación de cierre, seguida inmediatamente de una operación de apertura.

b) La interrupción de la corriente de corto circuito nominal debe estar garantizada para la secuencia de operación mencionada.



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6.3.4 Gabinete

a) El mecanismo de apertura y cierre más los accesorios asociados de cada

interruptor estarán contenidos en un gabinete a prueba de humedad, IP 43 o superior.

b) Este gabinete tendrá puertas removibles que permitan el acceso al mecanismo interno y contarán con bisagras, empaques y picaportes.

c) Cada gabinete del mecanismo estará provisto de un circuito de calefacción, el cual estará protegido por un interruptor termomágnetico y constituido por dos resistencias calefactoras para corriente alterna, con el fin de evitar la condensación de la humedad, cada una de 120 VCA, una de ellas conectada en forma permanente y el otro de manera temporal por medio de un termostato.

d) Las resistencias de calefacción, estarán localizados convenientemente para no dañar los aislamientos de los cables de control del mecanismo.

e) Las partes del mecanismo de accionamiento, en caso de que se extendieran fuera del gabinete, estarán debidamente protegidas contra la intemperie.

6.3.5 Circuito de control

a) El circuito de control del interruptor debe estar diseñado en forma tal que cumpla con los requisitos de disparo libre, antibombeo, funcionamiento en cierre y apertura local y remota (con conmutador), flexibilidad para incorporar relés de protección, auxiliares y de recierre instantáneo y diferido.

b) Los mandos ofrecidos, esto es, el sistema de control instalado en el gabinete de cada interruptor de potencia, será diseñado para funcionar a 125 VCD (corriente directa) y deberá contar con los siguientes aparatos auxiliares para maniobra y supervisión:

Pulsadores o manija para la maniobra eléctrica local (apertura y cierre del interruptor). En caso de utilizar manija, debe contar con una posición “0” entre la posición de apertura y cierre.



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Pulsador para permiso de operación local. Deberá existir un botón pulsador en la tapa frontal del gabinete de control cerca de los botones de abrir/cerrar. El mismo deberá estar alambrado a bornes para conexiones externas y deberá tener una leyenda que diga “PERMISO DE OPERACIÓN”. El objetivo de este botón es el de impedir la operación accidental del interruptor, por lo tanto, para operar el interruptor se deberá presionar el botón de “PERMISO DE OPERACIÓN” junto con el de abrir o cerrar.

Conmutador para la maniobra local - remota y de bloqueo de la maniobra eléctrica, con contacto para indicación remota.

Pulsador mecánico para disparo mecánico directo.

Un contacto auxiliar que transmita un pulso cuando existe cambio de estado del interruptor de potencia, alambrado a bornes terminales de regleta (contacto de paso).

Relé de antibombeo (para funcionar a 125 VCD).

Circuito de fuerza e iluminación, con toma eléctrica del tipo polarizado, con una lámpara fija, para inspección, ambos para 120 VCA, alimentado a través de un interruptor termomagnético de capacidad adecuada para la protección de dicho circuito.

Interruptores termomagnéticos de capacidad adecuada para proteger el circuito de alimentación de los motores e interruptores termomagnéticos, de capacidad adecuada para proteger el circuito monofásico de calefacción provisto de dos resistencias calefactoras conectadas como se indicó anteriormente.

Dispositivos para la detección, señalización y bloqueo de operación por bajas presiones de SF6, provisto de un número suficiente de contactos auxiliares N.A. y N.C. (mínimo de dos contactos de cada tipo) alambrados a bornes terminales de regleta, para las señales de alarma y disparo.

Manómetro fijo para medir la presión del gas SF6 en cada polo, con escala numérica y una conexión tipo DN8 marca DILO, para colocar el manómetro de presión patrón durante la carga del gas SF6. El ICE se reserva el derecho de escoger otra forma de medición de la presión del gas.



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Llave de prueba para mantenimiento que permita despresurizar gradualmente el manómetro indicador sin pérdida de presión en el resto del sistema y sin desacoplar el manómetro del mismo.

Relé de tiempo del tipo electrónico de fácil ajuste, para la discrepancia de los tres (3) polos, conteniendo contactos para alarma y elementos de tiempo.

Un densímetro para medir la densidad del gas SF6 en cada interruptor, para la prueba de humedad o para colocar el densímetro patrón con conexión tipo DN8 de marca DILO. Debe estar colocado preferiblemente dentro del gabinete del interruptor.

6.3.6 Contactos

a) Los contactos principales alojados dentro de las cámaras de interrupción deben ser removibles y ajustables para asegurar su óptimo contacto cuando el interruptor esté cerrado.

b) Los contactos tendrán medios adecuados para amortiguar el golpe y para evitar rebote o vibración cuando llegan a su posición final de cierre. El impacto resultante de abrir el interruptor será despreciable.

6.3.7 Tiempo de interrupción

a) Bajo valores nominales de corto circuito, los tiempos máximos en condiciones de apertura deberán ser los siguientes con respecto al sistema de 60 Hz:

Tiempo de apertura (“opening time”) no mayor a 30 ms (1,8 ciclos).

Tiempo total de interrupción (“break time”) no mayor a 50 ms (3 ciclos).

b) Los mecanismos deben poder soportar sin daños anormales, regímenes de 1000 operaciones anuales (500 aperturas y 500 cierres).



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6.3.8 Condiciones ambientales y tropicalización

Todo el material en contacto con el ambiente susceptible a la formación de hongos y parásitos, deberá ser tratado con algún producto adecuado para tal fin. El oferente deberá indicar el tipo de producto y tratamiento que le dará a dicho material.

6.3.9 Mecanismo de operación

a) Los interruptores deben estar provistos de un mecanismo de operación de energía almacenada (resorte). El ICE se reserva el derecho de escoger otro tipo de mecanismo de operación. El interruptor debe ser totalmente autocontenido y contar con todos los elementos necesarios para operar en forma independiente.

b) Las partes móviles del mecanismo de accionamiento serán fabricadas con materiales que resistan la corrosión y todas las chumaceras que requieran grasa estarán equipadas con engrasadores del tipo de presión.

c) Los interruptores tendrán las previsiones necesarias para colocar transductores angulares, con el fin de reproducir la oscilografía del movimiento de manera idéntica a la realizada en fábrica.

d) Cada interruptor debe venir con su oscilografía debidamente identificada con el número de serie del interruptor donde se ejecutó, los diagramas de montaje, ajustes y demás información necesaria para la reproducción de la prueba en el sitio del montaje.

e) La oscilografía debe ser presentada en unidades de mm de movimiento de los contactos internos o en su defecto proporcionar la fórmula de conversión de las unidades utilizadas en fábrica a mm.

f) Los pasadores, tornillos y otras partes así como las tuercas, serán fijados adecuadamente para evitar que se aflojen y se salgan de su posición normal, cambiando el ajuste del interruptor con los accionamientos sucesivos del mismo.

g) El mecanismo de accionamiento será fuerte, seguro y rápido, no tendrá rebote objetable ni requerirá ajuste crítico.



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h) El mecanismo de accionamiento deberá ser diseñado de manera que en caso de existir fallas en el mismo no se altere el funcionamiento, causando aperturas o cierres indeseables.

i) El gabinete del mecanismo será provisto de un contador del número de veces que ha funcionado el interruptor, el que será visible aun cuando la caja del mecanismo esté cerrada. La posición del contador será indicada en los dibujos que se suministren con la oferta.

6.3.10 Bobinas de cierre y disparo

a) El mecanismo de operación debe estar provisto de una bobina de cierre y dos bobinas de disparo independientes y con circuitos separados, con una disposición similar a la que se indique en la filosofía de control.

b) Tensión nominal 125 VDC.

c) Las bobinas de disparo deben ser de operación directa dentro del rango de la tensión de operación (entre el 85 % y 110% de la tensión nominal).

d) No se aceptan dispositivos en serie con los circuitos de las bobinas de disparo, cuya falla evite la operación del interruptor, únicamente se pueden intercalar contactos auxiliares.

e) Los dos circuitos de disparo, que incluye cada uno de ellos una bobina de disparo, se alambrarán en forma independiente a bornes terminales de regleta. El circuito de cada bobina de disparo debe de permitir la supervisión del canal de disparo de la misma.

6.3.11 Condiciones de apertura y cierre del interruptor

Una operación de cierre y apertura debe poderse realizar completamente aun cuando se ordene la operación contraria, antes de que finalice la primera.

6.3.12 Operación manual del mecanismo

a) En caso de emergencia, el mecanismo debe poderse operar manualmente. Para la operación manual, no se acepta que se tenga que remover o quitar parte alguna de la carcaza que cubre el accionamiento.



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b) Se proveerán medios adecuados y seguros, en un lugar conveniente, para la apertura manual sin necesidad de abrir la caja del mecanismo así como las guardas necesarias para impedir una posible apertura accidental.

6.3.13 Indicación mecánica de posición

a) El mecanismo debe contar con un sistema mecánico para indicación local visual, que permita conocer la posición de los contactos principales del interruptor. Si cada polo cuenta con un mecanismo de operación propio, entonces debe tener indicación visual independiente.

b) Indicador mecánico de la posición de tensado (completamente tensado, intermedio y destensado) de los resortes del mecanismo de operación.

6.3.14 Indicación eléctrica de posición

El mecanismo de operación debe contar con un sistema eléctrico que permita conocer la posición de los contactos principales del interruptor, tanto local como remota. En caso de que cada polo cuente con un mecanismo de operación propio (independiente de los demás), entonces esta señal (local y remota) no debe cambiar de estado, hasta que los 3 polos hayan completado la operación correspondiente.

6.3.15 Transductores Angulares

a) Los interruptores tendrán las previstas necesarias para colocar transductores angulares, con el fin de reproducir la oscilografía del movimiento de manera idéntica a la realizada en fábrica.

b) Cada interruptor debe venir con su oscilografía debidamente identificada con el número de serie del interruptor donde se ejecutó, los diagramas de montaje, ajustes y demás información necesaria para la reproducción de la prueba en el sitio del montaje.

La oscilografía debe ser presentada en unidades de mm de movimiento de los contactos internos o en su defecto proporcionar la fórmula de conversión de las unidades utilizadas en fábrica a mm.



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6.3.16 Bloqueos

El diseño de la subestación debe tomar en cuenta y prever la posibilidad de operaciones erróneas en el equipo de maniobra (cuchillas e interruptor) y la seguridad del personal a cargo de la instalación, en caso de que esto suceda. Por lo tanto, debe suministrarse un sistema de bloqueos para la operación del interruptor con las siguientes características:

a) Debe bloquearse la operación del interruptor cuando la densidad del gas SF6 alcance un valor en el que ya no se garantice la capacidad interruptiva nominal.

b) La operación de cierre del interruptor debe bloquearse cuando una cuchilla no haya alcanzado su posición final de apertura o cierre

c) La operación de cierre del interruptor debe bloquearse cuando el nivel de energía almacenada no sea suficiente para que después de la operación de cierre se pueda realizar la operación de apertura con toda seguridad

d) Debe bloquearse la operación de disparo cuando el nivel de energía almacenada no sea suficiente para efectuar con seguridad dicha operación.

e) El interruptor y las cuchillas seccionadoras deberán estar equipados con un mecanismo que permita la instalación física de un candado convencional (con llave) para fines de seguridad en trabajos de mantenimiento cuando encuentren en posición de abierto

6.3.17 Contactos auxiliares

a) El mecanismo de operación de cada interruptor debe contar con los contactos auxiliares suficientes para los circuitos de señalización y bloqueos, pero además debe incluir 10 contactos auxiliares como reserva.

b) Los contactos auxiliares deben estar diseñados para soportar mínimo 10 A a 250 V de corriente continua.

c) El interruptor de potencia estará provisto de una “mazorca” de contactos auxiliares de excelente calidad. Se requieren como mínimo diez (10) contactos N.C. y diez (10) contactos N.A por medio de levas ajustables, todos de 10 A. de capacidad. Por ningún motivo se aceptarán “micro-switch” para reemplazar a los contactos auxiliares.



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6.3.18 Alarmas

d) Deben suministrarse alarmas para indicar una condición anormal en el interruptor y en su mecanismo de operación.

e) La primera alarma solamente le avisa al operador que hay una fuga y que hay que tratarla.

f) El segundo nivel de alarma es un nivel crítico pues significa que el ambiente aislante ya no es seguro para su operación. Por lo tanto, esta segunda señal de alarma es enviara al panel de control y aquí es donde tiene que actuar el interruptor bloqueando su operación.

g) Las alarmas por baja presión de gas SF6, aceite, aire, etc., contarán con el respectivo contacto de alarma y el respectivo contacto de disparo, alambrados a bornes terminales de regleta.

h) Los dispositivos para la supervisión del gas en los compartimentos de los interruptores, deberán enviar las siguientes señales:

Primera señal: Esta señal se tiene cuando la presión se reduzca a un valor inferior al especificado, en el que aún se conserve el nivel de aislamiento nominal.

Segunda señal: Se ajusta a un valor límite de presión, después del cual ya no se garantice la capacidad interruptiva nominal. Esta señal se utiliza para dar una alarma de esta condición, así como mandar a bloquear el interruptor y bloquear su mecanismo de operación.

6.3.19 Otros accesorios

El interruptor y su mecanismo deben contar con los siguientes accesorios básicos, más no limitativos:

a) Un contador de operaciones mecánico b) Indicador de posición c) Selector para operación local-remota d) Conmutador de contactos auxiliares, adicionales a los utilizados por el

propio fabricante, con un mínimo de cinco contactos normalmente abiertos y cinco contactos normalmente cerrados, o bien, 10 contactos convertibles, libres y disponibles para su uso.

e) Manómetro indicador de la presión del gas sf6 en el compartimento del interruptor. El ICE se reserva el derecho de escoger otra forma de medición

de la presión del gas.



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f) Dispositivos de control local (eléctrico y manual) g) Indicador de presión en el mecanismo (tanque de aire o acumulador de

presión) o bien indicador de resorte cargado (en caso de mecanismo a resorte)

h) Manivela para cargar el resorte en caso de interruptores con mecanismo a resorte

i) Gabinete metálico para el mecanismo j) Placa de datos

6.3.20 Otros requisitos a cumplir por los interruptores

a) La capacidad disruptiva del interruptor será independiente de la frecuencia del sistema.

b) Para todos los interruptores, el factor de sobretensión del primer polo que abre (First Pole to Clear Factor), debe ser 1,3 mínimo.

6.4 Cuchillas Seccionadoras

Deben cumplir con la Norma IEC 62271-102

a) Todas las cuchillas de la subestación, deben tener el gas SF6 como medio de aislamiento principal a tierra y entre contactos. Deben estar contenidas en envolventes metálicas a potencial de tierra

b) El accionamiento de estas seccionadoras debe ser por medio de motor, las de puesta a tierra debe ser motor o resorte según se detalla más adelante.

c) Los contactos auxiliares deberán de estar alambrados a los bornes terminales (del tipo seccionable) de una regleta. No se acepta otro tipo de borne terminal.

d) En el caso de las cuchillas seccionadoras de las barras colectoras, estas deben de estar en compartimentos independientes, a fin de que se pueda dar mantenimiento a cada cuchilla por separado.

e) El mecanismo de operación de cada juego de cuchillas, debe cumplir con lo siguiente:

El mecanismo debe contar con mando eléctrico local y remoto. Asimismo, debe contar con los medios para bloquearse mecánica y eléctricamente, para evitar que las cuchillas sean operadas inadvertidamente.

El mecanismo debe poder operarse manualmente con una manivela.



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Para la operación manual, no se acepta que se tenga que remover o quitar parte alguna de la carcaza que cubre el accionamiento.

El mecanismo de operación debe contar con un indicador de posición, que indique efectivamente las posiciones abierta-cerrada de las cuchillas. Esto implica un acoplamiento mecánico directo entre el indicador de posición y el mecanismo que acciona directamente los contactos de las cuchillas.

Se requieren mirillas de inspección para poder verificar la posición física de los contactos (macho-hembra), montada sobre la envolvente del compartimento. Si cada polo cuenta con un mecanismo de operación propio, entonces debe tener indicación visual independiente.

f) El mecanismo de operación también debe contar con un sistema eléctrico que permita conocer la posición de los contactos principales de la cuchilla tanto local como remota, con las siguientes características:

La señalización de la posición "cerrado" no debe producirse antes de que todos los contactos hayan alcanzado la posición final de cierre tal que la corriente nominal de servicio continuo y la corriente de corto tiempo nominal puedan soportarse con toda seguridad.

La señalización de la posición "abierto" no debe producirse antes de que todos los contactos hayan alcanzado la posición final de apertura que asegure una distancia igual al 100% de la distancia de aislamiento.

En caso de que cada polo cuente con un mecanismo de operación propio (independiente de los demás), entonces esta señal (local y remota) no debe cambiar de estado, hasta que los 3 polos hayan completado la operación correspondiente.

El mecanismo de cada juego de cuchillas, debe contar con los contactos auxiliares suficientes para los circuitos de señalización y bloqueo, pero además debe incluir 10 contactos auxiliares como reserva.

Los contactos auxiliares deben estar diseñados para soportar 15A a 125 V de corriente continua.

g) Se requiere que el mando de los seccionadores cuente como mínimo con los siguientes elementos:

Manivela metálica para el mando manual, en caso de falla del sistema eléctrico (ausencia de la alimentación).



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Resistencia de calefacción de 120 VCA, controlada por un termostato y protegida por un interruptor termomagnético.

Conmutador para el mando: local-remoto-bloqueo, con contacto para indicación remota.

Botón pulsador para el mando local de apertura y botón pulsador para el mando local de cierre.

Sistema de protección termomagnética para el motor.

Dispositivo para la indicación de posición, por medio de levas ajustables, con un mínimo de 15 contactos de apertura (NA) y 15 contactos de cierre (NC), 10 A de capacidad en cada contacto y todos alambrados a una regleta de bornes seccionables. No se aceptarán seccionadores (manuales o motorizadas) que utilicen “micro-switch” para sustituir a los contactos N.A. y N.C. de dichos seccionadores.

Motor eléctrico de corriente directa de 125 VDC.

Regletas con bornes terminales del tipo seccionables, con terminales o “plug” de prueba para la conexión a éstos, de los terminales tipo “banana” de 6 mm de diámetro.

6.4.1 Enclavamiento electromecánico

a) Para evitar falsas maniobras cuando el personal está trabajando los

mecanismos tendrán un enclavamiento de cerradura para la posición de abierto y cerrado, con la opción de poder colocar un candado.

Todas las seccionadoras deben tener un sistema de enclavamiento de operación instalado dentro de su gabinete de control que constará de un relé y un botón pulsador.

El relé para enclavamiento electromecánico debe trabajar a 125 VCD, deberá tener los terminales de la bobina alambrados a bornes para conexiones externas; sus contactos NA y NC deberán estar alambrados internamente de tal manera que mediante señales externas sobre la bobina, según las condiciones de seguridad de los demás equipos de potencia en el campo, se pueda ejecutar o no un mando, ya sea remoto o local, manual o motorizado, esto como medio de protección tanto para el equipo como para el operador.

Pulsador para permiso de operación local. Deberá existir un botón pulsador en la tapa frontal del gabinete de control cerca de los



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botones de abrir/cerrar. El mismo deberá estar alambrado a bornes para conexiones externas y deberá tener una leyenda que diga “PERMISO DE OPERACIÓN”. El mismo deberá ser presionado para que en ese momento se verifique si hay condiciones para operar la cuchilla, si las hay, la unidad de control del módulo se encargará mediante un contacto NA de energizar la bobina de operación por un determinado tiempo.

Enclavamiento mecánico de posición.

Enclavamiento mecánico entre la seccionadora y la cuchilla de puesta a tierra (si cuenta con esta última).

Enclavamiento eléctrico del mando a distancia (mando remoto), para la ejecución manual de la maniobra de apertura o cierre, en caso de emergencia (125 VCD).

Enclavamiento electromecánico del mando de la cuchilla de puesta a tierra.

b) Se debe suministrar un sistema de bloqueos para la operación de cada juego de cuchillas y el interruptor correspondiente, con las siguientes características:

Debe impedirse la apertura o el cierre de las cuchillas cuando esté cerrado el interruptor.

Debe bloquearse el cierre del interruptor cuando una cuchilla no alcance su posición final de cierre o de apertura, además por presencia de tensión en la barra o la línea.

Debe impedirse el accionamiento simultáneo con otras cuchillas y el interruptor asociados.

Debe impedir que se lleve a cabo una orden contraria hasta que finalice la orden anterior.

Los seccionadores con cuchillas de puesta a tierra tendrán elementos de enclavamiento mecánico y eléctrico que impidan que las cuchillas de puesta a tierra se puedan conectar con el seccionador cerrado o que, estando conectada la puesta a tierra, se pueda cerrar el seccionador.

6.4.2 Cuchillas Seccionadoras de puesta a tierra

a) Para dar seguridad durante los trabajos de mantenimiento, tanto al personal

como al propio equipo, se requiere que todas las partes conductoras de la



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subestación, puedan ser conectadas a tierra mediante cuchillas de puesta a tierra.

b) Se debe cumplir la condición de que cualquiera de los equipos de la subestación, que requiera mantenimiento o revisión, debe contar con puntos de conexión a tierra en ambos lados.

c) La localización de las cuchillas de puesta a tierra se debe indicar en el diagrama unifilar.

d) El funcionamiento del mecanismo de la cuchilla de puesta a tierra deberá ser independiente de las maniobras de las cuchillas principales; es decir, que no se cierren automáticamente cuando abren los seccionadores principales.

e) Las cuchillas de puesta a tierra colocadas a ambos lados del interruptor deben permitir el acceso eléctrico a los conductores principales, con el fin de conectar equipos de prueba.

6.4.3 Mecanismo de operación.

a) Se requieren seccionadores de puesta a tierra con dos tipos de

accionamiento:

1. De cierre lento, por medio de motor. 2. De cierre rápido, por medio de resorte.

b) Los seccionadores de puesta a tierra de cierre rápido debe tener la capacidad de soportar la corriente de cortocircuito pico y poder operar luego de un cortocircuito sin daño interno

c) Los seccionadores de puesta a tierra de cierre rápido se requieren en las barras y en las bahías de entrada de línea o transformación de la subestación. Todas las cuchillas de puesta a tierra restantes deben ser de cierre lento.



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6.4.4 Accesorios

a) Las cuchillas de puesta a tierra y sus mecanismos deben contar con los

siguientes accesorios.

Un indicador de posición que indique efectivamente las posiciones ¨cerrada-abierta¨ de la cuchilla.

Un conmutador de contactos auxiliares con un mínimo de 4 contactos ¨a¨ y 4 contactos ¨b¨ o bien 8 contactos convertibles, libres y disponibles para uso del ICE (adicionales a los utilizados por el propio fabricante).

Con el objetivo de realizar pruebas en las barras, se requiere que los seccionadores de puesta a tierra de las barras cuenten con una junta aislada entre la brida de la envolvente metálica del seccionador y la de la envolvente de las barras. La continuidad entre las envolventes será efectuada mediante un puente conductor fácilmente removible.

6.5 Transformadores de corriente

a) Todos los transformadores de corriente tendrán una capacidad de

sobrecarga (extended primary current) del 120%.

b) El contratista deberá adjuntar en la documentación técnica, las curvas de magnetización (excitación) de los transformadores requeridos.

c) La relación primaria de los transformadores de corriente será definida por el contratista según su diseño y sometidas a aprobación por el ICE, la corriente secundaria será de 1 A. La disposición de los transformadores de corriente debe corresponder con el diagrama unifilar.

d) Los TC´s deben ser tipo toroidal, seco, no se permiten núcleos de resina o materiales poliméricos. Los devanados primarios, deben ser las propias barras conductoras de la bahía respectiva, mientras que los secundarios deben ser devanados sobre los núcleos anulares que forman el circuito magnético.

e) Los núcleos y devanados secundarios deben alojarse en la misma envolvente metálica de las barras conductoras aisladas en gas SF6. Las terminales secundarias deben salir a través de la envolvente hasta una caja



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de conexiones exterior, donde deben ser rematadas en regletas cortocircuitables. El ICE se reserva el derecho de aceptar transformadores de corriente fuera de la envolvente.

f) Cada uno de los transformadores de corriente debe traer marcas permanentes que indiquen claramente la polaridad, además la orientación de la polaridad debe ser según lo que indique el ICE.

6.6 Transformadores de potencial

a) Los transformadores deben ser del tipo inductivo, formados por un

devanado primario, un núcleo magnético y un devanado secundario. Todo el conjunto debe estar alojado en un compartimento metálico a potencial de tierra, lleno de gas SF6 como aislamiento principal a tierra y entre devanados.

b) Las terminales de los devanados secundarios deben llevarse a una caja de conexiones exterior, donde deben rematarse en regletas de terminales. Cada circuito debe ser protegido con un interruptor termomagnético con capacidad adecuada.

c) La relación secundaria de los transformadores de potencial será de

0.100/3 kV, la relación primaria la define la tensión nominal entre raíz de tres.

d) Los TP´s deben diseñarse para que los devanados secundarios puedan llevar simultáneamente una carga equivalente a la mayor especificada, conservando la precisión especificada y sin exceder la capacidad térmica total del transformador.

e) Para la identificación de las terminales de los devanados de los transformadores de potencial, se les debe designar con las siguientes letras:

Para las terminales del devanado primario “A”.

Para las terminales de los devanados secundarios “1a” y “1n” respectivamente.

f) La polaridad en cada uno de los devanados, debe estar marcada claramente, mediante marcas claras y permanentes.



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g) Los TP´s deben ser capaces de operar continuamente, a frecuencia

nominal, con una tensión igual a 1.2 veces su tensión nominal.

h) Los transformadores de potencial deben ser adheridos al sistema de aislamiento en gas de tal forma que puedan ser desconectados del sistema para realizar pruebas dieléctricas. Se deben tomar las medidas para prevenir los fenómenos transitorios y la ferroresonancia en el secundario de los transformadores.

6.7 Placa de Datos

a) La subestación y los equipos principales que la integran, deben tener una

placa de datos.

b) Las placas de datos de los componentes, deben incluir todos los datos especificados en la norma IEC respectiva.

c) No se admite como medio de sujeción el uso de tornillos o algún otro medio que permita sean separadas, de su componente.

d) Las placas deben ser en relieve, de acero inoxidable, de fácil lectura y escritas en español

e) La subestación debe contar con una placa de datos generales que incluya la siguiente información:

Nombre del fabricante. País de fabricación Año de fabricación. Número de licitación Número de orden de compra Número de contrato. Tipo. Número de serie. Tensión nominal. Tensión de diseño. Frecuencia nominal. Corriente nominal para barras y para circuitos. Corriente de cresta de corto circuito. Corriente sostenida de corta duración.



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Nivel de aislamiento al impulso. Nivel de aislamiento a baja frecuencia.

Presión nominal de gas en el interruptor a 20C. Presión de gas de los demás compartimentos. Presión mínima de gas para aislamiento tanto para el

interruptor como para los demás compartimentos. Presión de diseño para las envolventes.

6.7.1 Placa de datos interruptor

Se deben satisfacer los requerimientos de la norma respectiva. Además la placa debe contener la siguiente información:

Nombre y tipo de aparato.

Espacios para estampar el valor de resistencia de contactos

Secuencia de operación

Tiempo de apertura (opening-time)

Tiempo de interrupción (break-time)

Tiempo de cierre (closing-time)

Rangos de las presiones de gas SF6.

Número de instructivo

6.7.2 Placa de datos cuchillas seccionadoras



Número de instructivo

6.7.3 Placa de datos transformadores de instrumento



Número de libro de instrucciones.

Número de serie y otra identificación.



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6.8 GALVANIZADO

a) Antes de proceder con el galvanizado, debe verificarse que las piezas

salgan del taller de fabricación completamente libres de herrumbre, escamas, polvo, aceite, grasa u otras sustancias extrañas, antes de proceder con el galvanizado.

b) Todos los elementos componentes de las estructuras, incluyendo pernos, tuercas y arandelas deberán ser galvanizados mediante el proceso de inmersión en caliente. Esta galvanización se aplicará después de la fabricación de las piezas, de acuerdo con las últimas revisiones de las normas ASTM A123 y A153, se aceptan también normas DIN EN ISO 1461 y para el material DIN EN 10025.

c) El peso promedio mínimo de la capa de zinc en gramos por metro cuadrado de los especímenes probados no debe ser menor de 610 g/m² y para una pieza individual no debe ser menor de 550 g/m². Para pernos, tuercas y arandelas el promedio no debe ser menor a 380 g/m² para elementos individuales.

d) Después de la inmersión en el zinc derretido, las piezas no deben ser sometidas a ningún proceso de corte, soldadura o taladro que cause discontinuidades en la capa de galvanizado.

e) Las piezas galvanizadas por este proceso deberán tener un recubrimiento continuo, adhesivo y uniforme. Las superficies deben estar libres de impurezas y acumulaciones de zinc.

f) Para evitar heridas en las personas encargadas del manipuleo, debe eliminarse toda rebaba producto del galvanizado.

g) Con el fin de que el material no se vuelva frágil deberá evitarse el uso excesivo de desoxidante, o la aplicación de temperaturas excesivamente altas. Se deberán tomar en cuenta las disposiciones de la Norma ASTM A-143, última revisión.

h) El acero galvanizado deberá estar libre de defectos tales como puntos descubiertos, zinc mal ligado al acero, desigualdad de la capa de galvanizado, burbujas o cualquier otra imperfección que pudiera perjudicar la calidad requerida.

i) La capa de zinc deberá ser tal que los perfiles puedan resistir satisfactoriamente sin falla seis (6) inmersiones, de un minuto cada una, en



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una solución normal de sulfato de cobre y los pernos, tuercas, arandelas, separadores y espesores deberán resistir cuatro (4) inmersiones similares, con el propósito de obtener los mismos resultados. Según la Norma A-239 de la ASTM, última revisión.

6.9 TRATAMIENTO DE LAS SUPERFICIES

Estructura: galvanizado en caliente.

Envolvente:

o Equipo GIS tipo interior color externo de la envolvente RAL 7038. o Equipo GIS tipo exterior color externo de la envolvente RAL 9010.

6.10 AMPLIACIONES

a) Como parte del requerimiento se debe considerar la ampliación de las

barras para colocar más módulos, según lo que indique el unifilar respectivo de la obra. Por lo tanto el contratista debe mostrar las ampliaciones en los planos, en los cuales se deben mostrar los elementos necesarios para realizar la ampliación, por medio de líneas punteadas y con la indicación de cada parte. Con el objetivo de mantener la continuidad del servicio, se debe tomar en cuenta lo indicado en el anexo F de la norma IEC 62271-203 ed2. Por lo tanto, las barras deben tener un compartimento adicional en el extremo que será ampliado, con el objetivo de poder trabajar en este extremo sin afectar el gas SF6 de los compartimentos adyacentes.

b) Las futuras ampliaciones deben ser fácilmente realizables, por medio de acoples a las barras colectoras sin necesidad de desmontar ninguna pieza importante del equipo.

6.11 ESPECIFICACIONES SÍSMICAS

a) Debido a que los bienes serán instalados en una zona de alta sismicidad, el

ICE requiere que el equipo sea capaz de soportar un sismo de la categoría sísmica A, según lo definido en la norma TRANSELEC ETG-A.0.20.

b) A manera de resumen, a continuación se presentan las características principales a ser tomadas en cuenta:



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c) Aceleraciones:

Tabla 2. Aceleraciones

plano horizontal (ejes x,y) plano vertical (eje z):

Aceleración 0.5 g (g = 981 cm/s²). 0.3 g (g= 981 cm/s²).

Velocidad 50.0 cm/s

Desplazamiento

25.0 cm

El cálculo teórico sísmico deberá estar incluido en el precio y se debe presentar en la oferta este cálculo para un equipo similar. Este cálculo deberá ser realizado para cada tipo de equipo solicitado

6.12 REPUESTOS

a) Se requiere que el oferente cotice (con precios totales y unitarios) todos los repuestos que a continuación se detallan:

Un aislador de cada uno de los tipos incluidos en la subestación.

Una terminal SF6-aire (si se tiene de este tipo en la instalación).

Un densímetro para supervisión del gas.

Una placa de ruptura del dispositivo de sobrepresión.

Una botella de gas SF6 de 40 Kg.

Un 10% de empaques de cada uno de los tipos utilizados en la instalación.

Un juego de contactos principales para un interruptor de cada tipo y tensión.

Un conmutador de contactos auxiliares del mecanismo del interruptor.

Un juego de 4 bobinas de disparo para el interruptor.

Un juego de 4 bobinas de cierre para el interruptor.

Un motor para carga del resorte del interruptor.

Un manómetro indicador de presión del gas SF6 del compartimiento del interruptor. O su similar en caso de otro tipo de medidor de presión.

Un mecanismo completo para cuchillas desconectadoras.

Un conmutador de contactos auxiliares del mecanismo de cuchillas desconectadoras.



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Un mecanismo completo para cuchillas de puesta a tierra de cada tipo.

Un motor para el mecanismo de cuchillas de puesta a tierra.

Un conmutador de contactos auxiliares del mecanismo de cuchillas de puesta a tierra.

Un 10% en cantidad, de componentes del gabinete de control incluyendo relevadores auxiliares, contactores, arrancadores, fusibles, lámparas de señalización y unidades de los cuadros de alarma.

b) Además se requiere que el oferente cotice (con precios totales y unitarios) todos los repuestos que, con base en la experiencia del fabricante del equipo, considere necesarios para un correcto funcionamiento y mantenimiento del mismo.

c) El contratante se reserva el derecho de adquirir la cantidad y el tipo de repuestos que considere necesarios al mismo precio unitario ofrecido.

d) El costo de los repuestos solicitados y recomendados no será tomado en cuenta para el estudio comparativo de las ofertas.

6.13 HERRAMIENTAS

Se requiere que el oferente cotice las herramientas que a continuación se detallan:

Manivela para cierre lento

Herramienta para carga manual del resorte

Computadora portátil con accesorios, programas y capacidad para interrogación y análisis de la información proveniente del dispositivo de monitoreo en línea (en caso de ser adjudicado)

Equipo de seguridad personal para el manejo de residuos de SF6 con aspiradora. REFERENCIA: DILO 3-442-R001 y DILO 3-442-25.

Equipo completo para carga, descarga, filtrado, secado, vacío y regeneración de gas SF6 móvil, transportable sobre cuatro ruedas, con tanque de almacenamiento para almacenar en forma líquida el gas SF6, con control automático y manual de sus funciones, mangueras y conexiones, válvulas y manómetros. REFERENCIA: DILO, B120R02 y B044R01.

Equipo para análisis de calidad del gas SF6. Con una sola medición se puede obtener los parámetros de mayor importancia para el análisis antes de una eventual reutilización del gas. REFERENCIA: DILO 3-038-R020 y B151R20.

Equipo detector de fugas de gas SF6. REFERENCIA: DILO 3-033-R002.



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Un medidor de punto de rocío para determinar el contenido de humedad del gas SF6, con capacidad de medición de hasta -60ºC.

a) Además se requiere que el oferente cotice (con precios totales y unitarios) todas las herramientas que, con base en la experiencia del fabricante del equipo, considere necesarias para los trabajos de montaje, puesta en servicio, pruebas, funcionamiento y mantenimiento del GIS.

b) El contratante se reserva el derecho de adquirir la cantidad y el tipo de herramientas que considere necesarias al mismo precio unitario ofrecido.

c) El costo de las herramientas recomendadas por el contratante no se tomará en cuenta para el estudio comparativo de ofertas.

6.14 PRUEBAS

a) En la oferta se deben presentar las pruebas tipo realizadas y sus resultados en un equipo del mismo tipo ofertado y de la misma fábrica que el ofertado según la norma IEC correspondiente.

b) Luego del contrato, se deberá informar con 45 días naturales de anticipación las fechas en que se efectuarán las pruebas de rutina y tipo (si se adjudican), con un cronograma “día a día” de las mismas, la explicación y procedimiento detallados de cada prueba e información de los instrumentos y equipos a utilizar.

c) En caso de que se decida no asistir a alguna de las pruebas, se informará por escrito al oferente.

d) Para poder embarcar el equipo, el fabricante debe obtener la aprobación de las pruebas de rutina.

e) No se acepta que ninguna prueba de rutina se realice en sitio.

f) Los componentes de la GIS deben ser probados individualmente de acuerdo con su normativa respectiva (interruptores, seccionadores, transformadores de medida). Estos protocolos deben ser entregados y aprobados por el contratante antes de la realización de las pruebas sobre las unidades funcionales completas. La entrega de información para las pruebas será según la siguiente tabla:



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Tabla 3. Resumen de entregables con respecto a las pruebas.

HITO COMPROMISO ENTREGABLE COMENTARIOS

OFERTA Protocolos de

pruebas tipo de un equipo similar

Pruebas 45 días hábiles

antes

Para aprobación: Reportes de pruebas

de rutina de los componentes que son parte del GIS

Pruebas 45 días hábiles

antes

Para aprobación: Protocolo de

pruebas tipo y rutina a realizar.

Incluir: Cronograma “día a día”.

Incluir: Descripción detallada de cada

prueba con los equipos a utilizar.

Conclusión de pruebas

10 días después Reportes de las

pruebas tipo y rutina realizadas.

Embalaje de equipos

Adjuntar reportes de pruebas realizadas a

los equipos.

Embarque de equipos

Antes de embarcarlos

Tres copias en físico y una digital de los resultados de las

pruebas de fábrica realizadas

g) El contratante tomará 5 días hábiles para la revisión y aprobación del protocolo de pruebas a una unidad funcional completa, en caso de rechazo, el contratista tendrá 5 días hábiles para su modificación, si se da un nuevo rechazo, las pruebas deben ser reprogramadas.

h) Los protocolos debidamente llenos de las pruebas realizadas tanto a los componentes del GIS como a la unidad funcional completa debe ser entregado junto con el equipo y enviar tres copias en papel y una digital 10 días hábiles después de concluidas las pruebas. En el caso en el que las pruebas tipo no sean adjudicadas, se debe cumplir la entrega con las pruebas de rutina.



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i) El contratista suministrará antes de embarcar los equipos, tres (3) copias en físico y una digital de los resultados de las pruebas de fábrica realizadas.

6.14.1 Pruebas tipo

a) Se realizarán los ensayos indicados en la Norma IEC 62271-203.

b) Estas pruebas deben ser realizadas en una unidad funcional tripolar

completa para transporte (conjunto de: cuchillas seccionadoras, transformadores de medida, interruptor, barras) de la GIS.

c) El oferente debe incluir una cotización económica por las pruebas tipo, las cuales serán adjudicadas o no a criterio del contratante.

d) En caso de adjudicarse, se realizarán solo con la presencia de un inspector enviado por el Contratante. En caso de que por algún motivo el inspector no pueda estar presente en las pruebas tipo, éstas no serán autorizadas ni pagadas. El oferente debe indicar claramente cualquier desviación con los requerimientos establecidos en los ítems anteriores relativos a pruebas en fábrica, quedando a exclusivo criterio del Contratante la aceptación de los mismos.

Las pruebas tipo a realizar son:



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Adicionalmente se deben realizar las pruebas respectivas para:

Verificar las características de los transformadores de medida.

Verificar las características del gas SF6.

6.14.2 Pruebas de rutina

a) Estas pruebas deben ser realizadas en cada unidad funcional tripolar

completa para transporte

b) Todos los elementos de la subestación blindada deben ser sometidos, antes de su salida de fábrica, a todas las pruebas de rutina establecidas en las normas IEC 62271-203, así como lo indicado en este apartado.

c) Las pruebas de rutina o pruebas de aceptación en fábrica, tienen por objeto verificar la eficiencia y buen funcionamiento, por lo que el oferente deberá proporcionar, una vez formalizado el pedido, el protocolo de pruebas de rutina de los componentes de la Subestación aislada en gas SF6, así como el protocolo de pruebas para el conjunto completamente armado.

Las pruebas a realizar son:

6.14.3 Pruebas en sitio

a) Estas pruebas deben ser realizadas después de la instalación y antes de ponerse en servicio en la subestación GIS completamente instalada.



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Las pruebas tipo a realizar son:

b) Los resultados deben ser entregados a más tardar 10 días hábiles luego de terminadas las pruebas.

c) La ejecución de estas pruebas es responsabilidad del oferente. La prueba de potencial aplicado al circuito principal, se realiza de acuerdo a las recomendaciones de las normas IEC, por lo que algunos tramos pueden ser sometidos varias veces a la prueba de potencial aplicado.

d) También se verificará lo siguiente:

El ensamble esté de acuerdo a los dibujos y planos de montaje

Exista hermeticidad en todas la uniones, tornillos y conexiones terminales

El alambrado esté de acuerdo a los planos

Funcionen adecuadamente los bloqueos

Funcione adecuadamente el control, medición y protección.

6.14.4 Equipo rechazado

a) Cuando algún componente no cumpla con los valores de prueba y no sea

de la calidad contratada, el representante, tiene toda la facultad de rechazar este equipo, por lo que en este caso, el oferente debe sustituirlo por otro que cumpla todos los requisitos, sin que por ello se afecte el tiempo de entrega. Si por alguna razón el rechazo del equipo retrasa la entrega del mismo, la responsabilidad es totalmente del contratista.

b) En caso de retrasos en los programas de fabricación, el oferente está obligado a informar, los siguientes casos:

Problemas críticos o mayores con maquinaria, equipo o herramienta que pudiera afectar la calidad o tiempo de entrega.



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Detección de material defectuoso (fuera de especificaciones) en proceso de manufactura.

Falla en pruebas de producto terminado.

Escasez de materia prima.

Cambios en los reglamentos oficiales que afectan al producto.

6.14.5 Inspección de Control de Calidad

a) El contratante se reserva el derecho de realizar, por medio de sus

Ingenieros o firmas técnicas especializadas, inspecciones en fábrica durante la manufactura de los equipos y/o materiales.

b) Los encargados de la inspección, así como delegados del contratante, tendrán de parte del contratista, todas las facilidades necesarias para la ejecución de su labor, se les permitirá el acceso a talleres, oficinas y laboratorios de prueba, etc. si así lo requiere su labor en las diferentes etapas de inspección de los equipos y/o materiales.

c) El contratista deberá entregar a los Inspectores, copias de los certificados de calibración de los instrumentos utilizados en las pruebas.

d) La conformidad otorgada por los Inspectores enviados por el contratante no desliga al contratista de responsabilidad por las deficiencias presentadas posteriormente y durante el período de garantía de los equipos y/o materiales.

e) Durante el período de pruebas, el contratista proporcionará, por su cuenta, un traductor al español para facilitar la labor del Ingeniero inspector del contratante.

6.15 Mantenimiento

a) Se requiere que la subestación blindada y los equipos que la integran no

necesiten de trabajos de mantenimiento mayores por lo menos durante un periodo de 15 años. El oferente debe proporcionar seis ejemplares de un instructivo en el que se detalle el mantenimiento que debe realizarse a los interruptores, cuchillas seccionadoras, cuchillas de puesta a tierra y demás



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elementos que forman la subestación blindada.

b) Cuando se requiera realizar labores de mantenimiento, reparación o ampliación, debe afectarse la menor cantidad posible de equipo.

c) Todos los elementos de la subestación, deben poderse desmontar fácilmente para proceder a reemplazarlos en caso necesario, independientemente del lugar en que se encuentren.

d) Para que el personal pueda efectuar los trabajos de mantenimiento que se requieran, el suministro del oferente debe incluir sin excepción, el equipo, material, herramientas e información necesaria.

e) Para la ejecución de trabajos de mantenimiento mayor preventivo, o bien para el caso de trabajos de reparación o correctivos, el diseño de la subestación debe prever las facilidades de seccionalización de partes conductoras, envolventes y módulos para:

Poder trabajar en el interior de un compartimiento de gas sin tener que evacuar todos los compartimientos de la del módulo, con excepción de los adyacentes.

Poder trabajar en cualquier compartimiento de un módulo sin tener que sacar de servicio el resto de la subestación o bien hacerlo por un período mínimo de tiempo.

f) Adicionalmente se requiere que todos los elementos de la instalación puedan ser desmontados fácilmente para su reemplazo en caso necesario, sin necesidad de tener que desarmar elementos de módulos adyacentes a la del elemento a ser reemplazado.

6.16 Documentación técnica y planos

a) La documentación requerida se debe entregar en dos paquetes. El primero corresponde a los datos necesarios para evaluar los equipos ofrecidos y se debe entregar junto con la oferta técnica.

b) El segundo grupo de información lo debe entregar el contratista y corresponde a los planos y manuales requeridos para evaluar el diseño de los equipos adquiridos y para efectuar las labores de puesta en servicio y mantenimiento. Este segundo grupo se debe entregar luego de adjudicada la licitación.



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6.16.1 Información a entregar en la oferta

Arreglo general del GIS, con dimensiones generales y la indicación de sus componentes.

Diagrama unifilar

Diagrama indicando los compartimientos de gas SF6.

Protocolos de pruebas tipo de un equipo similar al requerido

Lista de los repuestos y herramientas requeridas y recomendadas con precios totales y unitarios

Folletos técnicos de los elementos del sistema.

Descripción completa de los elementos de la GIS: transformadores de instrumento, cuchillas seccionadoras, interruptores, barras.

Plano del gabinete de control de la GIS.

Curvas de magnetización de los transformadores de corriente requeridos.

6.16.2 Información a entregar después del contrato

a) El contratista debe proporcionar como parte del suministro, la siguiente información técnica:

Arreglo general con todos sus accesorios, ampliaciones, descripción de los elementos.

Planos de planta, cortes, indicando dimensiones al detalle y pesos.

Diagrama unifilar, indicando la separación de los compartimentos de gas.

Plano de las unidades para pruebas y transporte, las cuales serán tan largas como prácticas para el transporte terrestre y el manejo durante la instalación.

Planos de disposición física de los componentes de la subestación blindada, cimentación (obra civil), anclaje, control, bloqueos, conexiones.

Plano con la indicación de espacios libres para operación y mantenimiento

Plano de los pernos de anclaje.

Plano de la estructura.

Plano de las placas de datos.

Plano esquemáticos y de alambrado completo del diagrama de control y mecanismo con indicación de todos los datos técnicos.

Planos de conectores terminales y de puesta a tierra, con indicación del torque o par de apriete.

Dibujos de instalación: o Estructura del con junto o Juntas de las unidades transportadas. o Puntos de conexión entre los ensamblen enviados



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o Compartimientos de gas

Dibujos de monitoreo de gas para cada compartimiento o Peso del gas SF6 o Volumen del gas del compartimiento o Presión de llenado o La presión de operación del disco de ruptura o Valores de ajuste para los monitores de densidad o El equipo usado para monitoreo, llenado y prueba.

Planos e información de: transformadores de instrumento, cuchillas seccionadoras, interruptores, barras.

Cálculo sísmico teórico.

Memoria de cálculo de la carga (burden) para los transformadores de corriente y potencial.

Guía ambiental para el manejo del gas SF6.

Reportes de pruebas, tanto de cada elemento individual como del conjunto probado en fábrica.

Reportes de pruebas en sitio

Manuales detallados de instalación, operación y mantenimiento

Peso del gas SF6 del primer llenado y de cada compartimento

Manual de desmontaje de los seccionadores.

Manuales de instalación, operación y mantenimiento.

Catálogos, fichas técnicas e información en general de los componentes de la subestación blindada y del conjunto totalmente armado.

b) Esta información (exceptuando los reportes de pruebas) debe ser entregar

a más tardar en 90 días calendario después de recibido el contrato. Una vez aprobados los planos, el oferente debe entregar tres copias, un reproducible de cada plano final en CD’s en archivos de Autocad (*.dwg). Tres juegos en papel y uno digital de los instructivos de instalación, operación y mantenimiento de todos los componentes de la subestación. Además, esta información debe ser entregada en forma digital.

c) Nota: El hecho de aprobar los planos, no releva al oferente de la responsabilidad de que el material pedido, cumpla tanto con las especificaciones como con la garantía

d) Los planos deben demostrar los elementos necesarios para realizar la ampliación, por medio de líneas punteadas y con la indicación de cada parte.



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e) Todos los planos sin excepción traerán grabado el nombre de la obra respectiva así como la cantidad de dicho equipo correspondiente a la misma.

f) Las modificaciones que el fabricante realice en los planos, ya sea según a las observaciones del contratista como a su propia decisión, deberán ser indicadas claramente en dichos planos.

g) Como complemento a la información solicitada anteriormente, el contratista puede enviar, para efectos informativos, toda la documentación adicional que el fabricante considere necesaria.

h) El contratante tomará para la revisión de dichos planos un tiempo máximo de treinta días naturales, contados a partir de la recepción de los mismos.

i) Una vez comunicada la revisión de estos planos, el contratista tendrá treinta (30) días naturales para enviar al contratante tres (3) copias en físico y una digital de los planos definitivos, además de un CD con los planos en formato Autocad (*.dwg).

j) Además, posterior a las pruebas de rutina y/o tipo, deberá enviar a la misma dirección tres (3) copias en físico y una digital del protocolo de dichas pruebas realizadas a los equipos

k) Noventa días antes de embarcar los equipos el contratista enviará al contratante tres (3) copias en físico y una digital de un instructivo con información sobre recibo, almacenamiento, armado, operación y mantenimiento de los equipos, y un manual de partes de repuesto.

l) Los instructivos deben venir confeccionados de manera tal que sean resistentes al uso en el campo. Además se deberá incluir un juego de planos y un juego de manuales de instalación y mantenimiento, además de los reportes de pruebas dentro del gabinete de cada uno de los equipos o dentro del empaque de los mismos, al efectuar el embarque.

m) En el manual de partes se requiere que se identifiquen todas y cada una de las piezas que conforman el equipo, con el fin de que se puedan hacer referencias claras en posteriores adquisiciones de repuestos.

n) El contratante se reserva el derecho de pedir más planos, los cuales se someterán a su revisión.



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o) Junto con la información solicitada anteriormente, el contratista puede enviar toda la información adicional que el fabricante considere necesaria y que describa en una forma clara el equipo y los accesorios que suministrará.

p) Toda la información posterior a la adjudicación deberá ser únicamente en español.

6.17 EMBALAJE Y EMBARQUE

El oferente es responsable del embalaje y embarque de los equipos de la subestación aislada en SF6. Estos trabajos deben realizarse bajo procedimientos normalizados.

6.17.1 Embalaje

a) El oferente debe embalar debidamente el equipo, cumpliendo con el

estándar propio de su proceso de fabricación, considerando transporte internacional vía marítima.

b) El oferente al embarcar el equipo, debe proporcionar listas de empaque detalladas en español, que indiquen exactamente el contenido de cada una de las cajas, desglosando el número de piezas o elementos que la integran, según el contrato correspondiente.

6.17.2 Almacenamiento

Una vez firmada la orden de servicio y antes de efectuar el embarque del equipo, el oferente debe informar las condiciones de almacenaje del mismo, incluyendo en esa información la secuencia de almacenamiento de cajas, en los casos en que ésta se requiera

6.18 LISTA DE REFERENCIAS

El oferente debe suministrar con su cotización, una lista de referencias que contenga:

Subestaciones similares a la propuesta, que se encuentren en servicio, indicando lugares y fechas de puesta en servicio.



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6.19 DATOS GARANTIZADOS

6.19.1 Subestación aislada en gas SF6

Tabla 4 Características generales para todos los elementos

1. Fabricante

2. País

3. Modelo

4. Norma aplicable

5. Tipo de montaje

6. Tensión Nominal kV

7. Tensión de Diseño kV

8. Máxima tensión de soporte a frecuencia industrial por 1 min

kV

9. Nivel básico de impulso (BIL) kV

10. Frecuencia Nominal Hz

11. Corriente Nominal A

12. Corriente de Cortocircuito Soportada por el Equipo

kA

13. Duración del Cortocircuito s

14. Corriente Pico Soportada por el Equipo kA

15. Rango de temperatura (°C) °C

16. Nivel máximo de cargas parciales pC

17. Distancia de fuga mínima mm/kV

18. Altitud sobre el nivel del mar m

19. Material de la Envolvente

20. Material de los conductores

21. Material de los aisladores pasamuros

22. Aceleración en el plano horizontal (ejes x,y): cm/s²

23. Aceleración en el plano vertical (eje z): cm/s²

- Factor de seguridad (FS)

- Norma utilizada

24. Porcentaje de fugas de SF6 anuales %

6.19.2 Interruptores

El oferente deberá llenar un formulario para cada tipo de interruptor cotizado.



Versión 1


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Tabla 5 Formulario cotización Interruptores

CANTIDAD __________

1. Norma aplicable

2. Tipo

3. Factor de sobretensión del primer polo (First Pole to Clear Factor)

p.u.

4. Secuencia de operación

5. Tiempo de apertura (“opening time”) ms

6. Tiempo total de interrupción (“break time”) ms

7. Tipo de motor eléctrico para el accionamiento

8. Tensión de motor eléctrico para el accionamiento

V

9. Número de bobinas de disparo

10. Número de bobinas de cierre

11. Voltaje de operación para las bobinas VCD

12. Voltaje para el circuito de fuerza e iluminación VCA

6.19.3 Cuchillas seccionadoras

El oferente deberá llenar un formulario para cada tipo de cuchilla cotizada.

Tabla 6 Formulario cotización seccionadoras

CANTIDAD __________

1. Norma aplicable

2. Tipo

3. Tipo de motor eléctrico para el accionamiento

4. Tensión de motor eléctrico para el accionamiento

V



Versión 1


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5. Clase según IEC 62271-102

6.19.4 Transformadores de corriente

El oferente deberá llenar un formulario para cada tipo y relación de equipo cotizado.

Tabla 7 Formulario cotización TC

CANTIDAD __________

1. Norma aplicable

2. Corriente secundaria A

3. Capacidad de sobrecarga (extended primary current)

%

4. Exactitud Medición (rango extendido)

5. Clase de exactitud Medición

6. Clase de exactitud Protección

7. DEVANADOS SECUNDARIOS :

PARA MEDICION :

- Cantidad

- Corriente A

- Capacidad VA

- Clase de exactitud

- Rango extendido 1% al 120% (SI/NO)

PARA PROTECCION :

- Cantidad

- Corriente A

- Capacidad VA

- Clase de exactitud



Versión 1


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6.19.5 Transformadores de potencial

El oferente deberá llenar un formulario para cada tipo y relación de equipo cotizado.

Tabla 8 Formulario cotización TP

CANTIDAD __________

1. Norma aplicable

2. Tipo

3. Relación de transformación kV

4. Clase de exactitud Medición

5. Clase de exactitud Protección

6. Factor de tensión

7. Clase de exactitud para medición

8. Clase de exactitud para protección

7 DOCUMENTOS DE REFERENCIA

No Aplica

8 CONTROL DE CAMBIOS

No Aplica

9 CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN

ELABORÓ

DEPENDENCIA

Freddy Vargas Richmond Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Gestión de la Red Región Huetar Brunca

José Ugalde Solera. Área Recursos Materiales y Adquisiciones



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Orlando De León Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Gestión de la Red Región Central

José Campos Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Gestión de la Red Región Chorotega

Ricardo Viloria H Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Gestión de la Red Región Central

Luis Carlos Muñoz Ch. Área de Ingeniería de Transmisión, Negocio de Ingeniería y Construcción.

REVISO DEPENDENCIA

Oscar Campos González. Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Gestión de la Red Región Central

Ander Romero Gómez. Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Gestión de la Red Región Chorotega

Melvin Monge Sandí. Área Mantenimiento de Subestaciones Proceso Gestión de la Red Región Huetar Brunca

Vinicio Vargas Bonilla Área Mejoramiento de la Gestión y Calidad

APROBÓ FECHA FIRMA

Ing. Manuel Balmaceda García Director General del Negocio de Transmisión

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