PLAN DE EXPANSION DEL SISTEMA DE … · funciÓn de falla interruptor (50bf) ... 6.9.8.2.9. modos de operaciÓn ... 7.6. grupo motor - generador diesel

EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S.A. ESP

VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN

SOLICITUD ESPECIAL DE OFERTAS VT-SEO 3000001060-2014

DISEÑO, SUMINISTRO, CONSTRUCCIÓN, MONTAJE, PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO DE LAS OBRAS DE SUBESTACION DE LA

CONVOCATORIA UPME-01-2013

ANEXO 2A – ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS S/E CONVENCIONAL

ENERO DE 2014, BOGOTÁ D.C. - COLOMBIA

Solicitud Especial de Ofertas VT-SEO 3000001060-2014 Anexo 2A Especificaciones eléctricas SE Convencional

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CONTENIDO

1. INFORMACIÓN GENERAL .................................................................................................. 9

1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ............................................................................................ 9 1.2. INFORMACIÓN TÉCNICA ADICIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO ....................................... 11

2. ESPECIFICACIONES .......................................................................................................... 12

2.1. CARACTERÍSTICAS DEL SITIO ............................................................................................ 12 2.1.1. CONDICIONES CLIMÁTICAS ..................................................................................................... 12 2.1.2. INFORMACIÓN SÍSMICA BÁSICA ............................................................................................... 12 2.1.3. INFORMACIÓN EÓLICA BÁSICA: ............................................................................................... 13 2.2. PARÁMETROS ELÉCTRICOS DEL SISTEMA ......................................................................... 13 2.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES ........................................................................ 14 2.3.1. DISTANCIAS DE FUGA MÍNIMAS ............................................................................................... 14 2.3.2. NIVELES DE AISLAMIENTO ...................................................................................................... 14 2.3.3. DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS Y ALTURA DE SOPORTES DE EQUIPOS ......................................... 15 2.3.4. TENSIONES DE SERVICIOS AUXILIARES ...................................................................................... 15 2.4. PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN ........................................................................................... 15 2.5. DISEÑO ............................................................................................................................. 15 2.6. PLANOS ............................................................................................................................ 16 2.7. NORMAS .......................................................................................................................... 16 2.8. SISTEMA DE CALIDAD ....................................................................................................... 17

3. EQUIPO DE PATIO ........................................................................................................... 18

3.1. INTERRUPTORES DE POTENCIA ........................................................................................ 18 3.1.1. ALCANCE ............................................................................................................................. 18 3.1.2. NORMAS ............................................................................................................................. 18 3.1.3. TIPO ................................................................................................................................... 18 3.1.4. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO .......................................................................................... 19 3.1.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS ................................................................................................... 21 3.1.6. PRUEBAS ............................................................................................................................. 21 3.2. SECCIONADORES .............................................................................................................. 22 3.2.1. ALCANCE ............................................................................................................................. 22 3.2.2. NORMAS ............................................................................................................................. 22 3.2.3. TIPO ................................................................................................................................... 22 3.2.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ................................................................................................... 22 3.2.5. GENERALES .......................................................................................................................... 23 3.2.6. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO .......................................................................................... 23 3.2.7. PRUEBAS ............................................................................................................................. 25 3.3. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ............................................................................... 26 3.3.1. ALCANCE ............................................................................................................................. 26 3.3.2. NORMAS ............................................................................................................................. 26 3.3.3. TIPO Y ACCESORIOS ............................................................................................................... 26 3.3.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ................................................................................................... 26


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3.3.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS ................................................................................................... 27 3.3.6. PRUEBAS ............................................................................................................................. 27 3.4. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN ................................................................................... 28 3.4.1. ALCANCE ............................................................................................................................. 28 3.4.2. NORMAS ............................................................................................................................. 28 3.4.3. TIPO ................................................................................................................................... 28 3.4.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ................................................................................................... 28 3.4.5. REQUISITOS GENERALES ......................................................................................................... 29 3.4.6. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO .......................................................................................... 29 3.4.7. PLACA DE CARACTERÍSTICAS ................................................................................................... 30 3.4.8. PRUEBAS ............................................................................................................................. 30 3.5. PARARRAYOS ................................................................................................................... 30 3.5.1. ALCANCE ............................................................................................................................. 30 3.5.2. NORMAS ............................................................................................................................. 31 3.5.3. TIPO ................................................................................................................................... 31 3.5.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ................................................................................................... 31 3.5.5. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO .......................................................................................... 31 3.5.6. PRUEBAS ............................................................................................................................. 32

4. AISLADORES ................................................................................................................... 34

4.1. ALCANCE .......................................................................................................................... 34 4.2. NORMAS .......................................................................................................................... 34 4.3. GENERAL .......................................................................................................................... 34 4.4. CARACTERÍSTICAS TECNICAS ............................................................................................ 34 4.4.1. AISLADORES DE SUSPENSIÓN Y TIPO POSTE ................................................................................ 34 4.4.2. AISLADORES TIPO POSTE. ....................................................................................................... 34 4.5. PRUEBAS ............................................................................................................................. 35

5. CONDUCTORES, BARRAJES Y CONECTORES ...................................................................... 36

5.1. ALCANCE .......................................................................................................................... 36 5.2. NORMAS .......................................................................................................................... 36 5.3. CONDUCTORES Y BARRAJES .................................................................................................... 36 5.4. CONECTORES ....................................................................................................................... 36 5.5. PRUEBAS ............................................................................................................................. 37

6. SISTEMAS DE MEDIDA, AUTOMATIZACIÓN, CONTROL Y SUPERVISIÓN ............................. 38

6.1. GENERALIDADES .............................................................................................................. 38 6.2. MATERIAL MENOR ........................................................................................................... 39 6.2.1. BORNERAS........................................................................................................................ 39 6.2.2. RELES AUXILIARES ............................................................................................................ 40 6.2.3. INTERRUPTORES MINIATURA .......................................................................................... 41 6.2.4. BLOQUES DE PRUEBAS ..................................................................................................... 41 6.2.5. CABLES DE FUERZA Y CONTROL........................................................................................ 41 6.2.5.1. IDENTIFICACION DEL CABLE ......................................................................................... 42 6.2.5.2. IDENTIFICACION DE LOS NUCLEOS .............................................................................. 42 6.2.6. CABLES Y ACCESORIOS DE COMUNICACIÓN .................................................................... 42


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6.3. EQUIPO ELECTRONICO ..................................................................................................... 43 6.4. GABINETES ....................................................................................................................... 44 6.4.1. NORMAS .......................................................................................................................... 44 6.4.2. CONDICIONES GENERALES ............................................................................................... 44 6.4.3. PRUEBAS .......................................................................................................................... 47 6.5. SISTEMA DE PROTECCIÓN ................................................................................................ 47 6.5.1. REQUERIMIENTOS GENERALES ........................................................................................ 47 6.5.2. ESQUEMA DE PROTECCIÓN.............................................................................................. 48 6.5.2.1. BAHÍAS DE LÍNEA ......................................................................................................... 48 6.5.2.2. BAHÍAS DE TRANSFORMACIÓN ................................................................................... 49 6.5.2.3. SISTEMA DE PROTECCIÓN DE CORTE INTERMEDIO ..................................................... 50 6.5.2.3.1. FUNCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA (87L) ................................................................... 51 6.5.2.3.2. FUNCIÓN DISTANCIA (21) ........................................................................................ 52 6.5.2.3.3. FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL DE TIERRA (67N) ................................. 53 6.5.2.3.4. FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASE Y NEUTRO (50/51-50/51N) .......................... 54 6.5.2.3.5. FUNCIÓN SOBRETENSIÓN (59) ................................................................................ 54 6.5.2.3.6. FUNCIÓN DE BAJA TENSION (27) ............................................................................. 54 6.5.2.3.7. FUNCIÓN DE RECIERRE (79) ..................................................................................... 54 6.5.2.3.8. FUNCIÓN DE VERIFICACION DE SINCRONISMO (25) ................................................ 55 6.5.2.3.9. FUNCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR (50BF)............................................................... 55 6.5.2.3.10. FUNCIÓN DE LOCALIZADOR DE FALLAS ................................................................... 56 6.5.2.3.11. COMUNICACIONES PARA PROTECCIÓN .................................................................. 56 6.5.2.3.12. COMUNICACIONES CONTROL DE ESTACIÓN ........................................................... 56 6.5.2.4. RELES DE DISPARO Y BLOQUEO ................................................................................... 56 6.5.2.5. RELES DE SUPERVISIÓN DE CIRCUITO DE DISPARO ...................................................... 57 6.5.3. PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS ........................................................................... 57 6.5.3.1. FUNCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS (87B) .................................................................... 57 6.5.3.2. FUNCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR (50BF) ................................................................... 58 6.6. TRABAJOS EN SUBESTACIONES EXISTENTES .................................................................... 58 6.7. SISTEMA DE MEDIDA ........................................................................................................ 59 6.7.1. COMUNICACIONES CONTROL DE ESTACIÓN .................................................................... 60 6.8. ESQUEMA DE TELEPROTECCION ...................................................................................... 60 6.9. SISTEMA DE CONTROL ..................................................................................................... 60 6.9.1. REQUERIMIENTOS GENERALES ........................................................................................ 60 6.9.2. SUMINISTROS GENERALES SISTEMA DE CONTROL, PROTECCION Y MEDIDA. ................. 62 6.9.3. SUMINISTROS POR BAHÍAS. ............................................................................................. 62 6.9.4. SUMINISTRO PARA EL DIÁMETRO 500KV Y 230KV. ........................................................... 62 6.9.5. GABINETE DE CONTROL DE DIAMETRO, LADO 500KV Y 230KV ......................................... 62 6.9.5.1. SEGURIDAD .................................................................................................................. 63 6.9.5.2. DISPONIBILIDAD .......................................................................................................... 64 6.9.5.3. CAPACIDAD DE SOPORTE DE ALTA TENSIÓN ............................................................... 64 6.9.5.4. PROTECCION ................................................................................................................ 64 6.9.6. SERVIDOR DE PROCESO O UNIDAD CENTRAL DE SUBESTACION (GATEWAY) .................. 64 6.9.6.1. SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN ................................................................................. 66 6.9.6.2. RED DE COMUNICACIONES .......................................................................................... 66 6.9.6.3. SISTEMA DE SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO.................................................................. 67


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6.9.7. IHM CENTRAL DE SUBESTACION ...................................................................................... 67 6.9.7.1. CONTROL DE LOS EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN ........................................................ 67 6.9.7.2. VERIFICAR LA SEGURIDAD DEL SISTEMA ...................................................................... 68 6.9.7.2.1. SECUENCIA DE EVENTOS ......................................................................................... 68 6.9.7.2.2. MANEJO DE ALARMAS ............................................................................................. 69 6.9.7.2.3. MANEJO DE DATOS HISTÓRICOS ............................................................................. 69 6.9.7.2.4. PRESENTACIÓN DE REPORTES ................................................................................. 69 6.9.7.2.5. LÓGICA DE ENCLAVAMIENTOS DE OPERACIÓN ....................................................... 70 6.9.7.3. PROTOCOLOS DE COMUNICACIONES .......................................................................... 71 6.9.7.4. ROBUSTEZ Y CAPACIDAD DE EXPANSIÓN .................................................................... 71 6.9.8. SISTEMA DE CONTROL AUTOMÁTICO DE LA SUBESTACIÓN ............................................ 72 6.9.8.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL .................................................................... 72 6.9.8.1.1. NIVEL 0 .................................................................................................................... 72 6.9.8.1.2. NIVEL 1 .................................................................................................................... 73 6.9.8.1.2.1. NIVEL 1 - CONTROLADOR DE BAHÍA DISPONIBLE .................................................... 73 6.9.8.1.2.2. NIVEL 1 - RESPALDO - CONTROLADOR DE BAHÍA INDISPONIBLE ............................. 73 6.9.8.1.3. NIVEL 2 .................................................................................................................... 73 6.9.8.1.4. NIVEL 3 .................................................................................................................... 74 6.9.8.2. CONTROLADORES DE BAHÍA ........................................................................................ 74 6.9.8.2.1. GENERALIDADES ..................................................................................................... 74 6.9.8.2.2. FUENTES DE ALIMENTACIÓN ................................................................................... 75 6.9.8.2.3. UNIDAD CENTRAL DE PROCESO .............................................................................. 75 6.9.8.2.4. MÓDULOS DE INTERFAZ PARA COMUNICACIONES ................................................. 75 6.9.8.2.5. MODULOS DE ENTRADAS DIGITALES ....................................................................... 76 6.9.8.2.6. MÓDULOS DE ENTRADAS ANALOGICAS .................................................................. 76 6.9.8.2.7. MÓDULOS DE SALIDAS DIGITALES ........................................................................... 76 6.9.8.2.8. SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN ............................................................................. 77 6.9.8.2.9. MODOS DE OPERACIÓN .......................................................................................... 77 6.9.8.2.10. FUNCIONES DEL CONTROLADOR DE BAHÍA............................................................. 77 6.9.8.2.11. FUNCIÓN DE ADQUISICIÓN DE DATOS, MEDIDAS Y ASIGNACIÓN DE COMANDOS . 78 6.9.8.2.12. SALIDAS DIGITALES PARA COMANDOS DE EQUIPOS ............................................... 79 6.9.8.2.13. SELECCIÓN DEL MODO DE OPERACIÓN ................................................................... 79 6.9.8.2.14. ENCLAVAMIENTOS .................................................................................................. 80 6.9.8.2.15. OPERACIÓN DE LOS SECCIONADORES ASOCIADOS CON LOS INTERRUPTORES ...... 80 6.9.8.2.16. OPERACIÓN DE INTERRUPTORES ............................................................................ 80 6.9.8.2.17. INTERFAZ HOMBRE – MÁQUINA LOCAL (IHM) ........................................................ 81 6.9.8.2.18. MARCACIÓN DE EVENTOS Y ALARMAS.................................................................... 81 6.9.8.2.19. COMUNICACIÓN CON LA RED DE ÁREA LOCAL ........................................................ 81 6.10. REGISTRADORES DE FALLA ............................................................................................... 82 6.11. SWITCHES DE COMUNICACIÓN ........................................................................................ 84 6.12. ROUTER/FIREWALL .......................................................................................................... 84 6.13. SERVICIOS AUXILIARES. .................................................................................................... 85

7. SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE ALTERNA Y CONTINUA ......................................... 86

7.1. DESCRIPCIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES .................................................................. 86 7.2. NORMAS .......................................................................................................................... 86


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7.3. INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS ..................................................................................... 86 7.4. TRANSFERENCIAS ............................................................................................................. 86 7.4.1. BARRAJE PRINCIPAL DE 208VCA .............................................................................................. 86 7.4.2. BARRAJE DE CARGAS ESENCIALES DE 208VCA ............................................................................ 87 7.4.3. BARRAJES PRINCIPALES DE 125VCC ......................................................................................... 87 7.4.4. MANDOS Y TRANSFERENCIAS LOCALES MANUALES...................................................................... 87 7.5. CONTROLADORES LÓGICOS PROGRAMABLES ................................................................. 87 7.6. GRUPO MOTOR - GENERADOR DIESEL ............................................................................. 88 7.7. SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES DE 125VDC .............................................................. 89 7.7.1. BANCO DE BATERIAS 125VDC .......................................................................................... 89 7.7.2. CARGADORES DE BATERIAS DE 125VDC........................................................................... 90 7.7.3. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE 125VDC .......................................................................... 92 7.8. SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES DE 208/120VAC....................................................... 93 7.8.1. TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES 34,5KV / 208V ................................................. 93 7.8.2. TABLERO DE TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA ................................................................... 94 7.8.3. TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA ....................................................................................... 94 7.8.4. INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS DE BAJA TENSIÓN ........................................................ 95 7.8.5. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE 208/120 VAC .................................................................. 96 7.9. EQUIPOS ELECTRÓNICOS INTELIGENTES DE NIVEL UNO .................................................. 96 7.9.1. MEDIDORES MULTIFUNCIONALES ............................................................................................ 97 7.9.2. CONTROLADOR DE SERVICIOS AUXILIARES ...................................................................... 97 7.9.3. OTROS COMPONENTES DEL NIVEL 1 ......................................................................................... 97 7.10. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL .................................................................... 98 7.11. PRUEBAS .......................................................................................................................... 98

8. ILUMINACIÓN Y TOMACORRIENTES PATIO DE CONEXIONES ............................................ 99

8.1. ALCANCE .......................................................................................................................... 99 8.2. ILUMINACIÓN EXTERIOR .................................................................................................. 99 8.3. TOMACORRIENTES ........................................................................................................... 99 8.4. TOMAS TELEFÓNICAS ....................................................................................................... 99 8.5. INVERSOR Y FUENTE DE POTENCIA ININTERRUMPIDA .................................................... 99 8.6. REGULACIÓN EN LOS CIRCUITOS DE SERVICIOS AUXILIARES ......................................... 100

9. SISTEMAS DE TELECOMUNICACIONES ........................................................................... 101

9.1. ALCANCE ........................................................................................................................ 101 9.2. NORMAS ........................................................................................................................ 101 9.3. CONFIABILIDAD Y DISPONIBILIDAD ................................................................................ 101 9.4. DESCRIPCIÓN ................................................................................................................. 101 9.5. VOZ Y DATOS ..................................................................................................................... 102 9.6. ASIGNACIÓN DE CANALES ..................................................................................................... 102 9.7. CAPACIDAD DE EXPANSIÓN ................................................................................................... 103 9.8. EQUIPOS TERMINALES PARA LOS SISTEMAS DE TELECOMUNICACIONES...................... 103 9.8.1. EQUIPO DE TELEPROTECCIÓN ................................................................................................ 103 9.8.2. OTROS EQUIPOS TERMINALES ............................................................................................... 104 9.9. PRUEBAS DE ACEPTACIÓN ............................................................................................. 104 9.9.1. PRUEBAS DE LOS EQUIPOS DE TRANSMISIÓN ............................................................................ 104


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9.9.2. PRUEBAS DEL SISTEMA DE ALIMENTACIÓN ............................................................................... 104 9.9.3. PRUEBAS DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ELÉCTRICAS ..................................... 104 9.10. REPUESTOS .................................................................................................................... 105

10. MALLA A TIERRA ........................................................................................................... 106

10.1. ALCANCE ........................................................................................................................ 106 10.2. DISEÑO ........................................................................................................................... 106 10.3. MATERIALES ................................................................................................................... 106 10.3.1. CABLES DE COBRE DESNUDO ............................................................................................ 106 10.3.2. VARILLAS DE PUESTA A TIERRA .......................................................................................... 107 10.4. CONEXIONES ..................................................................................................................... 107 10.5. CARACTERÍSTICAS DE LA MALLA .................................................................................... 107 10.6. PRUEBAS ........................................................................................................................ 107

11. REPUESTOS Y HERRAMIENTAS ESPECIALES .................................................................... 108

11.1. ALCANCE ........................................................................................................................ 108 11.2. REPUESTOS .................................................................................................................... 108 11.3. HERRAMIENTAS ESPECIALES .......................................................................................... 108

12. MONTAJE, PRUEBAS DE CAMPO Y PUESTA EN SERVICIO ................................................ 109

12.1. ALCANCE ........................................................................................................................ 109 12.2. GENERALIDADES ............................................................................................................ 109 12.3. MONTAJE ....................................................................................................................... 109 12.4. PRUEBAS DE CAMPO ...................................................................................................... 110 12.4.1. SUPERVISIÓN DEL FABRICANTE .......................................................................................... 110 12.4.2. PLAN DE PRUEBAS .......................................................................................................... 110 12.5. PUESTA EN SERVICIO ...................................................................................................... 111

13. OPERACIÓN, CAPACITACIÓN Y ENTREGA ....................................................................... 112

13.1. ALCANCE ........................................................................................................................ 112 13.2. OPERACIÓN .................................................................................................................... 112 13.3. CAPACITACIÓN ............................................................................................................... 112 13.4. ENTREGA ........................................................................................................................ 113

14. ESTUDIOS, DISEÑOS, PLANOS, MANUALES .................................................................... 114

14.1. ALCANCE ........................................................................................................................ 114 14.2. NORMAS ........................................................................................................................ 114 14.3. ESTUDIOS Y CÁLCULOS ................................................................................................... 114 14.3.1. SOBRETENSIONES Y COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ........................................................... 115 14.3.2. MALLA A TIERRA ............................................................................................................ 115 14.3.3. APANTALLAMIENTO ........................................................................................................ 115 14.3.4. BARRAJES, INTERCONEXIONES Y CABLE DE GUARDA .............................................................. 115 14.3.5. DISTANCIAS DE FUGA ...................................................................................................... 116 14.3.6. CARGAS MECÁNICAS ....................................................................................................... 116 14.3.7. AJUSTE DE PROTECCIONES Y REGISTRADORES DE FALLAS ........................................................ 116 14.3.8. CIRCUITOS SECUNDARIOS DE TENSIÓN Y CORRIENTE. ............................................................ 116 14.3.9. DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA DE CONTROL. ........................................................................ 117


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14.3.10. EQUIPOS DE COMUNICACIONES. ....................................................................................... 117 14.3.11. AIRE ACONDICIONADO, VENTILACIÓN Y EQUIPOS CONTRA INCENDIO. ...................................... 117 14.3.12. ESPECIFICACIONES DETALLADAS. ....................................................................................... 117 14.3.13. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS. ...................................................................... 117 14.4. DISEÑOS Y PLANOS......................................................................................................... 117 14.4.1. PLANOS DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN .............................................................................. 118 14.4.2. PLANOS DE PLANTAS Y CORTES ......................................................................................... 118 14.4.3. DIAGRAMAS DE PRINCIPIO. .............................................................................................. 118 14.4.4. DIAGRAMAS DE CIRCUITO (ESQUEMÁTICOS) ....................................................................... 119 14.4.5. DIAGRAMAS DE DISPOSICIÓN FÍSICA DE ELEMENTOS. ............................................................ 119 14.4.6. PLANOS DE SERVICIOS AUXILIARES Y DE EMERGENCIA............................................................ 119 14.5. TABLAS DE CABLEADO. ........................................................................................................ 119 14.6. LISTA DE CABLES. ................................................................................................................ 119 14.7. MANUALES ..................................................................................................................... 119 14.8. APROBACIÓN Y ENTREGA............................................................................................... 120


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1. INFORMACIÓN GENERAL

1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

a) Subestación Norte 500kV

Construcción de la nueva Subestación Norte 500kV en predio adyacente a la actual Subestación Norte 230kV.

Tipo convencional aislada en aire.

Configuración interruptor y medio.

Dos (2) diámetros completos.

Dos (2) bahías de línea (Sogamoso-Norte y Norte-Nueva Esperanza).

Dos (2) bahías de transformación con la instalación en cada bahía de un banco de autotransformadores 500/230kV de 450MVA cada uno.

Una bahía para reactor inductivo de 120MVAr para la línea Sogamoso-Norte.

Una bahía para reactor inductivo de 80MVAr para la línea Norte-Nueva Esperanza.

Previsión de dos diámetros completos para 4 bahías, las cuales podrán ser de línea o de transformación. Los equipos para las bahías futuras no son parte de la presente convocatoria.

Sistema de control, protecciones, comunicaciones e infraestructura asociada.

Ver diagrama unifilar en la figura 4 de los documentos de selección de la Convocatoria UPME-01-2013.

b) Subestación Norte 230kV

Construcción de un diámetro completo en la Subestación Norte 230kV



Dos (2) bahías de transformación para la conexión de los bancos de autotransformadores 500/230kV, instalados en la subestación Norte de 500kV.


Ver diagrama unifilar en la figura 5 de los documentos de selección, de la Convocatoria UPME-01-2013.

c) Subestación Sogamoso 500kV

Construcción de un diámetro incompleto en la Subestación Sogamoso 230kV.



Una bahía de línea para la línea Sogamoso-Norte de 500kV.

Una bahía para reactor inductivo de 120MVAr para la línea Sogamoso-Norte de 500kV.


Ver diagrama unifilar en la figura 3 de los documentos de selección, de la


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Convocatoria UPME-01-2013.

d) Subestación Nueva Esperanza 500kV

Construcción de un diámetro incompleto en la Subestación Nueva Esperanza 230kV.



Una bahía de línea para la línea Norte-Nueva Esperanza de 500kV.

Una bahía para reactor inductivo de 80MVAr para la línea Norte-Nueva Esperanza de 500kV.


Ver diagrama unifilar en la figura 6 de los documentos de selección, de la Convocatoria UPME-01-2013.

El suministro de los bancos de autotransformadores y reactores de las líneas NO hacen parte de la presente Solicitud Especial de Ofertas VT-SEO 3000001060-2014. Los OFERENTES deberán considerar las actividades y costos asociados a las obras civiles, montaje y puesta en servicio de estos equipos.

Las presentes especificaciones técnicas se refieren al diseño, fabricación, pruebas de equipos, suministros, transportes, seguros, montaje, pruebas en sitio y puesta en servicio de los equipos asociados a las subestaciones comprendidas en la presente convocatoria, así como con los requeridos para los sistemas de comunicaciones, protecciones y control.

Los edificios y casetas de las subestación Norte 500kV y 230kV deben contener espacios dotados con equipos para proveer los servicios auxiliares de corriente alterna y corriente continua (planta diésel, cargador y banco de baterías). También debe contener espacios para oficina, sala de control y servicios complementarios, las cuales deben ser dotadas de muebles y equipos.

Las ampliaciones en las subestaciones Sogamoso 500kV y Nueva Esperanza 500kV solo requieren casetas de control las cuales deben contener espacios para oficina y estar dotados con equipos para proveer los servicios auxiliares de corriente continua (cargador y banco de baterías). Los servicios auxiliares de AC podrán ser tomados de la red local de la subestación según contrato celebrado entre LA EMPRESA y el Operador de la subestación respectivo.

Los equipos de nivel uno ubicados en la sala y casetas de control al igual que las oficinas deben estar climatizadas con equipos aire acondicionado.

El contratista deberá dejar adecuado el terreno para la fácil instalación de los equipos en los espacios de reserva previstos para futuras ampliaciones del STN, es decir, deberá dejar explanado y/o nivelado el terreno de los espacios de reserva y deberá realizar las obras civiles básicas (drenajes) necesarias para evitar que dicho terreno se deteriore.

La construcción y puesta en servicio del proyecto forma parte del objeto de la Convocatoria Pública UPME-01-2013.

Los anexos técnicos de los “Documentos de Selección” de la Licitación emitidos por la UPME, forman parte de estas especificaciones.


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El diseño y construcción de las líneas de transmisión serán realizados por otros contratistas, por lo cual están fuera del alcance de estas especificaciones.

1.2. INFORMACIÓN TÉCNICA ADICIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Si se requieren datos técnicos adicionales del sistema eléctrico, se deben solicitar a la EMPRESA con una antelación suficiente con el fin de poderlos obtener de fuentes confiables. En este caso la EMPRESA hará su mejor esfuerzo para suministrarlos, pero en caso de no ser posible, es responsabilidad del Contratista tomar las medidas que se requieran para subsanar la falta de información.


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2. ESPECIFICACIONES

A continuación se dan las especificaciones generales que aplican a todos los equipos y sistemas de las subestaciones del proyecto.

2.1. CARACTERÍSTICAS DEL SITIO

2.1.1. CONDICIONES CLIMÁTICAS

Las características generales del sitio de las subestaciones son las siguientes:

Tabla 2.1.1

Ítem Parámetros Norte

500/230kV Sogamoso

500kV Nueva Esperanza

500kV

1 Altitud sobre el nivel del mar, m 2600 200 2600

2

Temp. amb. oC

Máxima (anual)

Promedio (anual)

Mínima (anual)

22 14 5

36 29 21

22 14 5

3 Nivel ceraúnico Días/año (*)

150 240 150

4 Descargas anuales a tierra (*) No./ km2

2 7 2

7 Nivel de contaminación Baja Baja Media

(*) Estos parámetros deben ser investigados por el oferente para la realización de los prediseños del proyecto.

2.1.2. INFORMACIÓN SÍSMICA BÁSICA

Información obtenida del Apéndice A-4, del Título A “REQUISITOS GENERALES DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN SISMO RESISTENTE” del REGLAMENTO COLOMBIANO DE CONSTRUCCIÓN SISMO RESISTENTE, NSR – 10, donde se presenta la calificación de zona de amenaza sísmica y de aceleración pico efectiva para cada uno de los municipios colombianos.

Los suministros deberán tener un nivel de desempeño sísmico clase III de acuerdo con la publicación IEC 60068-3-3 “Guidance Seismic Test Methods for Equipments” o de acuerdo con la publicación IEEE-693 Recommended Practice for Seismic Design of Substations, la de mayores exigencias. El Oferente deberá entregar copias a LA EMPRESA de las memorias de cálculo en donde se demuestre que los suministros son aptos para soportar las condiciones sísmicas del sitio de instalación.

Para las Obras Civiles y fundaciones de los equipos y pórticos se deberá tener en cuenta la norma IEEE 693.


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TABLA 2.1.2

LOCALIZACIÓN ( Nota 1 )

SUBESTACIÓN Departamento Municipio Zona de amenaza Sísmica

Aceleración pico efectiva

(Aa)

Velocidad pico efectiva

(Av)

Norte 500kV Cundinamarca Gachancipa Intermedia 0.15 0.20

Sogamoso 500kV Santander Betulia Intermedia 0.20 0.20

Nueva Esperanza 500kV

Cundinamarca Soacha Intermedia 0.15 0.20

NOTA 1: Los movimientos sísmicos de diseño se definen en función de la aceleración pico efectiva, representada por el parámetro Aa, para una probabilidad del diez por ciento de ser excedidos en un lapso de 50 años.

2.1.3. INFORMACIÓN EÓLICA BÁSICA:

Información obtenida de la Figura B.6.4-1, del numeral B.6 Cargas de Viento,, del Título B “CARGAS” del REGLAMENTO COLOMBIANO DE CONSTRUCCIÓN SISMO RESISTENTE, NSR – 10, donde se presenta la clasificación calificación de zona de amenaza sísmica y de aceleración pico efectiva para cada uno de los municipios colombianos.

TABLA 2.1.3

SUBESTACIÓN Departamento Municipio Región Velocidad del viento Básico

( V, m/s )

Norte 500kV Cundinamarca Gachancipa 2 22 m/s

(80 km/h)

Sogamoso 500kV Santander Betulia 1 17 m/s

(60 km/h)

Nueva Esperanza 500kV

Cundinamarca Soacha 2 22 m/s

(80 km/h)

Como se especifica en la sección B.6.5.4, la velocidad del viento Básico, corresponde a la velocidad de una ráfaga de 3 segundos medida 10m por encima del suelo en la Exposición C (Véase sección B.6.5.6.3).

2.2. PARÁMETROS ELÉCTRICOS DEL SISTEMA

Los equipos suministrados deben cumplir con las siguientes características eléctricas del sistema.

TABLA 2.2

Item Parámetros 500kV / 230kV

1 Voltaje nominal, kV 500 / 230

2 Tensión asignada al equipo kV 550 / 245

3 Número de fases 3

4 Frecuencia del sistema, Hz 60


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Item Parámetros 500kV / 230kV

5 Sistema de tierra Sólido

6

Corrientes nominales

Todas las bahías, A

Barrajes, A

2400 / 1600

(*)

7 Corriente de falla, 1s, kA simétricos 40

8 Corriente pico, kA 104

9

Duración de fallas:

Trifásica, ms máximo

Monofásica, ms máximo

75 / 95 75 / 95

(*) Resultado de los estudios a realizar por oferente.

2.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES

2.3.1. DISTANCIAS DE FUGA MÍNIMAS

Las distancias de fuga mínimas para el aislamiento de porcelana u otro material equivalente son las siguientes de acuerdo con los niveles y factores de contaminación de la Norma IEC 60815.

TABLA 2.3.1

Ítem Subestación Nivel de Contaminación

1 S/E Norte Nivel I

2 S/E Sogamoso Nivel I

3 S/E Nueva Esperanza Nivel II

2.3.2. NIVELES DE AISLAMIENTO

Los equipos suministrados deben cumplir con los siguientes niveles de aislamiento:

TABLA 2.3.2

Ítem Parámetros kV

1

S/E 230kV - BIL - BSL - BIL (Transiciones)

1050 NA 950

2

S/E 500kV - BIL - BSL - BIL (Transiciones)

1800 1175 1675

3 Tensión 60 Hz,

1 minuto Según IEC para los niveles

de aislamiento definidos


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2.3.3. DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS Y ALTURA DE SOPORTES DE EQUIPOS

Las distancias eléctricas mínimas y la altura de soportes de equipos, que sean del tipo convencional, de la subestación del proyecto, son las siguientes:

TABLA 2.3.3.

Ítem Parámetros

1 Distancias eléctricas mínimas, fase-tierra, m:

500kV

3.60

2 Distancias eléctricas mínimas, fase-fase, m:

500kV

4.20

3 Altura soporte equipos 500kV desde el piso hasta el inicio del aislamiento (Transiciones y Exterior), m:

2.40

4 Distancias eléctricas mínimas, fase-tierra, m:

230kV

2.10

5 Distancias eléctricas mínimas, fase-fase, m:

230kV

2.60

6 Altura soporte equipos 230kV desde el piso hasta el inicio del aislamiento (Transiciones y Exterior), m:

2.40

NOTA: Según norma IEC 60071-2 Tablas 1 y 3.

2.3.4. TENSIONES DE SERVICIOS AUXILIARES

Las tensiones para los servicios auxiliares de las subestaciones son las siguientes:

TABLA 2.3.4

ITEM SISTEMA TENSIÓN

1.0 Corriente continua 125 +10% -20% Vcc

2.0 Corriente alterna 208 +5% -10% Vac 120 +5% -10% Vac

2.4. PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN

Los protocolos

para el suministro de los equipos de comunicación son los siguientes:

Centro de Control EEB: IEC 60870-5-101

Centro de Control EEB: IEC 60870-5-104

2.5. DISEÑO


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El Contratista es el responsable por el diseño detallado de la subestación y ampliaciones del proyecto y por cualquier error u omisión que pueda resultar durante el montaje y puesta en servicio. El diseño básico que se debe cotizar es con equipo convencional de aislamiento en aire en configuración Interruptor y Medio.

El Contratista debe preparar los estudios de coordinación de aislamiento y es responsable por la adecuada selección y ubicación de los pararrayos y la revisión de los niveles de sobretensión de origen atmosférico (BIL) y de origen de maniobra (BSL), del equipo y de las instalaciones. Para tal efecto debe realizar estudios complementarios con un EMTP (Electromagnetic Transient Program) o similar, siguiendo las recomendaciones de la norma IEC y la práctica general.

También es responsabilidad del Contratista llevar a cabo todos los estudios de potencia necesarios del sistema para demostrar que el equipo suministrado opera adecuadamente tanto en operaciones normales y anormales reales como durante transitorios causados por operación, fallas, maniobras o descargas atmosféricas.

El Contratista debe tener en cuenta en sus diseños los voltajes de recuperación transitoria cuando se interrumpen corrientes de falla y que inicialmente producen esfuerzos eléctricos sobre los interruptores en apertura y se extienden a los equipos vecinos.

Las características de los equipos e instalaciones deben cumplir con los requerimientos establecidos en los documentos de la Convocatoria. La adopción de normas específicas para cada equipo o instalación debe ser tal que con su aplicación no se incumpla en ningún caso.

2.6. PLANOS

Los planos deben elaborarse de acuerdo con IEC 61082-1, “Preparation of documents used in electrotechnology”, y con IEC 60617 series, “Graphical symbols for diagrams”, en idioma español o en inglés con la correspondiente traducción al español.

2.7. NORMAS

Excepto donde se diga lo contrario en estas especificaciones, los equipos e instalaciones del proyecto deben suministrarse y probarse de acuerdo con la última edición de las normas:

IEC o equivalente

Normas Técnicas Colombianas NTC

CCITT (UIT-T)

CCIR

Norma Colombiana de diseño y construcción sismo resistente NSR 98

ANSI / IEEE (aspectos no relacionados en las normas anteriores)

ASTM (aspectos no relacionados en normas las anteriores)

AISC (aspectos no relacionados en las normas anteriores)

NEMA

Si el Contratista desea usar materiales o equipos cuyas normas y especificaciones son


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equivalentes a las normas mencionadas anteriormente, debe incluir en su propuesta para aprobación, el texto completo en inglés o español de la norma propuesta.

2.8. SISTEMA DE CALIDAD

Los materiales y equipos suministrados deben ser homologados y contar con el correspondiente certificado de conformidad de producto; los fabricantes respectivos deben tener vigente un Sistema de Gestión de la Calidad en conformidad con la última edición de las normas: Internacional Electrotechnical Comisión – IEC, Internacional Organization for Standardization – ISO, Internacional Telecommunications Union- ITU-T, Comité Internacional Special des Perturbations Radioelectriques–CISPR. El uso de normas diferentes deberá ser sometido a consideración del Interventor quien decidirá sobre aspectos eminentemente técnicos y de calidad.


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3. EQUIPO DE PATIO

3.1. INTERRUPTORES DE POTENCIA

3.1.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de los Interruptores de Potencia, completos con sus estructuras de soporte.

3.1.2. NORMAS

Los equipos deben cumplir con la última edición de la norma IEC 62271-100, “High voltage alternating current circuit breakers”, y las aplicables a interruptores de potencia y gas SF6.

3.1.3. TIPO

Los interruptores deben ser trifásicos, tipo exterior en SF6 (hexafloruro de azufre), operados con mecanismos de resorte.

Todos Los interruptores deben ser de disparo libre.

Los interruptores automáticos para maniobrar las líneas de transmisión deberán tener mando monopolar, ser aptos para recierres monopolares y tripolares rápidos.

Mecanismos de operación: Los armarios y gabinetes deberán tener como mínimo el grado de protección IP55 de acuerdo con IEC 60947-1. No se permitirán fuentes centralizadas de aire comprimido o aceite para ninguno de los interruptores. Los circuitos de fuerza y control deben ser totalmente independientes. El circuito de control del interruptor debe tener disparo y bloqueo por discrepancia de polos y el cierre debe ser bloqueado durante cualquier anomalía del mecanismo del interruptor.

Los mecanismos de operación a nivel de 500kV y 230kV deberán tener mando monopolar y el mando debe ser independiente por cada polo. Apertura y cierre monopolar y tripolar.

Todos los interruptores deberán ser de muy baja probabilidad de reencendido, (libres de reencendido).

Características Técnicas

Las siguientes son las características técnicas de los interruptores:

TABLA 3.1.3.

ITEM DESCRIPCIÓN

CARACTERISTICAS TÉCNICAS UNIDAD

CARACTERÍSTICAS 500kV / 230kV

1. Mínima corriente nominal, líneas y banco de autotransformadores

A 2500 / 1600

2. Frecuencia nominal Hz 60


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ITEM DESCRIPCIÓN

CARACTERISTICAS TÉCNICAS UNIDAD

CARACTERÍSTICAS 500kV / 230kV

3. Duración del corto circuito s 1

4. Corriente de corto circuito nominal kA 40

5. Valor de corriente pico admisible kA 104

6. Voltaje nominal máximo, kV kV 550 / 245

7. Nivel máximo de aislamiento por impulso de rayo (BIL)

kV Pico Ver Tabla 2.3.2

8. Nivel máximo de aislamiento por maniobra BSL kV Pico Ver Tabla 2.3.2

9. Voltaje de aislamiento a 60 Hz, 1 minuto, seco. kV Según Norma IEC-62271-100 para los niveles de aislamiento definidos.

10. Distancia Mínima de Fuga mm Ver Tabla 2.3.1

11.

Nivel de Radio Interferencia:

Interruptor cerrado, a tierra

Interruptor Abierto, a tierra

Según Norma IEC-62271-100

12. Tiempo de apertura total máximo Ciclos 2

13.

Corriente de apertura de corto circuito nominal:

Corriente de corto circuito

Porcentaje de componente D.C.

kA %

40 65

14. Cámaras de extinción 2 / 1

15. Nivel de corriente de corto Circuito de diseño (Making current) kA

104

16. Voltaje transitorio de recuperación (TVR) para fallas en terminales


17. Características nominales fallas de línea corta. Según Normas, IEC

18. Corriente nominal de apertura fuera de fase. Según Normas, IEC

19. Comportamiento de apertura de corrientes capacitivas.

Según Normas, IEC

20.

Comportamiento de apertura de pequeñas corrientes inductivas.


21. Secuencia nominal de operación 0-0.3s-CO-3min-CO

22. Simultaneidad de polos Según Norma IEC-62271-100

23.

Características de las resistencias de pre-inserción al cierre (El Contratista debe verificar su Necesidad o no. Valores a confirmar mediante estudios realizados por el Contratista):

Tiempo mínimo de inserción

Resistencia

ms

ohmios

7.5 200-300

3.1.4. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO

Los interruptores de potencia deben ser aptos para trabajar en las condiciones del sitio de


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instalación indicadas en el Capítulo 2 de las Especificaciones.

Los interruptores pueden ser equipados con resistencias de apertura y capacitancias homogenizadoras de campo eléctrico en paralelo con las cámaras de extinción. Se debe incluir información técnica de los diferentes aparatos y equipos que se suministren con los interruptores para la reducción de sobretensiones de maniobra en líneas de transmisión y en los transformadores. Se debe indicar la experiencia de estos aparatos en otras instalaciones y se deben adjuntar copias certificadas de las pruebas de operación y efectividad de las mismas. El diseño de los interruptores debe incluir los elementos necesarios tal que se minimice el efecto corona.

El mecanismo de operación de los interruptores debe tener dos (2) bobinas independientes de disparo, las cuales deberán ser montadas de tal manera las consecuencias del daño de una no afecten a la otra bobina y debe diseñarse de tal manera que se produzca un disparo automático y bloqueo para cerrar cualquier polo o polos en caso de que 1 ó 2 polos fallen al cierre (discrepancia de polos).

Cada uno de los mecanismos de operación debe estar equipado con un contador de operaciones.

Los interruptores de SF6 deben ser de muy baja probabilidad de reencendido, (libres de reencendido), operados por control remoto o localmente en sitio con los enclavamientos correspondientes.

Los interruptores deben contar con la facilidad y accesorios que permitan la supervisión continua de la densidad y presión del gas SF6. El instrumento de medición de las condiciones del gas SF6 (Manodensóstato) deberá ser compensado por temperatura.

Cada mecanismo de operación debe estar equipado con contactos auxiliares de alta velocidad suficientes para los enclavamientos eléctricos, para el control propio del interruptor, y para indicación remota de posición, más seis (6) contactos normalmente abiertos y seis (6) normalmente cerrados, libres de potencial como reserva por polo. Los contactos deben ser eléctricamente independientes, con una capacidad de corriente de 10 amperios cc. y con voltaje nominal de al menos 250Vcc.

Deben proveerse contactos auxiliares adelantados, normales y atrasados según se requiera para que todos los comandos se ejecuten en la secuencia adecuada para garantizar que las maniobras de los interruptores sean seguras para las personas, para los equipos y para el sistema eléctrico.

Cada mecanismo de operación deben contar con resistencia de calefacción de tipo fija instalada en el interior del mando de cada polo del interruptor y una resistencia tipo interior controlada por termostato para el gabinete concentrador de señales; así mismo cada mando debe contar con su respectiva iluminación, la cual debe ser con bombilla tipo led de muy bajo consumo de energía y casquillo tipo E27 y toma eléctrica de servicios auxiliares con tensión de alimentación Ua=120 Vca en el gabinete central. La alimentación de los servicios auxiliares (calefacción, iluminación y toma eléctrica) de cada polo, debe suministrarse de fases diferentes para cada polo desde un interruptor tripolar con protección térmica ubicado en el gabinete concentrador. El gabinete concentrador deberá contar con borneras dobles para la conexión de alimentación de tensión en corriente alterna, al igual que deberá proveer borneras dobles para la conexión de la alimentación de corriente continua. Las puertas de los mecanismos de operación deben estar provistas de topes de apertura, cerradura y candado.


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El mecanismo de control debe tener voltaje normal de operación de 125Vcc (Ver Numeral 2.3.4.). Los motores, y las bobinas de operación deben estar adecuadamente tropicalizadas y protegidas para resistir el crecimiento de hongos. Los motores de los mecanismos de resorte deben operar con 125Vcc. Los calentadores ambientales y la iluminación de los tableros locales de control deben tener un voltaje de operación de 120Vac (Ver Numeral 2.3.4.). Los interruptores deben estar equipados con indicador visual en campo para la posición del mismo.

3.1.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS

Cada interruptor debe tener su placa de datos, en español, de acuerdo con la Norma IEC-62271-100, incluyendo además los siguientes datos:

Año de fabricación, número de Contrato y número de pedido.

Distancia de fuga en mm.

Altitud de diseño en m.

Peso completo del interruptor en kg.

3.1.6. PRUEBAS

Las pruebas tipo y de rutina de los interruptores deben estar de acuerdo con la última publicación de la Norma IEC 62271-100.

Se deben suministrar protocolos de pruebas tipo realizadas a equipos idénticos a los suministrados con una vigencia no superior a diez (10) años.

El gas Hexafluoruro de Azufre (SF6) debe cumplir con los requisitos exigidos en la última norma ASTM D2472.

Las pruebas en sitio deben estar de acuerdo con las recomendadas por la norma IEC62271-100.

Pruebas de rutina: Los interruptores deben ser sometidos a las pruebas de rutina establecidos en la publicación IEC 62271-100. Los respectivos protocolos de prueba deberán ser presentados al Interventor para los fines pertinentes a la Interventoría.

Pruebas tipo: En caso de que el Interventor lo requiera, el proveedor debe entregar una copia de los reportes de pruebas tipo hechas sobre interruptores similares en todo de acuerdo con la publicación IEC 62271-100.

Si el proveedor no dispone de estos documentos deberá hacer las respectivas pruebas a su costa.

Pruebas de puesta en servicio: se deben realizar de acuerdo con el instructivo del fabricante de los interruptores y deben incluir al menos las siguientes pruebas:

Medida de tiempos de operación de los contactos principales.

Tangente delta y corrientes de fuga de la cámara y soporte.

Resistencia de aislamiento de la cámara y soporte.

Verificación de enclavamiento.

Medida de resistencia de los contactos principales.

Corriente de consumo de las bobinas de apertura y cierre.


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3.2. SECCIONADORES

3.2.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de los seccionadores para 500kV y 230kV, y para las cuchillas de puesta a tierra, completos con sus estructuras de soporte.

3.2.2. NORMAS

Los equipos deben cumplir con la última edición de las normas IEC 62271-102, “Alternating current disconnectors and earthing switches”, aplicables a seccionadores, cuchillas de tierra, aisladores tipo poste, maniobras de corriente en seccionadores para transferencia de barras y maniobras de corrientes inducidas en cuchillas de tierra.

3.2.3. TIPO

Los seccionadores de 500kV y 230kV deben ser de tipo exterior, deben ser de accionamiento manual y motorizado, tripolar o monopolar según la urbanización de los equipos en el patio y el diseño de la subestación. Los seccionadores de puesta a tierra deben ser aptos para maniobrar las corrientes inducidas por los otros circuitos. .

Los seccionadores podrán operarse manualmente ó eléctricamente desde la caja de control local, ó remotamente desde el cuarto de control.

3.2.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

Las siguientes son las características técnicas de los seccionadores:

TABLA 3.2.4

Item DESCRIPCIÓN Unidad CARACTERÍSTICAS

500kV / 230kV

1. Mínima corriente nominal bahías de línea

A 2500 / 1600


3. Duración del corto circuito s 1

4. Corriente de corto circuito nominal kA 40

5. Valor de corriente pico admisible, incluyendo las cuchillas de tierra.

kA 104

6. Voltaje nominal máximo, kV kV 550 / 245

7.

Nivel máximo de aislamiento por impulso de rayo:

A tierra

A través Distancia Aislamiento

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2 Según Norma IEC 62271-102

8.

Nivel máximo de aislamiento por maniobra:

A tierra

A través Distancia Aislamiento

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2 Según Normas IEC 62271-102


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Item DESCRIPCIÓN Unidad CARACTERÍSTICAS

500kV / 230kV

9.

Voltaje de aislamiento a 60 Hz, 1 minuto, seco.

A tierra

A través de aparato abierto

kV kV

Según Normas IEC 62271-100

10. Distancia Mínima de Fuga Mm Ver Tabla 2.3.1

11.

Capacidad de apertura de corrientes:

Capacitivas

Inductivas

A A

1 2

12. Elevación de temperatura De acuerdo con tabla V,

IEC 62271-1 e IEC 60694

3.2.5. GENERALES

Los seccionadores deben ser aptos para trabajar en los sitios de instalación indicados en el Capítulo 2 de las especificaciones.

Los seccionadores deben tener operación manual y con motor, desde la caja de control local o desde la casa de control. Los seccionadores deben tener autobloqueo en las posiciones abierta y cerrada. Los seccionadores tipo pantógrafo o semipantógrafo deben ser construidos de tal manera que se evite la acumulación de agua cuando las cuchillas estén en posición abierta.

Los seccionadores de transferencia deben ser aptos para maniobrar con corrientes de transferencia de acuerdo con lo estipulado en la publicación IEC 62271-102, IEC 60517 y los seccionadores de puesta a tierra deben ser aptos para maniobrar corrientes inducidas de acuerdo con lo estipulado en la publicación IEC 62271-100, IEC 60517.

Los aisladores de soporte de los seccionadores deben cumplir con las estipulaciones de la publicación IEC 60273, IEC 60137.

Cada mecanismo de operación deben contar con resistencia de calefacción de tipo fija instalada en el interior del mando de cada polo del interruptor y una resistencia tipo interior controlada por termostato para el gabinete concentrador de señales; así mismo cada mando debe contar con su respectiva iluminación, la cual debe ser con bombilla tipo led de muy bajo consumo de energía y casquillo tipo E27 y toma eléctrica de servicios auxiliares con tensión de alimentación Ua = 120Vca.

El diseño de los seccionadores debe incluir los elementos necesarios tal que se minimice el efecto corona.


a) Cuchillas

Todas las cuchillas deben diseñarse para resistir sin vibración, todos los esfuerzos debido a la operación de las cuchillas con las velocidades de viento indicadas en las especificaciones generales. El diseño debe ser tal que minimice el efecto corona.


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b) Contactos de los seccionadores

Los contactos deben ser del tipo de alta presión, diseñados para llevar la corriente nominal y las corrientes de corto circuitos sin sobrecalentamientos ni daños. Los contactos deben ser de cobre plateado. Para los seccionadores tipo pantógrafo y semipantógrafo deben suministrarse los contactos fijos (counter contacts), para utilizarse en los barrajes exteriores de la subestación de acuerdo con el diseño respectivo. El diseño de instalación de los seccionadores pantógrafos y semipantógrafos, debe ser tal que se asegure un correcto cierre de las cuchillas durante flechas máximas y mínimas de los barrajes y en presencia de viento fuerte.

c) Contactos auxiliares

El mecanismo de operación, incluyendo las cuchillas de puesta a tierra debe tener al menos seis (6) contactos normalmente abiertos y seis (6) normalmente cerrados como reserva. Los contactos deben ser monopolares, con un voltaje nominal no menor de 250Vcc y una corriente nominal continua no menor de 10Acc.

Deben proveerse contactos auxiliares adelantados, normales y atrasados según se requiera para que todos los comandos se ejecuten en la secuencia adecuada para garantizar que las maniobras de los seccionadores sean seguras para las personas, para los equipos y para el sistema eléctrico.

d) Cuchillas de puesta a tierra

Las cuchillas de puesta a tierra deben ser suministradas con mecanismos de operación con mando manual y motorizado en las cajas de control local.

Las cuchillas de puesta a tierra deben pintarse en color negro con franjas amarillas. El mecanismo de las cuchillas de puesta a tierra tipo exterior, excepto la cuchilla y el contacto, debe ser galvanizado. Se deben suministrar enclavamientos mecánicos para evitar que la cuchilla a tierra sea cerrada mientras el seccionador de línea esté cerrado. Se deben suministrar, como reserva, tres contactos normalmente abiertos y tres cerrados libres de potencial por cada cuchilla de puesta a tierra.

e) Mecanismo manual de operación

El mecanismo debe estar alojado en una caja de acero galvanizado. Las partes mecánicas expuestas deben ser galvanizadas en caliente.

Se debe suministrar una cinta flexible de cobre para aterrizar el mecanismo de operación.

El mecanismo de operación debe tener enclavamiento de candado en la posición abierta y cerrada.

f) Mecanismo motorizado de operación

Todos los seccionadores y cuchillas de puesta a tierra deben suministrarse con un motor


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de 125Vcc (Ver Numeral 2.3.4).

Los seccionadores deben ser operados local o remotamente mientras que las cuchillas de puesta a tierra solo deben ser operadas desde la caja de control. La alimentación eléctrica de los motores se debe deshacer automáticamente cuando la operación se hace manual.

Por cada seccionador trifásico se debe suministrar una caja de control que contenga todos los elementos necesarios para un control local y remoto incluyendo un selector “Local / Remoto”

g) Placas de características

Los seccionadores deben suministrarse con placas características de acuerdo con lo estipulado en la publicación IEC 62271-102, IEC 60517, incluyendo además los siguientes datos:




Peso completo del seccionador en kg.

3.2.7. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

Las pruebas tipo deben estar de acuerdo con lo estipulado en la publicación IEC 62271-102. Se deben suministrar protocolos de pruebas tipo realizadas a equipos idénticos a los suministrados con una vigencia no superior a diez (10) años. En caso de que el Interventor lo requiera, el Contratista debe entregar una copia de los reportes de pruebas tipo hechas sobre seccionadores en todo de acuerdo con la publicación IEC 62271-102. Si el Contratista no dispone de estos documentos deberá hacer las respectivas pruebas a su costa.

b) Pruebas de rutina

Las pruebas de rutina deben ser realizadas de acuerdo con las estipulaciones de la publicación IEC62271-102. Los seccionadores deben ser sometidos a las pruebas de rutina establecidas en la publicación IEC 62271-102.

c) Pruebas de puesta en servicio

Las pruebas de puesta en servicio se deben realizar de acuerdo con el instructivo del fabricante de los seccionadores y deben incluir al menos las siguientes pruebas:

Medida de tiempos de operación.

Verificación de enclavamiento.

Medida de resistencia de los contactos principales.

Medida de resistencia de aislamiento.

Operación de contactos de reserva.

Corriente de consumo del motor.


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3.3. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

3.3.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de los transformadores de corriente para 500kV y 230kV, completos con sus estructuras de soporte y accesorios.

3.3.2. NORMAS

Los equipos deben cumplir con la última edición de las normas aplicables de la Comisión Electrotécnica Internacional IEC60044, “Instrument transformers”, Parte 1, “Current transformers”, Parte 4, “Measurement of partial discharges”, Parte 6, “Requirements for protective current transformers for transient performance”.

3.3.3. TIPO Y ACCESORIOS

Los transformadores de corriente deben cumplir con las publicaciones IEC mencionadas.

Los transformadores de corriente deben ser de relación múltiple con cambio de relación en el secundario y equipados con dispositivos de protección contra sobretensiones. Deben tener precisión 0.2s, según IEC.

Deben ser del tipo inmersos en aceite, para intemperie, con cambio de relación en el secundario.

Deben estar equipados con indicador de nivel de aceite, tapones para llenado y drenaje de aceite, protección de sobretensión en el devanado primario y secundario (en caso de ser aplicable), placa de características, orejas de izamiento, conector de tierra, caja de conexiones a prueba de agua, estructura de soporte y curvas de error.

El requerimiento para los núcleos de medida es que estos tengan una precisión de 0.2S para una corriente secundaria asignada de 1A. La EMPRESA requiere que para una corriente secundaria asignada de 1A se satisfagan los requerimientos de los límites de error de la tabla 12 de la publicación IEC-60044-1.

La capacidad de los secundarios debe ser definida por el Contratista, de acuerdo con las protecciones, instrumentos y cables conectados. Esta capacidad debe ser al menos 1.2 veces la realmente conectada.


Las siguientes son las características técnicas que deben cumplir los transformadores de corriente.

TABLA 3.3.4.

ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD 500kV / 230kV

1 Voltaje máximo fase-fase kV 550 / 245

2 Frecuencia nominal Hz 60


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3 Factor de corriente 1.2

4 Límite de elevación de temperatura oC 60

5 Nivel de aislamiento por impulso de rayo

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2

6 Nivel de aislamiento por maniobra. kV Pico

Ver Tabla 2.3.2

7 Voltaje de aislamiento a 60 Hz,

1 minuto, seco kV Ver Tabla 2.3.2

8 Corriente de corta duración kA, rms 40 -1s

9 Corriente dinámica kA pico 104

10 Distancia mínima de fuga Mm Ver Tabla 2.3.1

Las conexiones en estrella y a tierra de los secundarios de los transformadores de corriente deben ser realizadas en un gabinete de conexiones centralizado de las tres fases.


Cada transformador de corriente debe tener su placa de datos, en español, de acuerdo con las Normas IEC-60044, IEC 60694, IEC 60517 incluyendo además los siguientes datos:




Peso completo del transformador de corriente en kg.

3.3.6. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

Las pruebas tipo y de rutina deben ser las establecidas en las normas IEC 60044-1, IEC 60694, IEC 60517. Se deben suministrar protocolos de pruebas tipo realizadas a equipos idénticos a los suministrados con una vigencia no superior a cinco (5) años.

En caso de que el Interventor lo requiera, el Contratista debe entregar una copia de los reportes de pruebas tipo hechas sobre transformadores de corriente similares en todo de acuerdo con la publicación IEC 60044-1 e IEC 60044-6. Si el Contratista no dispone de estos documentos deberá hacer las respectivas pruebas a su costa.


Los transformadores de corriente deben ser sometidos a las pruebas de rutina establecidos en la publicación IEC 60044-1 e IEC 60044-6.


Las pruebas de puesta en servicio deben ser las recomendadas por el fabricante y deben incluir:


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Medidas de resistencia de aislamiento.

Tangente delta.

Medida de relación de transformación.

Polaridad.

Curvas de excitación.

Resistencia de devanados y resistencia de aislamiento.

3.4. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN

3.4.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de los transformadores de tensión, completos con sus estructuras de soporte y accesorios.

3.4.2. NORMAS

Los equipos deben cumplir con la última edición de normas IEC 60186, “voltage transfomers”, IEC 60358, Parte 12 “Coupling capacitor and capacitor dividers”, IEC 60044-4, “Instrument transformers, Parte 13 Measurement of partial discharges”.

3.4.3. TIPO

Los transformadores de tensión pueden ser del tipo divisor capacitivo, para conexión entre fase y tierra. La precisión de cada devanado debe cumplirse sin la necesidad de utilizar cargas externas adicionales. Deben tener precisión 0.2s, según IEC


Las siguientes son las características técnicas de los transformadores de tensión:

TABLA 3.4.4.

ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD CARACTERÍSTICAS 500kV / 230kV

1. Voltaje primario nominal, fase tierra

kV 500/√3 / 230/√3


3. Voltaje nominal secundario, para todas las bobinas

V 115/√3 / 115/√3

4.

Salida nominal a 0.8 factor de potencia:

Para todas las bobinas Carga máxima simultánea

VA

La capacidad debe definirla el Contratista de acuerdo con los relés e

instrumentos conectados y con los cables y las distancias utilizadas. La

capacidad debe ser al menos 1.5 veces de la capacidad real.

5. Factor nominal de voltaje:


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ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD CARACTERÍSTICAS 500kV / 230kV

Continuo

Durante 30s

1.2 1.5

6. Límite de elevación de temperatura

oC 65

7. Nivel máximo de aislamiento por impulso de rayo

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2

8. Nivel máximo de aislamiento por maniobra.

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2

9. Voltaje de aislamiento a 60 Hz, 1 minuto, seco

kV Según Normas IEC

10.

Clase de precisión de acuerdo con la Norma IEC:

Protección

Medida

3P 0.2

12 Distancia mínima de fuga Mm Ver tabla 2.3.1

3.4.5. REQUISITOS GENERALES

Los transformadores de tensión deben ser aptos para trabajar en las condiciones del sitio de instalación de acuerdo con el Capítulo 2 de estas especificaciones.

Los transformadores de tensión deben ser ajustados en fábrica y cada unidad debe ser de uso exterior, aislados con aceite dieléctrico, con tres bobinas secundarias. Las conexiones en estrella y a tierra de los secundarios de los divisores capacitivos deben ser realizadas en un gabinete de conexiones centralizado de las tres fases.

La respuesta transitoria de los transformadores de tensión y la selección adecuada de su capacitancia nominal, deben ser tenidas en cuenta por el suministrador para su coordinación con los equipos de protección y comunicación.


a) Terminales

Los terminales del secundario de los transformadores, deben suministrarse con conectores para las cargas secundarias y deben estar montados en un compartimiento cerrado. La polaridad debe ser indicada claramente.

b) Accesorios

Cada transformador de tensión debe estar completo con todos sus accesorios, incluyendo pero no limitado a los siguientes:

Dispositivo amortiguador de ferro-resonancia

Interruptores miniatura, adecuados para los circuitos secundarios de tensión, con contactos auxiliares para indicación de apertura y disparo.

Dispositivos para drenaje y llenado de aceite.


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Indicador de nivel de aceite.

Placa de datos en aluminio anodizado, de acuerdo con lo estipulado la publicación IEC 60044-5.

Bastidor especial para montajes de trampa de onda para los divisores capacitivos de 550kV y 245kV.

Curvas de error de relación y ángulo de fase tomadas durante las pruebas.


Cada Transformador de Tensión debe tener su placa de datos, en español, de acuerdo con la Norma IEC-60044-5 aplicable, incluyendo además los siguientes datos:




Peso completo del divisor capacitivo de tensión en kg.

3.4.8. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

Las pruebas tipo deben estar de acuerdo con la publicación IEC 60186, sección 4 y 24 y en la publicación IEC 60044-5. Además también se deben cumplir las pruebas especificadas en la publicación IEC 60358 cláusula 6.2. Se deben suministrar protocolos de pruebas tipo realizadas a equipos idénticos a los suministrados con una vigencia no superior a cinco (5) años. En caso de que el Interventor lo requiera, el Contratista debe entregar una copia de los reportes de pruebas tipo hechas sobre transformadores de tensión similares en todo de acuerdo con la publicación IEC 60186, sección 4 y 24 e IEC 60358, cláusula 6.2. Si el Contratista no dispone de estos documentos deberá hacer las respectivas pruebas a su costa.


Las pruebas de rutina deben ser realizadas de acuerdo con lo estipulado en la publicación IEC 60186, sección 5 y 25, en la publicación IEC 60358 cláusula 7.1 y la IEC 60044-5.


Las pruebas de puesta en servicio se deben realizar de acuerdo con el instructivo del fabricante de los divisores capacitivos y deben incluir al menos las siguientes pruebas:

Medidas de resistencia de aislamiento.

Medida de relación de transformación.

Tangente delta.

Resistencia de devanados y resistencia de aislamiento

3.5. PARARRAYOS

3.5.1. ALCANCE


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Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de los pararrayos para los sistemas de 500kV y 230kV completos con sus estructuras soportes y accesorios.

3.5.2. NORMAS

Los equipos deben cumplir con la última edición de las normas IEC 60099-4, “surge arrester”.

3.5.3. TIPO

Los pararrayos deben ser tipo exterior de óxido de zinc (ZnO), sin explosores, equipados con dispositivo de alivio de presión. Los pararrayos se conectarán fase a tierra.


Las siguientes son las características técnicas de los pararrayos:

TABLA 3.5.4

ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD CARACTERÍSTICAS

500kV / 230kV

1. Voltaje nominal máximo, línea a línea (Vm) kV 550 / 245


3. Sistema de puesta a tierra Aterrizado

4. Voltaje de operación continuo kV 317,5 / 141,5

5. Voltaje nominal kV 444,5 / 198

6. Factor capacidad pararrayos, 10s Kt 1,11

7. Nivel máximo de aislamiento por impulso de rayo

kV Pico Ver Tabla 2.3.2

8. Nivel máximo de aislamiento por maniobra kV Pico Ver Tabla 2.3.2

9. Distancia mínima de fuga mm Ver Tabla 2.3.1

10. Voltaje de 60 Hz contra curva de tiempo kV Numeral 5.10 IEC 60099-4

11. Voltaje residual máximo para una onda de corriente de paso tipo impulso.

kV Pico Numeral 7.3.1 IEC 60099-4

12. Voltaje residual máximo para la onda de corriente tipo impulso de rayo.


13. Voltaje residual debido a onda de corriente de descarga tipo maniobra


14. Corriente nominal de descarga kA Según IEC 60099-4 Tabla 4

15. Capacidad del aparato de alivio de presión kA 40

16 Cumplimiento con el sistema de calidad, ISO 9001 del 2000 ó ISO 9001 e ISO 9002 VIGENTES.

ISO 9001



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Pararrayos ofrecidos

Es responsabilidad del Contratista confirmar los datos y selección del pararrayos de tal manera que los pararrayos ofrecidos estén de acuerdo con las normas IEC 60099-5 Pararrayos Parte 5 - Recomendaciones para la selección y utilización, con estas especificaciones, y soporten las sobretensiones temporales máximas (TOV) que resulten del estudio de sobretensiones transitorias que debe hacer dentro de los estudios de ingeniería que debe realizar.

El diseño de los pararrayos debe incluir los elementos necesarios tal que se minimice el efecto corona.

Contadores de descarga

Los pararrayos deben suministrarse completos con contadores de descarga de tres dígitos, herméticos para instalación exterior y aptos para operar ante sobretensiones tipo rayo y sobretensiones por maniobra de líneas y transformadores de potencia. Los contadores de descarga deben instalarse a 1.5m del nivel del piso y deberán contar con un medidor de corriente de fuga.

Placa de características

Los pararrayos deben suministrarse con placas de características de acuerdo con lo estipulado en la publicación IEC 60099-4, cláusula 3.1. En la placa de características también se debe incluir la capacidad de disipación de energía, además de los siguientes datos:




Peso completo del pararrayos en kg.

Accesorios

Los pararrayos se deben suministrar con los siguientes accesorios:

Base aislante.

Contador de descargas con conector para puesta a tierra.

Cable aislado para conexión entre pararrayos y el contador de descargas con sus respectivos conectores.

Placa de características.

3.5.6. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

Las pruebas tipo deben estar de acuerdo con lo estipulado en la publicación IEC 60099-4. Se deben suministrar protocolos de pruebas tipo realizadas a equipos idénticos a los suministrados con una vigencia no superior a diez (10) años.

En caso de que el Interventor lo requiera, el Contratista debe entregar una copia de los


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reportes de pruebas tipo hechas sobre pararrayos similares, de acuerdo con la publicación IEC 60099-4. Si el Contratista no dispone de estos documentos deberá hacer las respectivas pruebas a su costa.

b) Pruebas de rutina y de aceptación

Las pruebas de rutina y de aceptación deben ser realizadas de acuerdo con las estipulaciones de la publicación IEC 60099-4.

c) Pruebas de puesta en servicio.

Las pruebas de puesta en servicio se deben realizar de acuerdo con el instructivo del fabricante de los pararrayos y deben incluir al menos las siguientes:

Prueba de contadores de descarga.

Medida de resistencia aislamiento.

Medida de Vatios disipados.

Con el equipo energizado, medida de la corriente de fuga y de la componente resistiva de la corriente, registrándose la tensión de prueba.


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4. AISLADORES

4.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de los aisladores para la subestación de 500kV y 230kV, completos con sus accesorios.

4.2. NORMAS

Los aisladores deben cumplir con la última edición de normas IEC aplicables.

4.3. GENERAL

Los aisladores y herrajes deben ser diseñados para resistir todas las condiciones atmosféricas debido al clima, ozono, ácidos, características alcalinas, polvo, o cambios bruscos de temperatura debido a las condiciones de trabajo de los sitios de instalación (Ver Capitulo 2 de las especificaciones).

Los contornos de las partes metálicas y del aislamiento deben ser tales que se eliminen áreas o puntos de alta concentración de campo eléctrico. Todas las superficies deben ser lisas y libres de irregularidades que puedan causar corona visible. El diseño de los aisladores debe ser tal que permita su fácil limpieza.

4.4. CARACTERÍSTICAS TECNICAS

4.4.1. AISLADORES DE SUSPENSIÓN Y TIPO POSTE

Los aisladores de suspensión pueden ser preferiblemente de porcelana, o vidrio.

El número y tipo de las unidades, incluyendo la distancia de fuga, para cada una de las cadenas de aisladores de las subestaciones a 500kV y 230kV deben estar de acuerdo con las normas vigentes mencionadas anteriormente, con la altura de montaje de los equipos y nivel de aislamiento de las subestaciones, con el grado de polución indicado en la Tabla 2.3.1 de las especificaciones y con las características mecánicas de acuerdo con el diseño electromecánico del Contratista.

Las grapas de suspensión y retención deben ser de aleación de aluminio de alta resistencia. Las grapas de retención deben ser de tipo de compresión. Todos los herrajes necesarios para fijar los aisladores a la estructura, y al conductor deben suministrarse con cuernos de arco, conexión a tierra y anillos y elementos necesarios tal que se minimice el efecto corona. Todos los herrajes deben ser de acero galvanizado.

4.4.2. AISLADORES TIPO POSTE.


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Los aisladores tipo poste deben ser preferiblemente de porcelana.

Las características de los aisladores tipo poste, incluyendo la distancia de fuga, para las subestaciones de 500kV y 230kV, deben de estar de acuerdo con las normas vigentes mencionadas anteriormente, con la altura de montaje y nivel de aislamiento de las subestaciones, con el grado de polución indicado en la Tabla 2.3.1 de las especificaciones y con las características mecánicas de acuerdo con el diseño electromecánico del Contratista.

El BIL y BSL de las subestaciones para los cuales se deben definir estos aisladores se indican en la Tabla 2.3.2 de las especificaciones.

Todos los aisladores tipo poste deben construirse de tal manera que sean intercambiables y con los herrajes no ferrosos necesarios para atar los conductores a los aisladores y los aisladores a las estructuras de acero correspondiente.

Los herrajes de los aisladores tipo poste deben ser hechos en aleación de aluminio especialmente diseñados con los elementos necesarios para prevenir el efecto corona.

4.5. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

Las pruebas tipo sobre aisladores deben estar de acuerdo con las normas IEC. Se deben suministrar protocolos de pruebas tipo realizadas a equipos idénticos a los suministrados con una vigencia no superior a cinco (5) años.


Las pruebas rutina sobre aisladores de soporte deben estar de acuerdo con las normas IEC aplicables.


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5. CONDUCTORES, BARRAJES Y CONECTORES

5.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de los conductores, barrajes y conectores para las subestaciones a 500kV y 230kV, completos con sus accesorios.

5.2. NORMAS

Los conductores flexibles deben cumplir con la última edición de normas IEC aplicables.

Los conductores tubulares deben cumplir con la última edición de las normas ANSI y NEMA aplicables o equivalentes.

Los conectores deben cumplir con la última edición de las normas NEMA aplicables, o equivalentes.

Los materiales deben cumplir con la última edición de las normas ASTM aplicables, o equivalentes.

5.3. CONDUCTORES Y BARRAJES

Para las conexiones entre equipos y los barrajes se deben utilizar conductores de aluminio, flexibles y/o tubulares, de la sección y características adecuadas para soportar los esfuerzos térmicos y mecánicos de las corrientes de carga, corto circuito y viento esperados en cada subestación.

Los diámetros y configuración de los conductores deben escogerse para mantener el efecto corona y la radio interferencia dentro de los límites aceptables; el Contratista debe someter a aprobación la selección y configuración de los conductores, de acuerdo con los estudios de flujo de carga, cortocircuito, efecto corona y radio interferencia.

El Contratista debe someter a aprobación los cálculos de flecha, tensiones, esfuerzos por corto circuito, viento y sismos en los terminales de los equipos.

El apantallamiento de las subestaciones debe ser efectuado usando cables de guardia, de acuerdo con la disposición final de todos los equipos de la subestación.

El diseño del apantallamiento de cada una de las subestaciones debe ser sometido a aprobación.

El cable de guarda debe ser tipo Allumoweld tipo trenzado, de dimensiones determinadas por el Contratista de acuerdo con sus propios cálculos.

5.4. CONECTORES


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Los conectores deben ser del tipo empernado, diseñados para reducir al mínimo las pérdidas por efecto corona y por radio interferencia.

Se debe proveer, donde sea necesario, conectores flexibles con los terminales de los equipos, con el fin de prevenir esfuerzos indebidos causados por la expansión o la contracción de los conductores rígidos.

Para conexiones entre aluminio y cobre se deben utilizar conectores bimetálicos.

5.5. PRUEBAS

Las pruebas tipo y de rutina de los conductores flexibles, conductores tubulares y conectores deben estar de acuerdo con las normas aplicables. Se deben suministrar protocolos de pruebas tipo realizadas a equipos idénticos a los suministrados con una vigencia no superior a cinco (5) años.


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6. SISTEMAS DE MEDIDA, AUTOMATIZACIÓN, CONTROL Y SUPERVISIÓN

6.1. GENERALIDADES

En el presente capitulo se hace referencia a los equipos del sistema de control, protección, medida y comunicación en cada uno de sus niveles jerárquicos, los cuales deberán ser dimensionados teniendo en cuenta lo aquí descrito y en el documento Anexo 2B - “REQUERIMIENTOS - ESPECIFICACIONES TÉCNICAS SISTEMAS DE CONTROL, PROTECCIÓN, MEDIDA Y COMUNICACIONES EN SUBESTACIONES DE ALTA TENSIÓN” para el correcto funcionamiento y operación del sistema. En caso de existir inconsistencias de interpretación y/o técnicas entre el presente documento técnico (Anexo 2A) y el Anexo 2B, prevalecerá lo descrito en el documento Anexo 2B.

Todos los materiales incorporados en los equipos suministrados, deben ser nuevos y de la mejor calidad, libres de defectos e imperfecciones y de las clasificaciones y grados especificados donde esto se indique.

Los materiales que no hayan sido especificados en particular deben ser sometidos previamente a aprobación y en lo posible deben satisfacer las exigencias de las normas ISO u otras equivalentes debidamente aprobadas por la Empresa.

Los nombres de los fabricantes de materiales, elementos y equipos incluidos en el suministro, conjuntamente con los datos relativos a sus características de funcionamiento, capacidades, características asignadas, así como cualquier otra información importante de los equipos, deben ser sometidos a la aprobación de la Empresa. Cualquier equipo, material o elemento utilizado o instalado sin tal aprobación, podrá ser rechazado.

Con el objeto de proteger los equipos contra los efectos de hongos u otros parásitos y contra daños por humedad excesiva, todos los materiales, equipos y dispositivos deben ser tropicalizados y deberán ser apropiados para ambiente tropical y las demás condiciones ambientales presentes en el sitio de instalación.

El fabricante deberá tener en cuenta las condiciones climáticas y propias del sitio de instalación de los equipos, como temperatura, humedad y nivel de contaminación.

Con la propuesta, el Oferente deberá incluir planos con la distribución prevista para los equipos en cada tablero, con sus dimensiones. Los equipos deberán ser distribuidos en la forma más compacta posible, de tal manera que no se sobrepasen los espacios previstos, teniendo en cuenta todos los espacios para su montaje y mantenimiento y cumpliendo con las recomendaciones de las normas aplicables. Además, el Oferente deberá adjuntar una descripción detallada del suministro, que contenga planos y catálogos de equipos con sus características técnicas.

La configuración general del sistema de control, debe corresponder a un sistema distribuido, física y funcionalmente, con diferentes niveles jerárquicos, seleccionables en los diferentes equipos que componen dichos niveles, que dependiendo de los niveles donde se realice, deben garantizar la correcta operación del sistema de control.

Para los automatismos se deberán utilizar controladores programables y equipos digitales, con comunicación entre ellos a nivel de la subestación mediante enlaces de datos, basados en los estándares de la norma IEC 61850 versión 2010. Los controladores e


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IEDs deberán estar distribuidos en la arquitectura de control, según la localización física dentro de la topología del sistema.

Cada tablero de control deberá tener una reserva instalada del 15% del total de entradas y salidas del controlador realmente implementada (puntos libres por tipo de tarjeta de I/O). Esta reserva se deberá reflejar en borneras disponibles en cada gabinete.

La capacidad del Servidor y de la Estación de Operación deberá ser suficiente para almacenar toda la información recolectada durante sesenta (60) días continuos de operación. Una vez cumplido este periodo, la información deberá de permanecer disponible en el repositorio de la base de datos del sistema (hasta alcanzar la capacidad de espacio en el disco dedicado para este fin, los cuales deberán de permitir sobre-escribirse, iniciando por el más antiguo) para posteriores análisis o requerimientos.

Los equipos deben ser suministrados totalmente ensamblados, cableados, probados, ajustados en sus gabinetes y listos para entrar en operación.

Todos los materiales incorporados en los equipos suministrados, deben ser de la mejor calidad que se encuentre en el mercado, libres de defectos e imperfecciones y de las clasificaciones y grados especificados donde esto se indique. Los materiales que no hayan sido especificados en particular deben ser sometidos previamente a aprobación de la Empresa.

El Oferente deberá completar el Formulario 14 - Características Técnicas Garantizadas Sistema de Control Protección y Medida, para cada equipo, en formato Excel, con el propósito de facilitar el proceso de evaluación.

6.2. MATERIAL MENOR

Los elementos de baja tensión tales como minibreakers, contactores, borneras, y auxiliares de mando deben cumplir los requerimientos estipulados en las Publicaciones de la serie IEC 60947: "Low-voltage switchgear and controlgear". El nivel de aislamiento de dichos aparatos, deberá ser como mínimo el siguiente:

Para dispositivos con conexiones desde y hacia patio de conexiones: 1000V.

Para dispositivos sin conexiones hacia el patio de conexiones: 500V.

6.2.1. BORNERAS

Las borneras a suministrar por EL CONTRATISTA para todos los tableros objeto de la Solicitud de Ofertas deben ser del tipo mostrado en la siguiente tabla, aisladas a 600 V para conexión por tornillo y con sección acorde con el conductor a utilizar para la conexión.

TABLA 6.2.1

Función Bornera Phoenix Contact Bornera Weidmüller

Polaridades UK10N-UK5N WDU

Control y Protección UK5-MTK P/P WTR 4SL

Corriente y Tensión URTK-SP WTQ 6/1

Tierra UDK-4PE WPE


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A continuación se muestran las características adicionales requeridas para cada tipo de bornera según su función:

Borneras de Control: Deberán ser de color gris que permitan la conexión de conectores de prueba. Deberán ser en su totalidad del tipo seccionable con cuchilla.

Borneras de Tensión: Deberán ser de color gris del tipo seccionable que permitan la conexión de conectores de prueba.

Borneras de Corriente: Se utilizarán para conexión trifásica de las señales provenientes de los transformadores de corriente y deberán ser de color gris del tipo seccionable que permitan la conexión de conectores de prueba y que adicionalmente cuenten con eslabón puenteador para cortocircuitar los circuitos de corriente antes de la apertura del circuito secundario. Los puntos de desconexión deben ser claramente visibles desde el frente.

Borneras para puesta a tierra: color verde-amarillo.

Borneras de neutro: Color gris.

Borneras para alimentación A.C.: Color gris para L1, L2 y L3 (fases R, S y T).

Las borneras usadas en los circuitos de corriente y tensión deben de las mismas características en todo el camino del circuito. Los circuitos de tensión y corriente asociados a los núcleos de medida deberán permitir realizar pruebas al sistema de control sin afectar las magnitudes asociadas a los equipos de medida.

En todo caso, previo al inicio del proceso de ensamble en fábrica, El Contratista deberá en todo caso presentar para aprobación de la EEB una muestra de cada tipo de bornera de acuerdo con la clasificación arriba mencionada y que se utilizará en cada uno de los tableros objeto del suministro.

6.2.2. RELES AUXILIARES

Las interfaces deben realizarse por medio optoacopladores o relés auxiliares. Los optoacopladores, los relés auxiliares y los contactos para las interfaces de los sistemas de protección y control deben cumplir los requisitos establecidos en las Publicaciones IEC 60255-0-20 e IEC 60255-1-00, como se detalla a continuación:

Aplicaciones de protección y mando sobre las bobinas de cierre y disparo de los interruptores, para c.c. con UN = 125V:

- Margen de operación: 80 - 110 % UN. - Contactos con nivel de trabajo III. - Corriente permanente asignada: 10A. - Corriente máxima de operación 30A durante 500ms. - Vida eléctrica: Un millón de operaciones. - Tiempo de operación: 8ms. - Frecuencia de operación a la corriente total de corte: 600 ciclos por hora

Aplicaciones de protección y control, para c.c. con UN = 125V - Margen de operación: 80 - 110 % UN. - Contactos con nivel de trabajo II. - Corriente permanente asignada: 5A. - Vida eléctrica: un millón de operaciones. - Tiempo de operación: 20ms. - Frecuencia de operación a la corriente total de corte: 600 ciclos por hora.


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6.2.3. INTERRUPTORES MINIATURA

Los interruptores miniatura que se requiera instalar en los tableros de control o protección deberán contar con contacto auxiliar de indicación de disparo y posición para cada una de las polaridades incluidas en el tablero. La capacidad de cada mini-breaker deberá ser calculada mediante los correspondientes estudios de coordinación de protecciones que deberán entregar y soportar a la Empresa.

6.2.4. BLOQUES DE PRUEBAS

Para cada uno de los relés de protección se debe suministrar un bloque de pruebas (Test Switch) marca ABB con función de desconexión secuencial de disparos, corrientes y tensiones para la realización de pruebas de verificación de las protecciones durante las actividades de mantenimiento. El bloque de prueba correspondiente para cada una de los relés de protección no deberá contar en ningún caso con menos de 24 Contactos por lo que deberá corresponder a la serie RTXP 24. En modo prueba, con disparos aislados, las corrientes deberán permanecer cortocircuitadas.

LA EMPRESA podrá aprobar la utilización de bloques de 18 contactos de la serie RTXP 18 de ABB para aplicaciones especiales de acuerdo con la ingeniería de detalle.

El Oferente debe suministrar 2 bloques de prueba para el caso de las protecciones de línea. Ver sección 8.8.1 del Anexo 2B.

6.2.5. CABLES DE FUERZA Y CONTROL

Será responsabilidad del Contratista el suministro y cálculo de todos los cables de control y fuerza requeridos de acuerdo con los esquemas de control, protección y alimentación de servicios auxiliares y de media tensión (diagramas de circuito, cableado, ruta de cables, etc.), aprobados para las subestaciones del proyecto.

Los conductores deberán estar formados por alambres de cobre suave electrolítico de sección circular. Los conductores deberán cumplir los requerimientos para la clase 2 estipulados en la Publicación IEC 60228.

El aislamiento deberá ser del tipo PVC/A y cumplir con los requerimientos de la Publicación IEC 60502 e ICONTEC 1099 para los cables con aislamiento mayor o igual a 0,6/1kV. Los cables con aislamiento 300/500 V deberán cumplir con los requerimientos de la Publicación IEC 60227-1 y se utilizan para las modificaciones de alambrado requeridas en las interfaces y puestas en servicio. El aislamiento deberá aplicarse de tal forma que se dé la mayor adherencia posible pero permitiendo retirarlo, sin dañar el conductor. El aislamiento debe ser del tipo THW, termoplástico retardante a la llama, resistente a la humedad y al calor.

Cuando sea necesario utilizar relleno en los intersticios de los cables para dar al conjunto una sección transversal sustancialmente redonda, se deberán utilizar compuestos basados en plásticos. El relleno deberá estar de acuerdo con los requerimientos de las Publicaciones IEC 60227-1, Cláusula 5.3 e IEC 60502, Cláusula 6.6.

La cubierta interior extruida deberá ser adecuada para la temperatura de operación del cable y compatible con el material del aislamiento. En caso de no utilizarse relleno, la cubierta interior deberá penetrar los espacios entre los núcleos, pero sin adherirse a


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éstos. Una vez aplicada la cubierta interior, el conjunto deberá tener una forma prácticamente circular. La cubierta interior deberá estar de acuerdo con los requerimientos de las Publicaciones IEC 60227-1, Cláusula 5.4 e IEC 60502, Cláusula 6.6.

La pantalla deberá ser de cobre y su aplicación podrá ser preferiblemente mediante trenzas de tal forma que se obtenga al menos un recubrimiento de 90%. La resistencia a la corriente continua de la pantalla debe ser inferior a 2 ohm/km a 20°C. La pantalla debe aterrizarse en ambos extremos.

La chaqueta exterior deberá ser de color negro y cumplir con los requerimientos establecidos en la Cláusula 12 de la Publicación IEC 60502 para cables con aislamiento mayor o igual a 0,6/1kV. Para los cables con aislamiento 300/500V, la chaqueta deberá cumplir con los requerimientos de la Publicación IEC 60227-1.

6.2.5.1. IDENTIFICACION DEL CABLE

El cable deberá ir adecuadamente marcado en la chaqueta con impresión en alto relieve de manera legible, al menos con la siguiente información: a) Fabricante. b) Aislamiento (por ejemplo, Uo/U = 0,6/1kV). c) Número de núcleos. d) Sección de cada núcleo, mm2. e) Año de fabricación.

Por ejemplo, un cable de control de aislamiento, Uo/U = 0,6/kV, de doce núcleos de 2,5 mm2, deberá marcarse de la siguiente forma:

FABRICANTE - 0,6/1kV - 12x2,5mm2

La separación entre el final de una marca y el comienzo de la otra no deberá exceder a 500mm.

Cuando por problemas de fabricación, no es posible que la marca en relieve sea correctamente legible, el Contratista podrá utilizar tinta indeleble para la identificación de los cables.

6.2.5.2. IDENTIFICACION DE LOS NUCLEOS

Los núcleos de los cables deberán ser identificados con números bajo las siguientes características: a) Aislamiento de color negro. b) Números de color blanco. c) La numeración deberá comenzar por uno en la capa interna. d) Deberá colocarse una raya debajo de cada número. e) Cada número deberá estar invertido con relación al precedente. f) La máxima separación entre números no deberá exceder 50 mm. g) La impresión de los números deberá ser legible e indeleble.

6.2.6. CABLES Y ACCESORIOS DE COMUNICACIÓN

EL CONTRATISTA deberá suministrar todos los elementos de interfaz de comunicación necesarios para cada uno de los sistemas de control, protección y comunicaciones con


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sus respectivos accesorios tales como patch-cords, odf´s, patch panels, conectores, fibra óptica, marquillado de fibras y pruebas de fibra óptica. En los casos que se requiere el tendido de fibra entre casetas de relés y salas de control la fibra óptica deberá ser del tipo armada anti-roedores, resistente a esfuerzos y tensiones.

Adicionalmente, la fibras ópticas entre edificios deberán contar con una reserva mínima de 4 hilos de fibra óptica por cada cable de fibra y éstos deberán quedar conectorizados y probados en su respectivo patch panel u ODF. Los conectores de fibra deberán ser del tipo LC.

6.3. EQUIPO ELECTRONICO

Los equipos electrónicos deben tener las previsiones para extraer y reinsertar fácilmente las tarjetas, sin interferir con la operación de los demás equipos. Para tal fin, se deben utilizar conectores que estén de acuerdo con lo estipulado en la Publicación IEC 60603: "Connectors for frequencies below 3 MHz for use with printed boards".

Si para extraer una tarjeta es necesario desenergizar el equipo, aquella debe ser debidamente identificada por medio de un signo de admiración (!) inscrito en un triángulo sobre fondo amarillo.

Los equipos electrónicos deben cumplir con lo estipulado en la Publicación IEC 61000: “Electromagnetic compatibility (EMC)” y en la Publicación IEC 60801: “Electromagnetic compatibility for industrial process measurement and control equipment” y ser aptos para soportar las pruebas de descarga electrostática y de perturbaciones de campos electromagnéticos radiados que se estipulan en las Publicaciones IEC 60255-22-2 e IEC 255-22-3 respectivamente, como se detalla a continuación: a) Prueba de descarga electrostática, nivel 3: 8kV. b) Prueba de campo electromagnético radiado, nivel 3: 10V/m.

Los equipos electrónicos deben ser aptos para soportar las pruebas de aislamiento y de perturbación oscilatoria amortiguada a 1 MHz, que se estipulan en las Publicaciones IEC 60255-5 e IEC 60255-22-1 respectivamente, como se detalla a continuación: a) Interfaz de entrada/salida para sistemas de protección, control coordinado y

telecomunicaciones con conexiones desde y hacia el patio de conexiones, nivel de severidad clase III.

b) Interfaz de entrada/salida para sistemas de protección, control y telecomunicaciones sin conexiones desde y hacia el patio de conexiones, nivel de severidad clase II

Los equipos con interfaz de entrada/salida con nivel de severidad clase I, deben ser equipados con protectores contra sobretensiones, los cuales deben ser sometidos a la aprobación de la Empresa.

Los equipos electrónicos deben ser aptos para soportar las pruebas de vibración, choque y sacudidas, que se estipulan en las Publicaciones IEC 60255-21-1 e IEC 60255-21-2, como se detalla a continuación: a) Prueba de respuesta a la vibración, nivel de severidad clase 1. b) Prueba de resistencia a la vibración, nivel de severidad clase 2. c) Prueba de respuesta al choque, nivel de severidad clase 1. d) Prueba de soporte de choques, severidad clase 2.


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e) Prueba de sacudidas, severidad clase 2.

Todos los componentes electrónicos se deben seleccionar de acuerdo con el IECQ "IEC quality assessment for electronic components". Los componentes electromecánicos deben cumplir la Publicación IEC 60512: "Electromechanical components for electronic equipment; basic testing procedures and measuring methods".

6.4. GABINETES

Todos los gabinetes que se suministren se deben transportar totalmente armados, ensamblados, cableados y probados y se deben empacar de tal forma que se eviten las vibraciones de transporte, cumpliendo con las normas y estándares de embalaje para transporte marítimo o terrestre según se requiera.

6.4.1. NORMAS

Los gabinetes y sus componentes deben cumplir las previsiones aplicables estipuladas en la última edición de las siguientes normas:

Publicación IEC 60083: "Plugs and socket-outlets for domestic and similar general use. Standards".

Publicación IEC 60297: "Dimensions of mechanical structures of the 482,6 mm (19 in) series".

Publicación IEC 60439: "Low-voltage switchgear and controlgear assemblies".

Publicación IEC 60478: “Stabilized power supplies, d.c. output”.

Publicación IEC 60668: "Dimensions of panel areas and cut-outs for panel and rack-mounted industrial - process measurement and control instruments".

Publicación IEC 60715: "Dimensions of low-voltage switchgear and controlgear standardized mounting on rails for mechanical support of electrical devices in switchgear and controlgear installations".

Publicación IEC 60947: "Low-voltage switchgear and controlgear".

Todos los equipos deberán soportar las condiciones de permeabilidad bajo condiciones de pruebas de la publicación IEC 60068-2-6 e IEC 60068-2-27

6.4.2. CONDICIONES GENERALES

Los gabinetes deben ser diseñados, y ensamblados en las instalaciones del Contratista, y probados conforme a lo estipulado en la Publicación IEC 60439. El Contratista deberá ensamblar, cablear y probar directamente en sus instalaciones o planta de producción la totalidad de los gabinetes que transportará listos para ser instalados en las subestaciones de destino objeto de la solicitud de ofertas.

En las subestaciones solo será necesario conexionar las señales de equipos de patio y de otros gabinetes a las borneras asignadas para tal fin. Los gabinetes deben ser cableados completamente y los cables para conexiones a otros gabinetes se deben llevar a borneras. Todo el cableado debe ser nítido, técnicamente desarrollado, sin empalmes y con arreglo uniforme de los circuitos. Los cables deben ser dispuestos en forma tal que se prevengan los cruces entre los haces. Los haces de cables deben ser dispuestos debidamente alineados dentro de las canaletas, con ángulos de 90° cuando se requiera


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cambio de dirección. Todos los haces deben tener correas a intervalos iguales, en tal forma que el haz retenga su forma original en un conjunto compacto.

El cableado interno de los gabinetes debe hacerse en tal forma que permita un fácil acceso e intervención en labores de mantenimiento preventivo y correctivo. Salvo casos especiales aprobados por el interventor, ningún punto de conexión de un aparato debe tener más de dos cables conectados. Asimismo ningún punto de bornera debe tener más de un cable conectado por el mismo lado; en caso de requerirse algún puente entre borneras debe utilizarse un accesorio especial para unir borneras contiguas (puentes metálicos).

Todos los cables deben tener un terminal apropiado para su conexión al respectivo aparato o bornera. Todos los puntos de conexión deben tener marquillas de identificación indeleble y firmemente adosadas al cable, con la misma nomenclatura utilizada en los diseños, donde se refleje punto de origen y destino de la conexión.

Los conductores que conectan los dispositivos a la bornera deben marcarse en ambos extremos con elementos de identificación, que deben indicarse en los planos de los equipos.

Los cables multiconductores que entran a los tableros también deben tener marquillas de identificación metálicas o plásticas, con la misma nomenclatura utilizada en los diseños.

Las borneras, terminales y marquillas deben ser aprobadas por la Empresa. Se deben dejar como mínimo un 5% de puntos de bornera libres como reserva.

En ninguna circunstancia se permitirá el uso de marquillas en material adhesivo ni tampoco se admitirán marquillas de tipo inserción o de sobreponer, para mayor claridad las marquillas deben ser de tipo termotractil de material antidefragante.

Los selectores asociados a los controles y protecciones deben ser para trabajo pesado.

Las siguientes secciones mínimas se deben usar para el cableado interno de los gabinetes, en todo caso, el Oferente, deberá garantizar que no se presentarán pérdidas o caídas de tensión superiores al 5% en cada uno de los tramos de los circuitos.

TABLA 6.4.2

ELEMENTO mm2

Transductores 0.518 (20 AWG)

Circuitos de disparo Circuitos de corriente

3.310 (12 AWG)

Tierras 2.08 (14 AWG)

Control y tensiones Alimentación AC y DC

2.08 (14 AWG)

Cada gabinete debe suministrarse con borneras de corriente para los secundarios de los transformadores de corriente, de tal manera que se puedan conectar en cortocircuito antes de su apertura, el cortocircuito debe ser visible y contar con los dispositivos apropiados para las pruebas.

Deben tener también borneras para agrupar las señales de tensión y señalización provenientes de los transformadores de tensión. Los bornes deben ser apropiados para cable de 2,5mm.


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Las dimensiones y demás elementos funcionales deben ser verificados en sitio en los gabinetes existentes de cada subestación.

La separación entre los aparatos montados en los gabinetes debe permitir el acceso pleno y fácil a todos los bornes y a los aparatos montados en los bastidores. La disposición de los aparatos en los gabinetes debe ser sometida a aprobación de la Empresa. Los gabinetes deben tener una barra de cobre continua para tierra, con borne para conectar un cable de puesta a tierra de 35 mm2 y previsión para la conexión de las pantallas de los cables multiconductores, además debe garantizarse que todas las partes metálicas de los gabinetes, incluyendo la puerta y el bastidor basculante queden conectadas a tierra.

Todos los aparatos y equipos montados en los gabinetes, deben ser identificados con etiquetas de acuerdo a la codificación seleccionada por ingeniería.

Los gabinetes deben ser estructuras autosoportadas, aptos para ser usados solos o en combinación con otros gabinetes para formar un conjunto uniforme. El grado de protección debe ser IP55 como mínimo para los tableros de la cara inferior de los gabinetes será en lámina conformando un sello que impida el acceso por la misma cara. Los cables que interconecten con otros gabinetes deberán pasar a través de prensaestopas instalados en la lámina del piso del gabinete.

Los gabinetes de control y protección se deberán dotar con paneles metálicos en los costados laterales, fondo, techo y piso, y en la parte frontal con bastidor basculante y puerta con vidrio.

La estructura principal del gabinete deberá estar constituida con perfiles acanalados de lámina de acero con un espesor mínimo de 2,5mm. Las láminas para los paneles laterales, posterior, techo y piso deben tener un espesor mínimo de 1,5mm. Las puertas y láminas que soportan equipos deben tener un espesor mínimo de 2,0mm. El vidrio de la puerta frontal debe ser templado y tener un espesor no menor de 6,0mm.

La puerta y el bastidor basculante se deben proveer de guías de retención, para limitar su rotación y evitar averías. Las bisagras deben permitir que la puerta y el bastidor basculante roten como mínimo 120° a partir de la posición cerrada.

El bastidor basculante debe suministrarse con manija. Cada puerta debe suministrarse con manija provista de cerradura con llave. La cual debe ser removible en posición de bloqueo o de desbloqueo. Deben ser suministradas tres llaves maestras apropiadas para todos los gabinetes de la misma sala.

Los gabinetes deben ser a prueba de ingreso de animales. Deben tener aberturas con rejillas en la parte superior e inferior para ventilación del equipo.

Los gabinetes se deben alambrar completamente y los cables para conexiones a otras celdas o gabinetes se deben llevar a borneras. El acceso de los cables a los gabinetes será por la parte inferior a través de prensa estopas.

Los gabinetes deben tener borneras puenteables para suministro de auxiliares de AC e interruptor miniatura tripolar para alimentar los siguientes dispositivos:

Calefacción controlada por termóstato entre 50 a 100W.

Lámpara fluorescente controlada por conmutador de puerta.

Tomacorriente dúplex de 20A, de dos polos y tierra para operación hasta 240VCA de acuerdo con IEC 60884-1.

Los gabinetes de control y protección deberán tener las siguientes dimensiones por


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subestación 800 * 800 * 2200 mm.

6.4.3. PRUEBAS

El Contratista deberá presentar un plan de pruebas, para aprobación de la Empresa de acuerdo con lo estipulado en el Numeral 6, que incluya pruebas eléctricas, mecánicas y de los sistemas incluidos en los gabinetes suministrados. Las pruebas deben incluir lo correspondiente a cada sistema, sin limitarse a verificar el grado de protección de los gabinetes, conexionado, aislamiento eléctrico, distribución de equipos y calidad de los trabajos. La EMPRESA podrá solicitar la realización de pruebas adicionales.

El Contratista deberá incluir con el despacho de cada gabinete los correspondientes protocolos de pruebas diligenciados para cada uno de los sistemas incluidos (Control, Protección).

6.5. SISTEMA DE PROTECCIÓN

Esta sección especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de los equipos protección requeridos para las subestaciones del proyecto. La configuración y número de bahías de cada subestación estará definido según en la Sección 3 al presente documento.

6.5.1. REQUERIMIENTOS GENERALES

Los relés deberán ser diseñados para las condiciones de prueba de aislamiento y de perturbaciones de alta frecuencia según lo establecido en las normas IEC 60255 para voltaje de prueba clase III. Estos deben ser de estado sólido de tecnología numérica, bajo consumo, diseño compacto, con conexión por la parte posterior.

Los relés de protección a suministrar deben ser completamente del tipo modular que permitan la inserción o extracción de tarjetas o módulos de entradas/salidas análogas o digitales de acuerdo con las necesidades actuales del diseño detallado y las posibles necesidades de reserva o expansión acordadas con la Empresa.

El fabricante debe suministrar un software para los relés que trabaje en ambiente WINDOWS, que a través del módulo de comunicaciones del relé permita realizar las labores de configuración, carga de ajustes, pruebas y diagnóstico de eventos mediante registros secuenciales de eventos y oscilografías.

Los relés deberán contar en su parte frontal con leds programables de señalización de operación o activación de señales internas de protección y contar con display y teclado frontal para realizar consulta de medidas, alarmas, estado y ajustes en sitio del relé sin necesidad del software de programación.

Los relés deberán tener la capacidad de almacenar al menos los últimos 500 eventos y un registro de variables análogas y binarias antes y después de las fallas en memoria no volátil, mínimo las ultimas 10 fallas, con historia de 2 ciclos previos y 60 posteriores con resolución mínima de 20 muestras por ciclo (800us). Los archivos de datos de fallas generados por el relé deben utilizar el formato COMTRADE de acuerdo con el estándar C37.111-1991.


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Los relés de protección deben tener rearmado local y se debe tomar previsiones para que puedan ser rearmados remotamente. Contarán con una interfaz de comunicación local mediante computador portátil con puerto serial RS232 o USB y con una interfaz redundante Ethernet de comunicación en fibra óptica con el sistema de automatización de la subestación.

Los relés y unidades de control de bahía no deberán requerir de transformadores auxiliares o transductores externos para ajustar corrientes o tensiones en magnitud o ángulo de fase, ni para valores de polarización. Estos ajustes deberán realizarse por medio del software del relé de protección.

Las entradas y salidas de relés de protección deben ser dimensionadas de acuerdo con su experiencia y a la reglamentación operativa de la Empresa, este costo debe ser tomado en cuenta en la oferta y no debe cambiar en la aprobación de la ingeniería de detalle. Sin embargo, como mínimo el relé de protección deberá tener como mínimo 24 entradas digitales y 32 salidas digitales para señalización y disparo.

Todos los relés de protección y unidades de control de bahía deberán estar provistos con puertos de comunicación ópticos redundantes, que se conecten directamente a los switches de Nivel 1 principales de la red LAN de la subestación empleando el estándar de comunicación IEC 61850 Edición 2010, para el envío de información al sistema de control. Todos los datos deberán ser enviados con fecha, hora, tipo de evento y fases involucradas. Además por esta misma red se hará la gestión centralizada de las protecciones.

La estampa de tiempo de los relés de protección será sincronizada a través de la red LAN de la subestación de acuerdo con lo establecido en la norma IEEE1588 o a través de una red independiente en protocolo IRIG-B., mediante una señal de sincronismo tiempo proveniente de un reloj sincronizado por satélite tipo GPS (Global Positioning System). Las señales de sincronización de tiempo que deban atravesar el patio de la subestación deberán transmitirse por fibra óptica.

6.5.2. ESQUEMA DE PROTECCIÓN

6.5.2.1. BAHÍAS DE LÍNEA

La protección de línea debe estar conformada por dos (2) relés de protección principales (PP1 y PP2) independientes que deben ser relés multifuncionales de tecnología numérica tipo IED y que deben incluir las funciones diferencial de línea (87L), distancia (21), sobrecorriente de fases y neutro (50/51), sobrecorriente direccional de tierra (67N) temporizada y en comparación direccional, sobretensión (59), bajatensión (27), falla interruptor (50BF), recierre (79), verificación de sincronismo (25) y localizador de fallas.

En el esquema de protección de bahía de línea cada uno de los relés de protección deberá contar con su propio bloque de pruebas de acuerdo con lo establecido en la sección anterior y adicionalmente se deberá contar con dos (2) relés de disparo y bloqueo para la bahía así como también se deberán suministrar relés monopolares independientes de las protecciones PP1 y PP2 para la realización de la supervisión de circuito de disparo.

Los relés de protección para las bahías de línea deben facilitar la configuración de las funciones 87L y 21 para que operen en los siguientes esquemas: simultáneamente, las


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dos funciones de manera independiente, solo la función 87L, solo la función 21 o un esquema de conmutación entre las dos funciones ante una pérdida de comunicación.

6.5.2.2. BAHÍAS DE TRANSFORMACIÓN

PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR

Función diferencial de transformador (87T)

La protección diferencial será para transformadores tridevanado de tipo porcentual con pendiente de operación ajustable para cada unidad monofásica o con ajuste común para las tres fases, la cual debe ser apta para proteger un transformador con devanado terciario, conexión definido en el diseño detallado y con cambiador de tomas.

Esta deberá adaptarse internamente para la relación de transformación, grupo de conexión, debe disponer de un amplio rango de ajustes y de facilidades de configuración.

El relé diferencial deberá tener restricción de armónicos de segundo orden para corrientes de energización y de quinto armónico en condiciones de sobre excitación. Este relé deberá contener función de sobrecorriente de fases, neutro temporizado y de tiempo definido, función de sobrecarga (49) que cumpla lo especificado en el numeral 6.5.2.2. (Función de sobre carga térmica trifásica (49)), función de sobre excitación (24) que cumpla lo especificado en el numeral 6.5.2.2. (Función de sobre-excitación (24)), además deberá contener la función de monitoreo y registro de fallas.

Deben tener restricción por fallas externas con saturación de transformadores de corriente y por corrientes de energización y sobre-excitación.

El tiempo de operación debe ser de menor a 20ms para corriente diferencial mayor a 1,5 la corriente de arranque.

El relé diferencial de transformador debe contar con la función de tierra restrictiva, la cual igualmente deberá ser parametrizada y ajustada.

El contratista deberá presentar a la Empresa para aprobación el esquema de protección implementado con medición de los transformadores de corriente de terciario Y1 y Y2 de cada fase del transformador que deberá proveer la función de protección para el cable de potencia del terciario.

La característica de operación deberá ser ajustable en los valores de arranque y con mínimo dos pendientes ajustables.

Este relé deberá tener como mínimo 20 entradas digitales, 24 salidas digitales para señalización y disparo.

La protección diferencial de transformador debe tener al menos la siguiente señalización: a) Para el SAS mediante enlace en fibra óptica y/o alternativamente con contactos libres

de tensión. b) disparo general c) Indicación en el relé mediante LED o despliegue alfanumérico:

Disparos fase R, fase S, fase T

Anomalía circuito de corriente

Relé indisponible


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Función de sobrecorriente de fases y tierra (50-51/50N-51N)

La protección de sobrecorriente de fases y tierra debe tener tres unidades de fase y una de tierra. Deberá poseer tres entradas de corriente para las fases y una entrada de corriente para la protección de tierra. Esta protección debe tener la posibilidad de seleccionar el tipo de características de operación. El ajuste de los umbrales de corriente y temporización para las unidades de fase se podrá realizar mediante un selector común y el ajuste para la unidad de tierra debe ser independiente.

Dispondrá de características de temporización seleccionable entre tiempo inverso y definido. Los ajustes de umbral de corriente para las unidades de fase y de tierra deberán ser independientes, al igual que los ajustes de tiempo definido, dial de tiempo y curva característica de operación.

Deberá contar con curvas tipo IEC/ANSI/IEEE normalmente inversa, muy inversa y extremadamente inversa; adicionalmente deberá permitir generación de curvas por el usuario.

La protección de sobrecorriente debe incluir las funciones de verificación de sincronismo, función de sobretensión, funciones de monitoreo y registro de fallas y debe tener al menos la siguiente señalización:

Para el SAS mediante enlace en fibra óptica o alternativamente con contactos libres de tensión.

Indicación en el relé mediante LED o despliegue alfanumérico:

Disparo: unidades de fase y unidad de tierra

Relé indisponible

Este relé de protección deberá tener como mínimo 12 entradas digitales, 8 salidas digitales para señalización y disparo.

Función de sobre-excitación (24)

La función de sobre-excitación deberá tener un rango de operación de 1 a 2 V/Hz, con opciones de ajuste de tiempo definido o curvas de tiempo inverso.

Sobrecarga térmica trifásica (49)

La función de sobrecorriente térmica trifásica deberá tener ajustes de disparo en el rango de 80% a 120%.

6.5.2.3. SISTEMA DE PROTECCIÓN DE CORTE INTERMEDIO

Para el esquema de control y protección del corte intermedio el Contratista debe suministrar como mínimo los siguientes equipos:

Gabinetes para interior a ser instalados en la caseta de control de patio que cumplan con lo especificado en el numeral 6.4. - GABINETES.

Una protección principal tipo IED que incluya las siguientes funciones: recierre en esquema maestro seguidor, función de verificación de sincronismo, función de falla interruptor de tres etapas y monitoreo y registro de fallas - FUNCIÓN


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FALLA INTERRUPTOR, SINCRONISMO Y RECIERRE (50BF,25,79). Estas funciones podrán estar contenidas en un solo relé pero no contenidas en otras funciones.

Bloques de prueba asociados a cada una de las protecciones que cumplan con lo especificado en el numeral 6.2.4 - BLOQUES DE PRUEBAS.

Relés de disparo y bloqueo (86), de característica bi-estable que cumplan con lo especificado en el numeral 6.5.2.4 - RELÉ DE DISPARO Y BLOQUEO.

Relés de supervisión circuito de disparo. que cumplan con lo especificado en el numeral 6.5.2.5 - FUNCIÓN SUPERVISIÓN CIRCUITO DE DISPARO.

Relés auxiliares.

Interruptores miniatura que cumplan con lo especificado en el numeral 6.2.3. - INTERRUPTORES MINIATURA.

Borneras de conexión que cumplan con lo especificado en el numeral 6.2.1. - BORNERAS.

Borneras con desconexión y pin de seguridad para pruebas, para cada circuito de tensión y de corriente que cumplan con lo especificado en el numeral 6.2.1. - BORNERAS.

Borneras con cuchilla de desconexión para las entradas digitales del equipo que cumplan con lo especificado en el numeral 6.2.1. - BORNERAS.

Relés auxiliares.

Una unidad distribuida de la protección diferencial de Barras, con función falla interruptor, de las mismas especificaciones del relé diferencial distribuido implementado en dicha subestación. Esta unidad también deberá suministrarse, junto con las anteriores incluidas en esta, Cuando la configuración del diámetro sea incompleto.

6.5.2.3.1. FUNCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA (87L)

La función diferencial de línea deberá realizar medición simultánea de los bucles de fase-tierra y fase-fase para proteger tramos de línea de transmisión, contra fallas de una fase a tierra, dos fases a tierra, entre fases, trifásicas y trifásicas a tierra.

La protección deberá operar correctamente ante fallas internas alimentadas con aportes de energía de fuentes de ambos extremos o con aportes de energía de un solo extremo.

El ámbito de ajustes debe ser de 0.5 a 4 veces la corriente nominal In, en pasos de 0.01 como máximo. Deberá tener un tiempo de operación no mayor a 15 milisegundos. De accionamiento monopolar y tripolar. El arranque deberá producirse solamente si se presenta una diferencia de corriente dentro de la zona protegida.

Alta estabilidad para diferentes condiciones de saturación de los transformadores de corriente para niveles altos de componente DC y transitorios de alta frecuencia.

Componente diferencial instantánea no estabilizada, basada en la componente de frecuencia fundamental y ajustable entre 0.80 y 12 veces la corriente nominal In.

Facilidad de activar o desactivar el sistema de medición de corrientes de secuencia cero, para fallas de fase a tierra externas.

Transferencia de disparos bidireccionales.

Supervisión de información recibida del extremo remoto, en caso de errores o pérdida del


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canal de comunicación, deberá activar una alarma y bloquear la función en cada extremo.

La protección de línea debe tener una salida de disparo por fase y al menos la siguiente señalización:

a) Para el SAS mediante enlace serial en fibra óptica b) Para arranque y disparo por fase y función de la protección mediante protocolo de

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

- Disparo General. - Arranque: fase A, fase B, fase C y sobrecorriente direccional a tierra. - Recierre: recierre monopolar, recierre tripolar, recierre bloqueado y recierre

fuera de servicio ya sea desde selector externo o propiamente desde el relé.

6.5.2.3.2. FUNCIÓN DISTANCIA (21)

La protección distancia debe realizar medición simultánea en los bucles fase-tierra y fase-fase, adecuada para proteger líneas largas o líneas cortas, de circuito sencillo y doble circuito y para ser utilizada en conjunto con transformadores de tensión capacitivos e inductivos. Se requiere que la zona 1 tenga como alcance mínimo 0,1ohmios.

Las unidades de medida para fallas polifásicas deben tener característica poligonal y mho. Las unidades de medida para fallas monofásicas deben tener característica poligonal y mho.

La función debe incluir las lógicas de bloqueo por oscilación de potencia, cierre en falla, falla evolutiva, fuente débil, inversión de corriente en circuitos paralelos y de eco.

Deberá tener como mínimo tres zonas direccionales hacia adelante y una hacia atrás, con un tiempo máximo de operación con falla, al 80% del ajuste, de 20ms. El disparo por operación de las zonas se podrá temporizar el cual podrá ser Monopolar o Tripolar.

Rango de ajuste de cada zona adecuado para la longitud a de la línea a proteger.

Deberá tener función de recierre de acuerdo a los esquemas de protección previstos que incluyen recierre Monopolar y Tripolar.

Deberá contar con característica de inhibición y disparo para oscilación de potencia (“Power Swing”)

Deberá tener incluidas como mínimo las siguientes lógicas:

Arranque y Disparo por sub-impedancia.

Disparo por cierre en falla.

Bloqueo por oscilación de potencia.

Bloqueo por inversión de flujo de potencia en líneas paralelas.

Bloqueo por detección de pérdida de las señales de tensión provenientes de los transformadores de tensión.

Operación correcta durante fallas evolutivas.

Lógica de inversión de corriente.

Supervisión de los circuitos de tensión.

Correcta respuesta direccional con tensión igual a cero voltios.

Disparo monofásico y trifásico según el tipo de falla.


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

Arranque: fase A, fase B, fase C y sobrecorriente direccional a tierra.

Oscilación de potencia.

Anomalía circuito de disparo.

Recierre: recierre monopolar, recierre tripolar, recierre bloqueado y recierre fuera de servicio ya sea desde selector externo o propiamente desde el relé.

Verificación de sincronismo: sincronismo adecuado e indicación en el relé mediante despliegue alfanumérico de los valores: diferencia de tensión, diferencia de fase y diferencia de frecuencia, que mide en cada momento.

La protección de línea debe dar disparo monopolar e iniciar el ciclo de recierre monopolar bajo las siguientes circunstancias:

Para fallas monofásicas en zona 1.

Para fallas monofásicas en disparos asistidos por teleprotección de la función de distancia.

Para fallas monofásicas detectadas por la función de sobrecorriente en esquema de comparación direccional.

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

Para fallas polifásicas en zona 1.

Para fallas polifásicas en disparos asistidos por teleprotección.

Para fallas evolutivas.

Para fallas polifásicas detectadas por la función de sobrecorriente en esquema de comparación direccional.

Para cualquier tipo de falla en zonas 2 ó 3 debe dar disparo tripolar.

Para los siguientes casos debe dar disparo tripolar a través del relé de disparo con auto-reposición:

Para disparos producidos por la función de sobrecorriente direccional a tierra temporizada (en tiempo definido o extremadamente inverso, seleccionable).

Para disparos producidos por la lógica de cierre en falla.

El esquema de tele protección tendrá lógicas de Terminal débil, inversión de corrientes o desbloqueo que podrán habilitarse o deshabilitarse. La protección tendrá la posibilidad de operar con diversos esquemas de tele protección, tales como: sobre alcance permisivo (POTT), bajo alcance permisivo (PUTT) o esquemas de bloqueo con las lógicas asociadas.

6.5.2.3.3. FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL DE TIERRA (67N)

Debe trabajar como se detalla a continuación: 1. Disparo instantáneo según la falla, en esquema de comparación direccional con el

extremo remoto, a través de un canal de Tele protección y recierre con tiempos de protección primaria. Cuando opere en este esquema, debe iniciar el ciclo de recierre.

2. Disparo definitivo temporizado, mediante el relé de disparo y bloqueo asociado al interruptor.

La función 67N de operar de forma que el canal de la señal permisiva funcione de forma


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independiente al canal asignado para la función de distancia.

6.5.2.3.4. FUNCIÓN SOBRECORRIENTE DE FASE Y NEUTRO (50/51-50/51N)

La temporización podrá ser de tiempo definido o inverso; si es de tiempo definido tendrá un rango como mínimo entre 0 y 60 s. El valor de operación para la sobrecorriente de fases se podrá ajustar como mínimo entre el 50% y el 200%, para la sobrecorriente de neutro entre el 10% y 50 % de la corriente nominal.

6.5.2.3.5. FUNCIÓN SOBRETENSIÓN (59)

La función de sobretensión debe poderse temporizar y ajustar en valores de voltaje de operación, los temporizadores pueden ser independientes para las tres fases, debe poderse temporizar con tiempo definido o tiempo inverso. La temporización debe ser mínimo de dos etapas en rangos mínimos de 0 a 120 segundos, con pasos de al menos 0.5 s y los valores de puesta en trabajo serán ajustables como mínimo entre 100% y 150%.

La conexión del relé debe ser fase-tierra y su tensión nominal debe ser idéntica al valor de la tensión secundaria de los transformadores de tensión.

La función debe tener al menos la siguiente señalización:

Para el SAS mediante enlace en fibra óptica por medio del protocolo de comunicaciones.


Disparo sobretensión

Relé indisponible

Fase y etapa

6.5.2.3.6. FUNCIÓN DE BAJA TENSION (27)

La función baja tensión debe poderse ajustar y temporizar con valores de voltaje de operación y curvas de tiempo definido o tiempo inverso. La función deberá tener la posibilidad de detectar la mínima tensión con valores menores o iguales a 6 voltios secundarios, la cual podrá implementarse con lógicas contenidas en el relé.

Esta función deberá activar los permisivos requeridos para la operación de la cuchilla de puesta a tierra. Esta función podrá estar contenida en relés que contengan otras o más funciones.

6.5.2.3.7. FUNCIÓN DE RECIERRE (79)

La función de recierre debe incluir una lógica para fallas evolutivas y debe ser bloqueado para cierres manuales y por disparos definitivos, deber ser ajustable mediante un tiempo de discriminación programado. Si la falla evolutiva transcurre dentro del tiempo de discriminación, debe producirse el recierre trifásico después del disparo trifásico correspondiente, en caso contrario, no debe producirse recierre. Si el tiempo de discriminación se ajusta a cero, no deberá generarse recierre en caso de fallas evolutivas.

El relé de recierre debe emplear la verificación de sincronismo para efectuar recierres


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trifásicos. La función de recierre debe ser bloqueada durante un tiempo ajustable, también para cierres manuales y por operación de los relés de disparo y bloqueo asociados a las líneas. Debe ser iniciado por la primera señal de disparo monopolar o tripolar de cualquiera de las protecciones diferenciales de línea, distancia y direccional de tierra. En un tiempo muerto ajustable de 0,2 a 1,5 segundos, independiente para los recierres monopolares o tripolares, deberá realizar recierre monopolar o tripolar según sea el caso.

El tiempo de reclamo podrá ajustarse entre 5 y 60s.

El esquema de recierre deberá cumplir con las siguientes funciones: 1. Recierre fuera de servicio. (79 Off). 2. Recierre tripolar para fallas monofásicas y entre fases. (79 3P). 3. Recierre monopolar para fallar monofásicas y disparo definitivo para fallas entre

fases. (79 - 1P). 4. Recierre monopolar para fallas monofásicas y tripolar para fallas entre fases. (79

1P+3P).

La función debe incluir contador de recierres que se pueda reinicializar. La función de recierre debe permitir la posibilidad de habilitar el recierre mediante programación, que sea accesible desde el centro de control remoto (Nivel 3) y deberá proporcionar indicación en el frente del relé y además enviar señalización al sistema de control de la subestación. Esta función facilitará la selección de las siguientes opciones y enviará la señalización de cada uno de los estados al SAS de la subestación. a) Recierre habilitado PP1. b) Recierre habilitado PP2. c) Recierre deshabilitado. d) Recierre monofásico habilitado. e) Recierre Trifásico habilitado. f) Recierre Monofásico y Trifásico habilitado.

Se deberá disponer en el gabinete de protección de un selector manual para la selección del esquema de recierre el cual podrá también cambiar su lógica de operación vía comando remoto. Adicionalmente deberá visualizar en los relés de protección el estado seleccionado de operación del recierre.

6.5.2.3.8. FUNCIÓN DE VERIFICACION DE SINCRONISMO (25)

La función de verificación de sincronismo del relé debe autorizar el cierre manual o el recierre del interruptor cuando las condiciones seleccionadas para diferencia de tensión, fase y frecuencia son obtenidas.

La función de verificación de sincronismo debe permitir el cierre del interruptor cuando las condiciones del sistema son adecuadas y se encuentran dentro del rango permitido de operación. El relé debe tener ajustes independientes para cierre manual o recierre automático, de diferencia de tensión, de ángulo y de frecuencia.

La verificación de sincronismo debe tener facilidades para determinar el permisivo de cierre con línea viva barra muerta, línea muerta barra viva y línea viva barra viva.

6.5.2.3.9. FUNCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR (50BF)

Debe ser de fases segregadas para garantizar una operación segura en caso de fallas


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evolutivas. El ajuste de la función de sobrecorriente puede ser realizado mediante un ajuste común para las tres fases. Recibirá arranque de todas las protecciones asociadas al circuito, que causan el disparo del interruptor.

La protección contra falla del interruptor debe tener las siguientes etapas:

Etapa 0: Si se presenta una falla entre el interruptor y el transformador de corriente de alguno de los campos, se debe enviar disparo transferido al extremo opuesto correspondiente para realizar el despeje de la falla.

Etapa 1: Si falla la apertura del interruptor dentro de un tiempo t1, debe realizar un re disparo al interruptor en falla.

Etapa 2: Si la etapa 1 no tiene éxito en un tiempo t2, debe enviarse orden de disparo a los interruptores asociados y a la vez enviar disparo transferido al extremo remoto.

Está previsto que la función falla interruptor esté contenida y habilitada en la unidad de adquisición de la protección diferencial de barras para todos los interruptores de las bahías de la subestación. Sin embargo, los relés de protección de bahía de línea deberán incorporar ésta función en caso de que se requiera habilitar.

6.5.2.3.10. FUNCIÓN DE LOCALIZADOR DE FALLAS

La función de localización de fallas no se debe ver afectada por la carga en la línea o la resistencia de falla, aún con corriente de falla desde ambos extremos, acoples con líneas paralelas o por transitorios tales como oscilación natural de la línea, oscilaciones del transformador de tensión capacitivo o la componente aperiódica de la corriente de falla.

6.5.2.3.11. COMUNICACIONES PARA PROTECCIÓN

Las protecciones de línea -PP1 y -PP2 deberán contar con un puerto serial de comunicación de fibra óptica multimodo para intercambio de señales de comunicación de la función diferencial con el relé del extremo opuesto. El puerto de comunicación del relé deberá cumplir con la norma IEEE C37.94 para comunicación a través del multiplexor de comunicaciones.

En el caso de que esta protección se configure únicamente como protección distancia, la misma debe utilizar el mismo puerto de comunicaciones de fibra óptica que utiliza la función diferencial de línea, para la transmisión de las señales de teleprotección, adicional a los contactos de salida libres de potencial que deberá activar la función 21.

6.5.2.3.12. COMUNICACIONES CONTROL DE ESTACIÓN

Las interfaces de comunicación del relé de protección –PP1 y –PP2 al sistema de control de la subestación deberán suministrarse de tal forma que puedan integrarse y funcionar en la red de comunicaciones sobre protocolos IEC61850 e IEC 62439 de la subestación de acuerdo con alguna de las alternativas del Anexo 2B.

6.5.2.4. RELES DE DISPARO Y BLOQUEO

Los relés de disparo y bloqueo deben ser de reposición manual y eléctrica remota, de bajo


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consumo de energía, de alta velocidad y con indicador de operación. Los contactos deben ser aptos para soportar las corrientes de consumo de las bobinas y se tendrá por lo menos un contacto para señalización al sistema de control de la subestación, debe dar orden de disparo a los interruptores, con tiempos de operación menor a 10 milisegundos y poseer mínimo ocho contactos. Esta función debe ser independiente y no puede estar contenida dentro de otro relé de protección o dentro de las protecciones de línea.

6.5.2.5. RELES DE SUPERVISIÓN DE CIRCUITO DE DISPARO

Los relés de supervisión de circuito de disparo deberán ser aptos para supervisar continuamente el circuito de disparo de cada bobina de cada fase del interruptor de potencia de la bahía en las posiciones abierto y cerrado y dar alarma para las siguientes contingencias: a) Pérdida de la tensión auxiliar de corriente continua. b) Fallas en la bobina de disparo o en su cableado, independientemente de la posición

del interruptor. c) Fallas en los contactos auxiliares del interruptor. d) Fallas en el relé mismo.

El relé de supervisión del circuito de disparo debe tener posibilidad de señalización local a través de LED y remota a través de contactos auxiliares de anomalía en el circuito de disparo.

Esta función no podrá estar contenida en otros relés ni formar parte de otras funciones.

Deberá estar en capacidad de operar en un rango de tensión de entre el 70% y 115% de la tensión nominal de operación.

6.5.3. PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS

La protección diferencial de barras que se debe suministrar para la subestaciones debe ser de tecnología numérica del tipo porcentual para funcionamiento distribuido y adicionalmente debe incluir la función de falla interruptor de tres etapas la cual se habilitará para todos los interruptores asociados a las barras de 500kV y 230kV y función de protección para de zona muerta y tramo de línea.

6.5.3.1. FUNCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS (87B)

El principio de operación de la protección debe ser tal que garantice la máxima estabilidad ante fallas externas y asegure un disparo rápido ante fallas internas, aun cuando se utilicen transformadores de corriente con diferencias apreciables en sus relaciones de transformación, curvas de excitación y longitudes de cable considerables. Debe incluir lógica para la detección de apertura de circuitos de corriente.

Debe garantizar un tiempo típico de disparo menor o igual de 15 ms.

Cada protección diferencial de barras debe ser apta para proteger las subestaciones en configuraciones de doble barra teniendo en cuenta que cada subestación podrá operar con las barras en forma independiente, acopladas o con una sola barra en servicio.


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Cada protección diferencial de barras debe ser suministrada totalmente equipada para proteger las barras de cada subestación de cada nivel de tensión, con el número de circuitos indicados en los anexos, con sistemas de disparo con selección a la barra del relé en cuestión, dependiendo de la posición de los seccionadores e interruptores, que incluye la bahía de acople en 230kV.

Cada protección diferencial de barras deberá estar conformada por una unidad central con unidades asociadas a cada una de las bahías, las cuales se comunicarán con la unidad central mediante interfaces de fibra óptica.

En todos los casos la capacidad de las protecciones diferenciales barra deben permitir la implementación final de la subestación.

6.5.3.2. FUNCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR (50BF)

La función falla interruptor deberá estar contenida en la unidad de adquisición de la protección diferencial de barras para todos los interruptores de las bahía.

La unidad de adquisición debe cumplir lo siguiente:

Debe ser de fases segregadas para garantizar una operación segura en caso de fallas evolutivas. El ajuste de la función de sobrecorriente puede ser realizado mediante un ajuste común para las tres fases. Recibirá arranque de todas las protecciones asociadas al circuito, que causan el disparo del interruptor.

La protección de falla interruptor debe trabajar en asocio con la protección de barras en el sentido que el disparo de los interruptores adyacentes se debe realizar por medio de las barras de disparo generadas dentro de la protección diferencial.

La protección contra falla del interruptor debe tener las siguientes etapas:

Etapa 0: Si se presenta una falla entre el interruptor y el transformador de corriente de alguno de los campos, se debe enviar disparo transferido al extremo opuesto correspondiente para realizar el despeje de la falla.

Etapa 1: Si falla la apertura del interruptor dentro de un tiempo t1, debe realizar un re disparo al interruptor en falla.

Etapa 2: Si la etapa 1 no tiene éxito en un tiempo t2, debe enviarse orden de disparo a los interruptores asociados y a la vez enviar disparo transferido al extremo remoto (si aplica).

Finalmente el ajuste de los umbrales de corriente para cada una de las etapas debe ser independiente.

6.6. TRABAJOS EN SUBESTACIONES EXISTENTES

En las subestaciones Sogamoso 500kV y Nueva Esperanza 500kV, conjuntamente con personal la EMPRESA, se deben realizar las verificaciones y correcciones requeridas para que los sistemas de protección y teleprotección queden funcionando correctamente. Para ello se debe verificar la integridad de las teleprotecciones y sus sistemas de comunicaciones asociados, sus conexiones con las protecciones e identificar las posibles anomalías existentes para que sean corregidas por la empresa propietaria de la


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subestación.

El contratista es responsable de ejecutar todos los trabajos en las subestaciones existentes y de corregir, reponer o reparar los daños causados a las instalaciones o equipos, por causa de los trabajos. Además, el contratista debe tener en cuenta que la programación de los trabajos en las subestaciones existentes que impliquen desconexiones o riesgos de disparo, deben planearse en el tiempo correspondiente según la resolución CREG 011 de 2009.

6.7. SISTEMA DE MEDIDA

Los contadores de energía deben cumplir con lo estipulado en el código de medida de la resolución CREG 025 de 1995 y sus derogaciones, en particular con lo indicado en sección código de redes (código de medida).

Para dichos puntos, se deberán suministrar dos contadores de energía multifuncionales, clase 0.2s Los contadores deberán ser de tres elementos, conectados a transformadores de potencial a cuatro hilos en estrella y tres transformadores de corriente conectados en estrella.

Los contadores deberán ser instalados en uno o varios gabinetes independientes de los gabinetes de control y protecciones, ubicados en las casetas asociadas a las líneas correspondientes. El cableado de las señales de tensión y corrientes serán independientes y conectadas a través de borneras para del tipo precintable.

Los contadores de energía deberán ser integrados al sistema de gestión de energía remoto, por medio de una red LAN independiente dentro la subestación, motivo por el cual deberán contar con los puertos de comunicación necesarios que permitan la asignación de una IP a cada medidor y así posibilitar la interrogación de los medidores.

El Contratista deberá entregar todas las licencias y el software de parametrización y gestión necesario para configurar los equipos y extraer los archivos de carga respectivamente. Se deberán suministrar licencias que permitan la gestión de los medidores desde el centro de control de la Empresa y desde la subestación.

El sistema de medidas debe proveer todos elementos de software y hardware requeridos que permitan gestionar los medidores localmente (desde el PC de Ingeniería) y remotamente desde el servidor de medición instalado en el centro de control.

El Contratista deberá suministrar como mínimo dos transductores para el proyecto de cada tipo de medidores suministrados que permitan la gestión local y calibración.

TABLA 6.6

Subestación Medidores

SE Norte 500kV - Cada Bahía de Transformación 2

SE Norte 500kV - Cada Bahía de Línea 2

SE Norte 230kV - Cada Bahía de Transformación 2

SE Sogamoso 500kV - Cada Bahía de Línea 2

SE Nueva Esperanza 500kV - Cada Bahía de Línea 2


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6.7.1. COMUNICACIONES CONTROL DE ESTACIÓN

Las interfaces de comunicación del relé de protección –PP1 y –PP2 al sistema de control de la subestación deberán suministrarse de tal forma que puedan integrarse y funcionar en la red de comunicaciones sobre protocolos IEC61850 e IEC 62439 de la subestación de acuerdo con la arquitectura del proyecto.

6.8. ESQUEMA DE TELEPROTECCION

En principio se han considerado los siguientes esquemas:

TABLA 6.7

Línea Tecnología Suministrado por

Norte - Sogamoso 500kV Fibra Óptica Contratista

Norte - Nueva Esperanza 500kV Fibra Óptica Contratista

Las unidades de teleprotección y sus equipos de comunicación asociados deben tener señalización visual de operación e indicación de fallas, deben integrarse a la red LAN de la subestación y llevar toda la información al registrador secuencial de eventos de la subestación. Ver capítulo 6 del Anexo 2B.

6.9. SISTEMA DE CONTROL

Este capítulo especifica los requerimientos mínimos para el diseño, fabricación, suministro, pruebas y puesta en servicio, documentos y capacitaciones de los sistemas de control y comunicación locales en subestación.

El Contratista deberá efectuar el diseño detallado de los sistemas de control de subestación, incluyendo sus sistemas de comunicaciones, control, supervisión, que cumplan, como mínimo, los requerimientos especificados en este documento y los descritos en el Anexo 2B capítulo 3.

6.9.1. REQUERIMIENTOS GENERALES

EL Oferente debe suministrar con su propuesta la documentación técnica y diagramas que muestren las características del hardware y software con sus propiedades funcionales y operativas.

EL Oferente deberá entregar especificaciones e información técnica completa de todos los instrumentos y dispositivos de control y comunicaciones para aprobación de la Empresa e indicar, entre otros, el tipo, tamaño, límites de escalas, nombre de los fabricantes, características nominales e instrucciones de instalación, operación, mantenimiento y calibración.

Todos los instrumentos y aparatos de operación y control incluidos en el suministro deberán localizarse en sitios de fácil acceso y disponerse de tal forma que sus carátulas,


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indicadores y placas de identificación sean accesibles y legibles.

Los instrumentos de medida y los dispositivos de control deberán tener compensación automática por variación de la temperatura ambiente.

Las señales eléctricas de salida deberán tener una protección efectiva contra interferencia electromagnética y ruido. El alambrado de los detectores y de los transmisores a las cajas terminales deberá hacerse con cable apantallado y trenzado.

Todos los componentes y equipos deberán operar apropiadamente dentro de las condiciones ambientales existentes en el lugar del proyecto, sin que esto implique degradación en el tiempo de vida útil esperado del equipo o en los parámetros de operación.

Los equipos que conformen el sistema de control no deberán contener sistemas partes móviles, exceptuando la IHM.

La red de datos del sistema de control, los protocolos de comunicaciones, sistemas operativos y lenguajes de programación deberán estar basados en normas estandarizadas de interconexión para sistemas abiertos.

Todos los equipos de comunicaciones deben tener tecnología “Zero Packet Loss”. El diseño del sistema deberá utilizar estándares de sistemas abiertos, para trabajar en ambientes distribuidos utilizando arquitectura cliente – servidor en red LAN. Los estándares deberán utilizar Ethernet con perfiles TCP/IP para comunicaciones, los cuales deben ser suministrados para ínter-operar con sistemas externos. Se deberá utilizar el estándar Windows para interfaz del sistema operativo en tiempo real y manejo de ventanas y presentación gráfica.

El sistema incluye todos los equipos de control y la fibra óptica necesaria para la conformación de las redes de campo y la red de área local con todos los conectores de dichas fibra. El Contratista deberá entregar un juego de fibras tipo “patch cord” preensambladas de reserva por cada subestación.

Los cables de fibra óptica deberán tener protección contra roedores y deberán cumplir con las recomendaciones de la norma ITU-T. Deberán poseer una atenuación no mayor a 0,5 dB/km a 1300 nm. La chaqueta exterior deberá tener un color vistoso para distinguirla de los demás cables y/o multiconductores.

Las redes de campo de fibra óptica deberán ser redundantes, con el fin de asegurar una mayor continuidad en servicio del sistema de control.

Todas las fibras ópticas deberán ser conectorizadas, incluidas las de reserva y deberán quedar instaladas de manera adecuada en cada patch-panel, adicionalmente, por cada fibra pesada deberán quedar mínimo dos pares de fibras ópticas de reserva, igualmente presentadas y conectorizadas en el paht-panel.

Todos los equipos eléctricos deberán ser diseñados de acuerdo con la norma IEC- 343 “Safety Requirements for Electronic Measuring apparatus”

Todos los equipos electrónicos programables ofrecidos deberán disponer de medios para conservar su programación en caso de pérdida de la alimentación auxiliar. Los equipos de procesamiento digital deberán disponer de filtros “antialiasing” de acuerdo con su frecuencia de muestreo.

Se requiere que todos los equipos de cómputo se suministren con configuración en


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arreglo RAID para todos los discos duros.

Los equipos electrónicos deberán cumplir los límites de generación de perturbaciones establecidos en la publicación CISPR 11: “Limits and methodods of measurements of electromagnectic disturbance charateristics of industrial. Scientific and medical (ISM) radiofrequency equipment”

6.9.2. SUMINISTROS GENERALES SISTEMA DE CONTROL, PROTECCION Y

MEDIDA.

El Contratista deberá suministrar los siguientes Gabinetes:

Para el sistema de medida se deberán suministrar como mínimo los siguientes elementos:

Medidores de energía requeridos según lo especificado en el Numeral 6.6. (SISTEMA DE MEDIDA) correspondiente al sistema de medición del presente documento.

Una (1) red de sincronización de tiempo para los medidores de energía.

Una (1) red LAN independiente para la gestión de medida.

Gabinetes independientes para medidores de energía para cada subestación en particular, de acuerdo con lo descrito en el numeral 6.6. (SISTEMA DE MEDIDA).

6.9.3. SUMINISTROS POR BAHÍAS.

El Oferente deberá tener en cuenta para el suministro de equipos, la descripción de sistemas de control, protección y medida indicados en el Anexo 2B - REQUERIMIENTOS - ESPECIFICACIONES TÉCNICAS SISTEMAS DE CONTROL, PROTECCIÓN, MEDIDA Y COMUNICACIONES EN SUBESTACIONES DE ALTA TENSIÓN.

La ubicación general de los gabinetes en la caseta de control deberá conservar la misma filosofía de distribución establecida por la empresa. La cantidad de gabinetes dependerá de la configuración, según se especifica en el presente documento, de acuerdo al diagrama unifilar establecidos en la figura 3: Descripción del proyecto de la convocatoria pública UPME-01-2013.

Se dispondrá una de una caseta de control para la ubicación de los gabinetes asociados a los dos diámetros a ser construidos.

6.9.4. SUMINISTRO PARA EL DIÁMETRO 500KV Y 230KV.

La cantidad de gabinetes para los sistemas de control y protecciones, para las subestaciones de interruptor y medio 500kV y 230kV, será mínimo de cuatro gabinetes. Los anteriores no incluyen los gabinetes para medidores, teleprotecciones, servicios auxiliares ni comunicaciones.

Los equipos de medida de energía (Contadores), deberán instalarse en un gabinete destinado únicamente a equipos de medida.

6.9.5. GABINETE DE CONTROL DE DIAMETRO, LADO 500KV Y 230KV


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Gabinetes tipo interior a ser instalado en la caseta de control de patio deben contener los siguientes equipos:

En el gabinete de control del transformador deberá preverse el suministro de equipos para el monitoreo de las temperaturas de los diferentes devanados y aceite del transformador (incluyendo terciario), que deberán integrarse vía IEC 61850 al sistema de control de la subestación. El equipo deberá proveer entradas digitales y análogas independientes de otros equipos, el equipo deberá proveer mínimo dos entradas análogas de reserva.

Tres unidades digitales de control y supervisión de la salida, cada una asociada a cada corte del diámetro, cada una debe contar con función de verificación de sincronismo (25).

Se deberá suministrar un equipo de control inteligente con display, para cada transformador, que permita monitorear el sistema de control y las protecciones mecánicas del transformador, el cual deberá proveer mínimo 40 entradas y 20 salidas digitales, el cual deberá ser instalado en el tablero de control del transformador en caseta de relés.

Relés de mando sincronizado, los cuales deberán ser incluidos y elaborada la ingeniería de detalle para el montaje, conexionado y pruebas.

Un mímico para operación en modo respaldo para cada diámetro o bahía de campo, ubicado en el gabinete de control, que cumplan con lo especificado en el numeral 6.8.8.1.2.2. NIVEL 1 - RESPALDO - CONTROLADOR DE BAHÍA INDISPONIBLE.

Un selector físico Local / Remoto de la bahía que cumplan con lo especificado en el numeral 6.8.8.1.1. NIVEL 1 y numeral 6.8.8.1.3. NIVEL 2.

Interruptores miniatura que cumplan con lo especificado en el numeral 6.2.3 - INTERRUPTORES MINIATURA.

Borneras de conexión que cumplan con lo especificado en el numeral 6.2.1 - BORNERAS.

Borneras con desconexión y pin de seguridad para pruebas, para cada circuito de tensión y de corriente que cumplan con lo especificado en el numeral 6.2.1 - BORNERAS.

Borneras con cuchilla de desconexión para las entradas digitales del equipo que cumplan con lo especificado en el numeral 6.2.1 - BORNERAS.

Relés auxiliares.

6.9.5.1. SEGURIDAD

El desarrollo de la ingeniería deberá cumplir mínimo con los siguientes requisitos: 1. El sistema deberá incluir las secuencias de selección antes de ejecución y de

verificación antes de operación. 2. El sistema deberá proveer al usuario, a través de la interfaz humano-máquina, la

realimentación correspondiente para verificar que el sistema ha interpretado su intención antes de ejecutar la acción de control. Si resulta una verificación inválida, la selección será cancelada.

3. El diseño de los sistemas de comunicación deberá ser robusto, tal que el error en un mensaje no genere un error crítico, una falla en el sistema o una acción indeseada.


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4. El control del error con respecto a los protocolos de comunicación deberá asegurar que la tasa de error residual no será mayor a 10-10 cuando el canal esté operando con una tasa de error de bit (BER) de 1 x 10-4, como máximo.

5. El sistema deberá incluir reportes de falla de los sistemas de alimentación, y deberá incluir el sistema de arranque automático e inicialización, con capacidad de autodiagnóstico y auto-chequeo, en caso de falla en este procedimiento, el sistema deberá reportar alarmas y cumplir con funciones de auto-seguridad con alarmas de vigilancia y temperatura (Watchdog) y seguro (fail-safe), etc.

6. Para la ejecución de toda operación del sistema de control, se deberá verificar el correcto nivel de autoridad.

6.9.5.2. DISPONIBILIDAD

Cada controlador de bahía, unidad de adquisición de Datos o cualquiera de los equipos incluidos, deberá tener en forma individual una disponibilidad superior al 99,99% y en conjunto todo el sistema de control digital una disponibilidad no menor del 99.97% incluidos todos los equipos de comunicación.

El equipo y los módulos deberán cumplir estrictamente un tiempo medio entre fallas (MTBF) superior a cinco años.

6.9.5.3. CAPACIDAD DE SOPORTE DE ALTA TENSIÓN

El equipo electrónico deberá cumplir plenamente con las pruebas de aislamiento y de perturbación oscilatoria amortiguada a 1MHz, de acuerdo con las prescripciones de las normas IEC 255-5 e IEC 255-22-1 respectivamente, con niveles de severidad III y II.

6.9.5.4. PROTECCION

Para la protección del personal y de los equipos durante labores de mantenimiento, deberán proveerse dispositivos de control con enclavamientos que inhabiliten o eliminen las condiciones riesgo.

Los instrumentos de medida y dispositivos de control deberán estar provistos de elementos de disparo automático y protección contra sobrecargas y sobretensiones.

Los dispositivos de control deberán disponerse de tal forma que cuando estos fallen o falle el suministro de energía, los equipos controlados deberán conservar su estado operativo.

6.9.6. SERVIDOR DE PROCESO O UNIDAD CENTRAL DE SUBESTACION

(GATEWAY)

La unidad central de la subestación, deberá ser apropiada para ambiente de subestaciones eléctricas de alta y extra alta tensión, construida en forma modular, deberá ser controlada por microprocesador de tecnología moderna y poseer funciones de supervisión y de auto prueba que permita detectar fallas en el equipo, evitar operaciones erróneas, es decir, deberán realizar diagnóstico al nivel de sistema, de red y de módulos y suministrar información sobre el tipo de falla por medio de indicaciones o “displays“.


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La unidad central deberá contener una memoria Buffer, la cual almacenará la información generada en el sistema de control durante una interrupción en el enlace de comunicaciones con el nivel superior, y la enviará será una vez se re-establezca la comunicación. El controlador de subestación no deberá contener partes móviles.

La unidad central deberá ser redundante, del tipo Hot – Standby pudiendo seleccionar la preferencia de unidad maestra desde la IHM ó desde el Centro de Control, con el objeto de mantener la disponibilidad de la conexión con niveles superiores. La unidad de proceso debe cumplir con las siguientes normas: 1. IEC 60068-2-1, 2, 3, Resistencia a Baja Temperatura, Alta Temperatura y Humedad. 2. IEC 60068-2-6, Inmunidad a Vibraciones. 3. IEC 61000-4-2, Inmunidad a las descargas electrostáticas. 4. IEC 61000-4-3, Inmunidad a campos electromagnéticos de alta frecuencia radiados. 5. IEC 61000-4-4, Inmunidad a transitorios eléctricos rápidos en ráfagas (burst). 6. IEC 61000-4-5, Inmunidad a sobrecargas de energía. 7. IEC 61000-4-11, Inmunidad a fallas, fluctuaciones, cortes en la alimentación en

corriente alterna. 8. IEC 61000-4-12, Inmunidad a ondas oscilatorias de la alimentación.

La unidad central debe tener mínimo las siguientes interfaces: 1. Dos puertos seriales RS232 y 4 USB para diagnóstico y configuración. 2. Un puerto 10BaseT Ethernet para la integración de una estación maestra en IEC

60870-5-104. 3. Un puerto redundante (Dual Port) 10/100BaseTX para la integración a la LAN de la

subestación en IEC 61850.

La unidad central de la subestación será destinada única y exclusivamente a la integración de los IED de la subestación y enrutar la información a los diferentes niveles jerárquicos de control (Nivel 3, IHM e IED). Su indisponibilidad no deberá afectar ningún nivel inferior de control de la subestación. Todos los equipos tales como: controladores de bahía y relés de protección a suministrar, se deben integrar a la unidad central de la subestación a través de la red LAN de campo de la subestación empleando el Standard IEC 61850, mediante enlaces en fibra óptica 100BaseFX.

La capacidad ofrecida debe soportar la conectividad mínima de 120 equipos sin necesidad de ampliar las licencias de software ni hardware. El equipo deberá ser de tipo modular, tanto en programación (Software) como en equipo (Hardware) que permitan cambios o ampliaciones del sistema. El Hardware del equipo deberá ser construido en forma modular, apropiado para montaje en rack de 19“. El Software deberá considerar una flexibilidad que posibilite una interfaz y accesos rápidos a las funciones y despliegues de operación, así como la capacidad de memoria y procesamiento para permitir la adición de funciones por parte del usuario.

El sistema de control automático de la subestación permitirá la operación de la subestación desde el Centro de Control Remoto, desde la sala de control de operación de la subestación y desde los controladores de bahía.

EL Oferente deberá presentar junto con la propuesta, información completa acerca de los equipos ofrecidos, en cuanto a su estructura, unidad central de proceso (CPU), tipos y módulos de memorias, módulos de entrada/salida, redes de control, equipos y lenguajes de programación, interfaces de comunicación con otros sistemas y capacidad de expansión entre otros.


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Las unidades de almacenamiento no volátil que hagan parte del suministro deberán tener una vida útil no menor a 20 años.

La fuente de alimentación de la unidad central deberá tener aislamiento galvánico, medios de protección por bajo y alto voltaje para prevenir daños en el equipo, protecciones por cortocircuito y sobrecarga, filtros adecuados para evitar la entrada de ruido desde el sistema de alimentación, o que el equipo imponga ruido sobre este y cumplir con la última edición de las normas ANSI/IEEE C37.90, IEC 801 e IEC 1000 respecto a la capacidad para soportar sobre voltajes.

Deberá poseer un microprocesador de tecnología moderna con una capacidad y velocidad de procesamiento acordes con las funciones solicitadas para el sistema.

La unidad central de la subestación deberá tener memoria FLASH, memoria RAM y memoria NVRAM respaldada por batería de acuerdo con la aplicación y funciones requeridas y donde se almacenen los programas, parámetros y datos permanentes del proceso, de forma no volátil.

6.9.6.1. SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN

El suministro incluye todo el software utilizado y requerido para el desarrollo del sistema con sus respectivas licencias para la programación y mantenimiento de cada unidad central de la subestación. La base de datos mínima que debe soportar cada unidad central de la subestación debe ser de al menos los puntos requeridas para el desarrollo completo de cada subestación del proyecto, siendo como mínimo 20000 puntos, incluyendo bahías futuras y reserva.

6.9.6.2. RED DE COMUNICACIONES

El Oferente deberá suministrar la arquitectura propuesta para el sistema de control, protección y comunicaciones para cada una de las subestaciones, el cual será sometido a aprobación de la Empresa, siempre y cuando cumpla con las características técnicas requeridas y deberá contener como mínimo los equipos presentados en la arquitectura propuesta por la Empresa.

La arquitectura presentada a la empresa respecto a los sistemas de control, protección, comunicaciones y tele-protección deberá considerar los requisitos considerados en el Anexo 2B capítulo 5. Esta deberá de servir como guía y referencia, sin embargo el diseño y topología de la misma no le exonera del cumplimiento de las características técnicas y especificaciones técnicas de cada uno de los documentos de la presente solicitud.

La red LAN de cada subestación deberá estar diseñada de acuerdo con alguna de las alternativas mostradas en el Anexo 2B y estará integrada por switches Ethernet con puertos RJ45 10/100BaseTX y/o puertos 100 Base FX para la conexión de los distintos equipos que se conectarán a la red, tales como la IHM de nivel 2, el router de subestación, la estación de gestión de ingeniería, unidades central de la subestación (gateways) etc.

La red LAN de Nivel 1 debe integrar los switches de comunicación instalados en cada uno de los tableros de protección y control de Nivel 1 que el Oferente debe suministrar dentro de cada uno de ellos de acuerdo con el Numeral 6.6 y las Arquitecturas del Anexo 2B. Para la subred de Nivel 2 existirán switches que permitirán la interconexión de las


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subredes de Nivel 1 con los gateways redundantes de subestación, la IHM de Nivel 2 y el router/firewall.

La unidad central de la subestación debe cumplir con el requerimiento de escalabilidad de tal modo que permita integrar nuevos equipos a la red empleando el Standard IEC 61850 Edición 2010 reconocido y avalado internacionalmente.

6.9.6.3. SISTEMA DE SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO

El sistema de control deberá ser dotado con todos los medios para la sincronización del calendario y del reloj, por medio de un equipo receptor de la señal de los satélites del “Global Positioning System” GPS. El equipo deberá incluir la antena, el cable de conexión, el equipo de recepción con todas las funciones de generador y decodificador de tiempo sincronizado desde los satélites del NAVSTAR GLOBAL POSITIONING SYSTEM (GPS), protector de estado sólido, salida con manejo de formato SNTP, IEEE 1588, IRIG-B y DCF77.

El GPS deberá estar ubicado en la sala de control de la subestación, en el tablero del controlador de subestación.

El GPS deberá calcular automáticamente el cambio horario de acuerdo a los requerimientos de la ubicación geográfica.

La señal deberá proveer el tiempo con una precisión y resolución de un (1) milisegundo. En caso de pérdida de la señal de los satélites, los equipos deberán continuar sincronizados con el reloj interno del receptor GPS. Al retornar la señal, se deberá restablecer automáticamente la base de tiempo y su sincronización.

El equipo receptor deberá tener un display con la indicación de la fecha y hora con resolución de 1 segundo.

La base de tiempo del GPS, deberá ser difundida a los equipos del sistema de control, protección y comunicaciones a través de la red LAN, empleando el protocolo SNTP ó NTP.

Los sistemas deberán proveer salidas de pulsos con una frecuencia de al menos 1pps, 1 ppm y 1pph. Las salidas de pulsos deberán ser optoacopladas y no deberán producir retardo en la sincronización.

La sincronización de tiempo entre los diferentes nodos del sistema de control deberá ser tal que la diferencia máxima de tiempo entre ellos sea de un (1) milisegundo.

6.9.7. IHM CENTRAL DE SUBESTACION

El Hardware de la IHM deberá estar constituido por un equipo que cumpla las normas para ambientes de subestaciones eléctricas de alta y extra alta tensión, deberá ser un equipo con alimentación dual directa y alterna a 125VDC / 127VAC.

Dentro de este nivel de operación se tendrán los siguientes requerimientos funcionales como mínimo:

6.9.7.1. CONTROL DE LOS EQUIPOS DE LA SUBESTACIÓN


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En este aspecto, el sistema estará en capacidad de ejecutar tareas como ejecución de comandos, verificación de secuencias automáticas de maniobra, manejo de alarmas, generación de reportes, selección de despliegues en pantalla, etc.

6.9.7.2. VERIFICAR LA SEGURIDAD DEL SISTEMA

Mediante esta función se evitará que personal no autorizado acceda a los despliegues, datos, funciones y facilidades del sistema. Para lo anterior, se asignará a cada usuario una clave de acceso al sistema (password), con un nombre y una contraseña, los cuales estarán asociados con un nivel de seguridad que determinará las funciones accesibles a dicho usuario en las estaciones de operación. Se dispondrá de los siguientes niveles de seguridad: 1. Nivel de visualización: No requiere de clave de acceso al sistema. Se podrá visualizar

información y navegar por los despliegues. No es posible realizar ningún comando, cambio o modificación al sistema

2. Nivel de Operación: Para ingresar a este nivel se requiere clave de acceso al sistema. Se tendrá Visualización, navegación, generación de comandos, cambio de modos de operación, reconocimiento de alarmas, activación de secuencias automáticas y selección de programas de aplicación

3. Nivel de Ingeniería y Administración: Requiere clave de acceso al sistema. Además de las funciones autorizadas en el nivel de operación, se podrán realizar cambios, modificaciones y adiciones en la configuración y funcionalidad del sistema, así como adicionar, modificar y borrar códigos de acceso, mantenimiento y administración general del sistema.

6.9.7.2.1. SECUENCIA DE EVENTOS

El sistema almacenará y reportará en los monitores el registro cronológico de los eventos ocurridos en la subestación. La forma de reporte de los eventos (medio magnético o medio escrito) será programable por el operador.

El sistema dispondrá de medios de almacenamiento con capacidad para almacenar en la base de datos de tiempo real por lo menos los últimos 1000 eventos ocurridos en la subestación. Adicionalmente, los eventos serán almacenados automáticamente en la base de datos histórica del sistema, para su posterior consulta.

Cuando se desee consultar la secuencia de eventos, será posible ordenar, filtrar y agrupar según criterios determinados por ejemplo por bahía, por período de tiempo o por origen) los eventos para propósitos de despliegue e impresión selectiva.

Los eventos deberán ser almacenados con el tiempo de ocurrencia de cada uno, con una resolución de un milisegundo, y ordenados cronológicamente. En el Nivel 2 los eventos serán identificados con textos en formatos previamente definidos durante la etapa de diseño y acorde con los requerimientos de la Empresa.

Dentro de la programación de los Controladores de bahía y de la Interfaz Hombre-máquina se definirá cuales eventos se transmiten al Nivel 3, conformando el listado SOE – “Sequence Of Events” (subconjunto de la lista de eventos locales en la subestación). Los envíos de eventos para cada nivel se manejarán de forma independiente y deberán de presentar la misma estampa de tiempo que la señal fuente.


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Para esto la IHM deberá contar con disponibilidad de un número ilimitado de TAGs necesarios para la implementación de las señales de cada subestación y las ampliaciones futuras.

El reporte de eventos SOE generado por la IHM local de la subestación debe contener como mínimo la información del estado, calidad del dato, estampa de tiempo del dato (con milisegundos), calidad de sincronismo de tiempo, origen del dato en el sistema, causa y validez del dato, esta información debe estar contenida en cada uno de los reportes de información generados por los IED por medio del estándar IEC 61850.

La información histórica deberá poderse exportar en archivo plano o en formato xls., tanto tendencias como secuencia de eventos, de manera manual y automática, aplicando filtros.

6.9.7.2.2. MANEJO DE ALARMAS

En este ítem se definirán cuales eventos del proceso o internos los cuales se clasifican como alarmas. Cada vez que se origine una señal de alarma, se producirá una señal audible, y se indicará la presencia de la misma en la pantalla de la Interfaz Hombre-máquina-IHM.

Las alarmas se podrán reconocer de forma individual o de forma agrupada por categorías o grupos de alarmas. En la pantalla de la IHM se tendrá una lista de alarmas, la cual incluirá todas las alarmas activas tanto reconocidas como no reconocidas, y las alarmas ya desactivadas, pero no reconocidas. En esta lista se mostrarán en colores distintos las alarmas activas no reconocidas, las alarmas activas reconocidas y las alarmas inactivas no reconocidas. Las alarmas se borrarán de la lista cuando han sido reconocidas y ha desaparecido la causa que las originó. La lista de alarmas podrá ser impresa por solicitud del operador en cualquier momento.

Se incluirá una señal de alarma audible que se activará cada vez que aparece una nueva alarma. Esta señal podrá ser silenciada por el operador, pero se activará nuevamente tan pronto llegue una nueva alarma.

6.9.7.2.3. MANEJO DE DATOS HISTÓRICOS

Esta función permitirá el manejo de información histórica (datos de medidas análogas y eventos) para monitorear el comportamiento en el tiempo de los equipos de la subestación. Esta información se almacenará en el sistema de almacenamiento masivo del sistema de procesamiento de Nivel 2.

El sistema conservará la información histórica en línea durante 90 días antes de almacenarla en el dispositivo de respaldo en medio masivo. Durante este tiempo los datos están disponibles en línea en el sistema de procesamiento de Nivel 2, sin requerir ninguna operación manual para cargar los datos.

La base de datos del sistema deberá ser la empleada por la aplicación y deberá estar licenciada.

6.9.7.2.4. PRESENTACIÓN DE REPORTES

El sistema de control generará diferentes clases de reportes, los cuales serán presentados en la IHM bajo pedido del Operador, o podrán ser programados para ser


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generados, almacenados e impresos en forma automática periódica.

Estos reportes podrán generarse con información tanto de la base de datos histórica como de la base de datos en tiempo real. Los reportes se podrán programar con periodicidad diaria, semanal o mensual y podrán contener información de valores instantáneos, valores totales acumulados, máximos, mínimos y promedios. El formato de los reportes se podrá cambiar de manera fácil.

Estos reportes deberán poder ser generados en archivos Excel o archivo tipo plano.

En general, el Sistema de Control incluirá, como mínimo, los siguientes reportes: 1. Reportes de energía entrante y saliente por cada circuito. 2. Reportes de las medidas eléctricas: tensión, corriente, frecuencia, potencia activa y

potencia reactiva. 3. Número de operaciones acumuladas de los interruptores. 4. Horas de servicio de los interruptores de potencia.

Para los numerales 3 y 4 se deberá de disponer de reinicio a cero en el momento que el operador del sistema lo desee.

6.9.7.2.5. LÓGICA DE ENCLAVAMIENTOS DE OPERACIÓN

El Sistema de Control tendrá incorporadas funciones encargadas de evaluar la posición (abierto/cerrado) de todos los equipos que se encuentren involucrados en cada operación o maniobra, y adicionalmente verificarán otras condiciones existentes en el momento de realizar la maniobra, tales como comandos en proceso, presencia de tensiones de línea, alarmas existentes, protecciones no operadas, etc.

Una vez se cumplan todas las condiciones establecidas previamente para la correcta operación del sistema, se habilitará la orden del comando correspondiente, el cual será emitido desde el Nivel en el cual se haya originado la solicitud de maniobra.

Si la maniobra se origina desde el Nivel 2, la Interfaz Hombre - máquina tendrá despliegues gráficos que muestren en forma dinámica las condiciones de enclavamiento existentes para cada equipo de maniobra. Si no se puede emitir la orden de comando para una maniobra dada por no cumplirse la lógica de enclavamientos presentes para esta maniobra, se generará una alarma.

Para maniobras originadas desde el Nivel 1, cada controlador de bahía deberá adquirir en tiempo real todas las señales y toda la información relativa sobre el estado de los demás equipos en la subestación que requiera para verificar la lógica de enclavamientos, ya sea directamente o a través de la red de datos del Sistema de Control. El controlador de bahía marcará como no validos los datos sobre el estado de equipos en otras bahías cuando no disponga de ellos, ya sea por fallas en la red de comunicación, o por encontrarse en falla o fuera de servicio el controlador de bahía del cual se adquiere la información. En este caso se inhabilitará el mando de los equipos para los que se requiera la información de equipos de otras bahías, adicionalmente aquella información que se trasfiera por comunicaciones deberá de tener un monitoreo constante de la valides y estatus de la señal.

En general, las cuchillas de puesta a tierra solo podrán ser comandadas desde el Nivel 0; sin embargo, en el Sistema de Control se dispondrá de la lógica de enclavamientos requerida para estos equipos, de tal manera que se muestren las condiciones de


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enclavamiento para la operación de las cuchillas en la interfaz Hombre-máquina del Nivel 2.

El controlador de bahía deberá indicar que condición de operación no se cumple para cada la maniobra de cada uno de los equipos de patio. Se deben presentar las condiciones de sincronismo en pantalla para cada uno de los interruptores de las subestaciones del proyecto.

6.9.7.3. PROTOCOLOS DE COMUNICACIONES

Se usará fibra óptica como medio físico para las comunicaciones entre los controladores de bahía y el sistema de procesamiento de Nivel 2.

El controlador de subestación de Nivel 2, deberá adquirir la información de los equipos de nivel 1 empleando el Standard de comunicaciones IEC 61850 nativo, y recibir y transmitir la información proveniente del nivel tres en protocolo IEC 60-870-5-104, sin la necesidad de emplear conversores de protocolo. Deberá ser posible expandir y reconfigurar la red sin que se afecten los programas de aplicación, requiriéndose solo el ajuste de los parámetros de comunicaciones.

Se deberá cumplir con la publicación IEC 61850 última edición, y la conexión hacia la red LAN deberá cumplir con los estipulado en la publicación IEC 62439, la cual es referida en dicho estándar y aplica para todo sistema redundante.

La comunicación entre controladores de bahía, protecciones y la unidad central de la subestación, será a través de la red LAN, en una topología anillo u otro esquema redundante, en cumplimiento de la publicación IEC 62439.

No se aceptarán arquitecturas en estrella que no cumplan con la norma IEC 62439.

6.9.7.4. ROBUSTEZ Y CAPACIDAD DE EXPANSIÓN

El software de la IHM de la subestación deberá estar en capacidad de manejar al menos 20.000 puntos, debe permitir la expansión e integración a futuro de más señales (puntos de estado, analógicos, totalizadores, alarmas y eventos) a las solicitadas en el proyecto.

El sistema debe estar formado por módulos para hacerlo completamente escalable, es decir, estar preparado para crecer modularmente sobre el mismo sistema instalado. Debe estar basado en estándares abiertos ISO/IEEE/IEC y cumplir con los lineamientos especificados en los estándares formales de la arquitectura de sistemas abiertos y poderse comunicar con redes LAN/WAN en protocolos abiertos sin la necesidad de emplear interfaces o conversores de protocolo.

La base de datos debe poder editarse en línea, es decir, la actualización de la base de datos debe poder efectuarse estando el IHM en servicio.

La IHM, Controlador de subestación y la estación de ingeniería deben sincronizarse por medio de la red LAN de la subestación desde el sistema satelital de tiempo GPS en protocolo SNTP o NTP.

La IHM deberá tener la capacidad de mostrar múltiples vistas en una misma pantalla en forma paralela y herramientas de navegación, desplazamiento, acercamiento ó alejamiento continuo ó incremental, y descongestionamiento u ocultamiento de capas de


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dibujo automático.

El software de la IHM debe poseer un biblioteca de gráficos orientado a la industria eléctrica, capacidad de construir gráficos estáticos y dinámicos que representen y simulen las mediciones físicas obtenidas en campo, construir gráficos de tendencias, efectuar reportes tabulares, presentar reportes de datos históricos hasta con una antigüedad de 1 año, facilidad para almacenar archivos históricos en formato DVD, capacidad de importar ó exportar despliegues en formato DWG ó DFX para generar la parte estática de los despliegues.

6.9.8. SISTEMA DE CONTROL AUTOMÁTICO DE LA SUBESTACIÓN

En esta sección se establecen los requerimientos técnicos generales que debe cumplir el sistema de control automático de la subestación, el cual comprende: El servidor de proceso o unidad central de la subestación, los controladores de bahía, las interfaces humano maquina local, el computador portátil de gestión y programación del sistema, la red LAN de campo de la subestación y demás redes de control.

El sistema deberá poseer los últimos adelantos en el campo de las aplicaciones de los microprocesadores y de la comunicación bajo un entorno de red local de datos Ethernet y serial entre los diferentes equipos que conforman el sistema de control.

La ingeniería de desarrollo del sistema de control de la subestación deberá estar realizada de acuerdo a las especificaciones e ingeniería por la Empresa y descrita también en el Anexo 2B capítulo 3, por lo tanto deberán ser aprobados por los mismos.

En caso de falla de la HMI, el controlador de subestación deberá conmutar automáticamente a modo de operación nivel tres.

6.9.8.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL

El Sistema de control coordinado de la subestación está configurado por los niveles jerárquicos que se relacionan a continuación:

Nivel 0: Conformado por los equipos de alta tensión.

Nivel 1R: Respaldo para el mando interruptor, conformado por el mímico implementado en los tableros.

Nivel 1: Conformado por los controladores de bahía.

Nivel 2: Conformado por el computador de subestación, las interfaces hombre-máquina (IHM) y el computador de comunicaciones.

Nivel 3: Conformado por el Centro de Control Remoto.

La subestación podrá ser operada desde todos los niveles jerárquicos teniendo prelación el nivel inferior sobre el superior, como se detalla a continuación:

6.9.8.1.1. NIVEL 0

Para los equipos de alta tensión: Corresponde al mando que se ejecuta directamente desde los mecanismos de operación de los interruptores automáticos y seccionadores. En los mecanismos de operación debe haber un conmutador con los modos de operación REMOTO-DESCONECTADO-LOCAL. En el modo de operación REMOTO, sólo se podrán ejecutar comandos desde los niveles jerárquicos 1, 2 y 3. En el modo de


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operación DESCONECTADO, no se debe poder realizar comandos desde ningún nivel jerárquico. En el modo de operación LOCAL, sólo se podrán ejecutar comandos por medio de los pulsadores para cierre y apertura del mecanismo de operación, siempre y cuando se cumplan las condiciones de seguridad aprobadas en la etapa de diseño. El nivel 0 se utiliza únicamente para labores de mantenimiento.

Para maniobrar la cuchilla de puesta a tierra, se deberá proveer un permisivo por parte de los IEDs de Nivel 1, el cual involucre la lógica respectiva para verificar ausencia de tensión.

6.9.8.1.2. NIVEL 1

Equipos de alta tensión: Corresponde al mando de los equipos de alta tensión por medio del controlador de bahía.

6.9.8.1.2.1. NIVEL 1 - CONTROLADOR DE BAHÍA DISPONIBLE

Corresponde al mando de los equipos de la subestación desde los controladores de bahía ubicados en los gabinetes de control. En modo local la maniobra de los seccionadores e interruptores será realizada con el mímico del controlador de bahía previa verificación de los enclavamientos requeridos, en modo remoto la maniobra se realiza desde la HMI ubicada en la sala de control de la subestación, en el patio de conexiones, y desde el Centro de Control.

6.9.8.1.2.2. NIVEL 1 - RESPALDO - CONTROLADOR DE BAHÍA INDISPONIBLE

Corresponde a un caso de emergencia donde no se tiene disponible el controlador de bahía para la maniobra de los equipos del campo, por lo cual la apertura y cierre del interruptor se realizará con enclavamientos mínimos cableados. La operación se efectuará sobre el mímico instalado en los tableros, el cual debe ser adecuado para operar de la forma antes descrita.

El mímico deberá ser conformado por switches conmutadores de discordancia de mando para interruptores, el cual se debe habilitar cuando el controlador de bahía se encuentre indisponible, más la activación de la llave de seguridad que deberá hacer parte del mismo mímico.

El mando en modo respaldo debe verificar el sincronismo, usando la función de sincronismo de la protección principal del campo. La operación en este modo será posible mediante el uso de la llave seguridad del switch y la deshabilitación del controlador de bahía.

Un conjunto de elementos de mosaico para representar físicamente el campo

6.9.8.1.3. NIVEL 2

Corresponde al mando desde el IHM del Sistema de control coordinado. El Sistema de control coordinado tiene los modos de operación “SCADA” y “SUBESTACIÓN”. Cuando se seleccione el modo de operación SUBESTACIÓN, sólo deben poder ejecutarse


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comandos desde el computador de operación del sistema de control y cuando se seleccione el modo de operación SCADA, sólo se podrán ejecutar comandos desde Centro de Control Remoto. El modo de operación SCADA es el modo normal de la subestación, en caso de que el modo de SUBESTACION se encuentre activado, después de un tiempo en que no se realicen maniobras o por indisponibilidad, este debe cambiar automáticamente a SCADA, impidiendo así, que la subestación quede sin operación desde el Centro de Control Remoto.

6.9.8.1.4. NIVEL 3

Corresponde al mando desde el Centro de Control Remoto, desde el cual se puede operar y controlar en forma remota la subestación a través del sistema de control. Este modo es seleccionado por defecto cuando los niveles 0, 1, 2 se encuentren en REMOTO.

6.9.8.2. CONTROLADORES DE BAHÍA

6.9.8.2.1. GENERALIDADES

El controlador de Bahía deberá realizar como mínimo las siguientes funciones: 1. Recepción de señales digitales y set-points, adquiridas desde los niveles superiores

para ejecutarlas sobre los equipos de potencia y servicios auxiliares. 2. Transmisión de señales digitales y analógicas, con estampa de tiempo, adquiridas

desde los equipos de patio, hacia los niveles superiores de control. Estas señales serán adquiridas en forma cableada directamente desde los equipos principales.

3. Función de mensajería instantánea GOOSE por comunicación IEC 61850 entre las unidades de control y protección, esta transferencia de información deberá contar con control de calidad y valides de la señal para su procesamiento, únicamente a nivel de subestación.

4. Enclavamientos entre los equipos de patio ó automatismos para permitir ó inhibir la ejecución de comandos de acuerdo a las condiciones adecuadas.

Los controladores de bahía de la subestación, deberán ser construidos en forma modular, deberán ser controlados por microprocesadores de tecnología moderna y poseer funciones de supervisión y auto prueba que permita detectar fallas en el equipo, evitar operaciones erróneas, es decir deberá realizar diagnóstico de nivel de sistema, de red y de módulos y suministrar información sobre el tipo de falla por medio de indicadores o “displays”

La capacidad de los controladores deberá satisfacer todos los requerimientos de las secuencias finales de control de los equipos, y poseer capacidad adicional para permitir cambios y modificaciones posteriores.

La comunicación entre los controladores de bahía y la unidad central de la subestación, debe ser mediante la red LAN de campo de la subestación en fibra óptica, bajo una topología anillo full duplex 100BaseFX en arquitectura redundante, con el Standard IEC 61850. A su vez los controladores de campo utilizaran esta misma red para la comunicación entre sí (Servicio de mensajería GOOSE empleando el Standard IEC 61850) para implementar a nivel 1 las funciones de enclavamiento de forma independiente de los niveles superiores de control, el tiempo de transmisión y recepción de señales entre equipos, por medio de señales GOOSE, no será mayor a 4


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milisegundos.

Los controladores de bahía, equipos de protección y en general todos los IEDs deberán contener una memoria Buffer para el almacenamiento de los eventos sucedidos durante la pérdida del enlace con la red LAN, la información almacenada será transmitida hacia la red después de recuperar el enlace.

El equipo deberá tener un alto grado de modularidad, tanto en programación (Software) como en equipo (Hardware) que permita cambios o adiciones posteriores. El Hardware del equipo deberá ser construido en forma modular, apropiado para montaje en rack de 19”. El software deberá considerar una flexibilidad que posibilite una interfaz y accesos rápidos a las funciones y despliegues de operación, así como la capacidad de memoria y procesamiento para permitir la adición de funciones por parte del usuario.

El sistema de control de la subestación permitirá la operación de la subestación desde el Centro de Control Remoto, desde la sala de control de operación de la subestación ó desde los controladores de bahía.

EL Oferente deberá presentar junto con la propuesta, información completa acerca de los equipos ofrecidos, en cuanto a su estructura, unidad central de proceso (CPU), tipos y módulos de memorias, módulos de entrada/salida, redes de control, equipos y lenguajes de programación, interfaces de comunicación con otros sistemas, capacidad de expansión, perfiles de los protocolos a usar, entre otros.

6.9.8.2.2. FUENTES DE ALIMENTACIÓN

La fuente de alimentación de la unidad central deberá tener aislamiento galvánico, medios de protección por bajo y alto voltaje para prevenir daños en el equipo, protecciones por cortocircuito y sobrecarga, filtros adecuados para evitar la entrada de ruido desde el sistema de alimentación, o que el equipo imponga ruido sobre este y cumplir con la última edición de las normas ANSI/IEEE C37.90, IEC 801 e IEC 1000 respecto a la capacidad para soportar sobre voltajes.

La fuente de alimentación tendrá 125VDC como tensión de entrada y deberá suministrar los voltajes internos requeridos por el equipo, incluyendo los necesarios para los dispositivos auxiliares.

6.9.8.2.3. UNIDAD CENTRAL DE PROCESO

Deberá poseer un microprocesador de tecnología moderna con una capacidad y velocidad de procesamiento acordes con las funciones solicitadas para el sistema.

El módulo deberá incluir las memorias EPROM y RAM de acuerdo con la aplicación y funciones requeridas además de las memorias donde se almacenen los programas, parámetros y datos permanentes del proceso, de forma no volátil.

Este deberá tener la función de arranque en caliente, la cual permita hacer el reinicio del controlador, sin la necesidad de reinciar los procesos de calculo que se estaban realizando, evitando así comando indeseados en el sistema de control de la subestación.

6.9.8.2.4. MÓDULOS DE INTERFAZ PARA COMUNICACIONES


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Los equipos deben tener dos interfaces de comunicación en fibra óptica 100BaseFX para conexión directa a la red LAN en anillo de campo en arquitectura redundante, en protocolo IEC 61850, de la subestación y una interfaz serial frontal para la programación local del controlador de bahía.

6.9.8.2.5. MODULOS DE ENTRADAS DIGITALES

Estos módulos deberán ser empleados para la entrada de señales del proceso como son las indicaciones, alarmas, estados, etc y adaptarlas para la operación interna del equipo.

Las señales serán recibidas del proceso a través de contactos libres de potencial, cuya alimentación deberá ser tomada de cada módulo del equipo, para lo cual se deberá disponer la cantidad suficiente de borneras terminales con dicha alimentación.

Cada una de las entradas deberá ser aislada galvánicamente por medio de opto-acopladores y deberá ser protegida por rebote de contactos por medio de filtros, siempre manteniendo la resolución mínima de muestreo de cada una de las entradas de 1 milisegundos.

La unidad de bahía deberá ser equipada con por lo menos 60 entradas digitales y 35 salidas digitales por equipos asociados a un interruptor.

6.9.8.2.6. MÓDULOS DE ENTRADAS ANALOGICAS

Estos módulos servirán para la conexión de las señales análogas del proceso y las adaptaran para la utilización en el equipo. Cada señal deberá ser aislada galvánicamente.

El equipo debe aceptar conexión directa de transformadores de corriente y tensión sin necesidad de transductores intermedios. Para este fin la unidad deberá estar equipada con entradas de corriente de 4 hilos y 1 entrada de tensión de cuatro hilos como mínimo. La unidad de bahía deberá poseer la función 25 (verificación de sincronismo) y deberá estar equipada con una entrada de tensión adicional para la tensión de referencia.

Cada módulo de entrada analógico deberá contener su propio convertidor análogo/digital, circuitos de control y multiplexaje de tal manera que si se presenta un daño en la parte común de una tarjeta no se extienda a los demás módulos: igualmente si se presenta un daño en el circuito de una señal individual, no se deberá afectar las demás señales del módulo al cual está conectado.

La resolución del convertidor análogo/digital deberá ser de mínimo 12 bits, incluido el signo y un error máximo de 0,5%.

6.9.8.2.7. MÓDULOS DE SALIDAS DIGITALES

Las salidas digitales deberán ser por medio de contactos libres de potencial e independientes, que servirán a su vez como medio de aislamiento galvánico entre el equipo y el proceso. Los relés de salida deberán ser de bajo consumo, alimentados desde el propio equipo. Los contactos de los relés deberán ser apropiados para operación de circuitos a 125 VDC, con una capacidad térmica de 10 A, y una capacidad de interrupción y de cierre superior a 4 veces la corriente del circuito que se opera y garantizar un número de 10.000 operaciones electromecánicas.


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La unidad de bahía deberá estar equipada con por lo menos 35 salidas digitales. Solo en casos absolutamente necesarios, se deberá ampliar el número de salidas digitales por medio de módulo ó tarjetas adicionales.

6.9.8.2.8. SOFTWARE DE PROGRAMACIÓN

El Contratista deberá entregar todo el software requerido y utilizado con sus respectivas licencias para la programación y mantenimiento de las unidades de bahía. Es de preferencia de la Empresa que el software de programación y gestión de los equipos de control y protección sea el mismo.

6.9.8.2.9. MODOS DE OPERACIÓN

Cada bahía de línea, deberá ser controlada a través de un controlador de bahía. Para cada controlador de bahía se deberá tener un selector físico de modo de operación de dos posiciones LOCAL y REMOTO. Dicho selector deberá hacer parte del hardware del controlador, o en caso contrario deberá ser instalado en el tablero que lo contenga.

En la posición LOCAL del selector, se habilitará el modo de operación LOCAL del campo. En este modo el comando de los equipos del campo se efectuara desde la IHM local instalada en el respectivo controlador, con los enclavamientos que permitan una operación segura.

En la posición REMOTO del selector se habilitarán los modos de operación desde nivel 2 de la sala de control o nivel superior. El control del campo se hará utilizando los equipos para la IHM, localizados en la sala de mando del edificio de la subestación o si la IHM de la subestación se encuentra en remoto, el control del campo se hará en forma remota desde el centro de control Remoto, para lo cual el sistema de control coordinado deberá garantizar que toda la información necesaria para la operación de la subestaciones forma remota, sea obtenida por el centro de control.

6.9.8.2.10. FUNCIONES DEL CONTROLADOR DE BAHÍA

El controlador de bahía será el encargado de realizar todas las funciones de control, supervisión y monitoreo de los equipos asociadas con la bahía respectiva. En él se deberá contar como mínimo con las siguientes funciones: 1. Procesamiento de señales. 2. Reprocesamiento de datos de medida. 3. Registro de tiempo. 4. Cálculo de valores eficaces. 5. Cálculo de cantidades medidas deducidas, como potencia activa y reactiva. 6. Verificación de límites. 7. Concentración de datos de medida. 8. Procesamiento de la medición de energía activa y reactiva, si es aplicable. 9. Funciones de control y monitoreo. 10. Control y monitoreo. 11. Enclavamientos de operación. 12. Secuencias automáticas. 13. Supervisión de las secuencias de maniobra.


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14. Adquisición de datos y asignación de comandos. 15. Selección del modo de operación. 16. IHM local. 17. Mímico. 18. Marcación de eventos y alarmas. 19. Comunicación con la red de campo. 20. Auto chequeo y autodiagnóstico. 21. Sincronización de la hora. 22. Etiquetado estampa de tiempo de las señales. 23. Función de sincronismo (25).

6.9.8.2.11. FUNCIÓN DE ADQUISICIÓN DE DATOS, MEDIDAS Y ASIGNACIÓN DE

COMANDOS

.Esta función tendrá como objetivo realizar la interfaz entre los equipos de la subestación, el sistema de supervisión y control local y el Centro de Control Remoto, tomando la información del proceso, digitalizándola y transmitiéndola a la red, recibiendo y asignando a los equipos los comandos provenientes de las estaciones de operación (IHM de la subestación y Centro Remoto).

EL Contratista deberá completar y definir durante las etapas de diseño detallado, fabricación y puesta en servicio del sistema de control coordinado, las señales definitivas que garanticen el cumplimiento de las funciones especificadas de acuerdo con las secuencias finales de control.

La información de los equipos de la subestación será adquirida mediante los módulos de entrada digitales y corresponde básicamente a las siguientes indicaciones: 1. Indicaciones sencillas tales como alarmas. 2. Indicaciones dobles que suministren información acerca de la posición de los equipos

como interruptores y seccionadores (abierto/cerrado). Todas las señales de posición deberán adquirirse dobles. (Para el caso de interruptores se tomaran monopolarmente).

3. Posición de selectores de modo de operación.

En el caso de los interruptores monopolares y seccionadores monopolares, se deberá disponer de la lógica que permita generar la posición del equipo de acuerdo con la posición individual de cada polo, en caso de que exista discrepancia entre la posición de los polos de un equipo, se deberá generar la alarma correspondiente y mostrar con un color diferente sobre los despliegues respectivos.

La adquisición de las variables eléctricas se hará a través de los controladores de bahía de forma tal que en las estaciones de operación sea posible tener acceso en tiempo real a toda la información adquirida, procesada y almacenada en dichos contadores.

La información análoga que debe ser transmitida en tiempo real desde los controladores de bahía a la estación de operación deberá ser, como mínimo, la siguiente:


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TABLA 6.8.8.2.1.1

Tipo Descripción Fase

Trifásica Transmisión

al CCT A B C

Tensión Tensión fase -neutro (kV) Si Si Si Si

Tensión fase -fase (kV) Si Si Si Si

Corriente Corriente de fase (A) Si Si Si Si

Corriente Corriente de fase (B) Si Si Si Si

Corriente Corriente de fase (C) Si Si Si Si

Potencia

Potencia activa (MW) Si Si Si Si Si

Potencia reactiva (Mvar) Si Si Si Si Si

Potencia aparente (MVA) Si Si Si Si Si

Factor de potencia Si Si Si Si Si

Frecuencia Frecuencia del sistema Si Si

Energía Energía activa (MWh) Si Si Si Si Si

Energía reactiva (MVARh) Si Si Si Si Si

F.P. Factor de Potencia Sí Sí

6.9.8.2.12. SALIDAS DIGITALES PARA COMANDOS DE EQUIPOS

Como salidas digitales se tendrán básicamente las señales de comando para los equipos, las cuales serán asignadas a estos mediante los módulos de salida digital, serán comandos dobles para operación de los equipos de maniobra de la subestación (abrir/cerrar). Para la operación de los interruptores la unidad de bahía deberá disponer de la función de verificación de sincronismo 25 o en su defecto utilizar un relé externo para la operación segura del comando de cerrar manualmente el interruptor.

La función de verificación de sincronismo debe autorizar el cierre trifásico del interruptor asociado cuando las condiciones seleccionadas para diferencia de tensión, fase y frecuencia son obtenidas.

Adicionalmente la función deberá permitir, si se desea, el cierre con alguna de las siguientes funciones: 1. Barra muerta-línea viva. 2. Barra viva-línea muerta. 3. Barra muerta-línea muerta.

6.9.8.2.13. SELECCIÓN DEL MODO DE OPERACIÓN

Esta función deberá permitir seleccionar los modos de operación bajo los cuales se puede operar un campo desde el sistema de control. El controlador de bahía deberá tener los


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modos de operación LOCAL y REMOTO antes descritos.

Para la selección de estos modos de operación se deberá disponer del hardware y del software necesario para la implementación de la lógica de control correspondiente.

De acuerdo con el modo de operación seleccionado se habilitará el sitio desde el cual se pueden comandar los equipos de la subestación, de acuerdo con las respectivas lógicas de operación.

6.9.8.2.14. ENCLAVAMIENTOS

Esta función permitirá la operación en forma segura y correcta de los equipos de maniobra de cada campo. Cuando se seleccione un equipo para operación, esta función deberá tener la información acerca de la posición de todos los otros equipos involucrados en dicha operación y deberá evaluar las posiciones actuales junto con otras condiciones tales como existencia de tensiones de línea y de barra, protecciones operadas, entre otras, una vez todas las condiciones de operación sean cumplidas, de acuerdo con la lógica de enclavamientos establecida, deberá dar una señal de salida para la habilitación de la apertura o cierre del equipo seleccionado. Esta funcionalidad se debe lograr mediante la intercomunicación de los equipos a Nivel 1 para lograr la independencia de operación con los niveles superiores de control.

Se hace énfasis en el cual todas las lógicas de operación, permisivos para maniobras y enclavamientos se deberán programar en los controladores de bahía de más bajo nivel jerárquico. Bajo ninguna circunstancia se aceptaran lógicas programadas para operación de equipos en niveles superiores como HMI, SCADA, Controlador de SE u otro IED

Se deberán generar despliegues de enclavamientos en cada Nivel de control de subestación que permita de manera eficiente identificar las condiciones que están inhibiendo un mando de operación para los equipos de maniobra.

6.9.8.2.15. OPERACIÓN DE LOS SECCIONADORES ASOCIADOS CON LOS

INTERRUPTORES

Su función primordial será aislar el interruptor cuando éste se encuentre abierto, bien sea por mantenimiento, por falla o por consigna de operación. El seccionador de salida de línea, deberá enclavarse con el seccionador de tierra de manera que nunca se encuentren ambos cerrados simultáneamente y evitar así puestas a tierra accidentales.

6.9.8.2.16. OPERACIÓN DE INTERRUPTORES

Su operación, tendrá como consecuencia la energización o desenergización del campo, por lo tanto los seccionadores asociados deben estar cerrados y el seccionador de tierra asociado deberá estar abierto. Considerando que los tipos de circuitos serán las líneas se debe tener en cuenta siempre impedir el cierre para que no ocurra cuando se encuentre operada una de las respectivas protecciones que actúan en forma definitiva y cuando no existan condiciones de sincronismo adecuadas.

Adicionalmente la operación del interruptor dependerá de las condiciones del mecanismo de operación y del medio de extinción, las cuales deben ser óptimas en el momento de un cierre o una apertura.


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6.9.8.2.17. INTERFAZ HOMBRE – MÁQUINA LOCAL (IHM)

Cada controlador de bahía deberá contar con una IHM local, la cual podrá venir integrada directamente con éste. Esta IHM debe tener un teclado alfanumérico que permita realizar las funciones de supervisión y control, en forma local, de los equipos asociados al respectivo controlador; para lo cual hará uso de los programas de aplicación respectivos y deberá permitir la realización, como mínimo, de las siguientes funciones: 1. Indicación del estado de los equipos de la bahía a través del mímico. 2. Comando de apertura y cierre sobre interruptores y seccionadores 3. Supervisión de las alarmas de los equipos bajo control, así como del Propio

controlador 4. Selección del modo de operación del controlador 5. Indicación en tiempo real de los enclavamientos de operación de cada uno de los

equipos de patio.

Para posibilitar las funciones anteriores la interfaz hombre-máquina deberá estar compuesta como mínimo por: 1. Despliegue de cristal líquido gráfico y alfanumérico para señalización de posición de

equipos (mímico), indicación local de medidas análogas y supervisión de alarmas, 2. Selector o pulsadores para selección del modo de operación. 3. Teclas funcionales para selección de la información a presentar en los despliegues

digitales. 4. Teclas funcionales para el mando se los equipos. 5. Indicadores luminosos para supervisión local de alarmas y del estado del controlador

de bahía. 6. Una llave de selección local.

6.9.8.2.18. MARCACIÓN DE EVENTOS Y ALARMAS

Esta función del controlador de bahía será la encargada de efectuar la marcación del tiempo de ocurrencia de los eventos y de las alarmas que se presenten en los equipos asociados al campo respectivo con una resolución, entre eventos, menor o igual a 1 milisegundo y una precisión en la marcación del tiempo de ocurrencia menor o igual a +/-1 milisegundo. Estos tiempos deberán sincronizarse con la base de tiempo recibida a través de la red local de datos.

Esta información será enviada al computador de operación en la sala de control, el cual realizará el manejo y la presentación del registro en forma cronológica de todos los eventos y alarmas ocurridos en la subestación.

Los controladores de bahía deben almacenar en memoria no volátil un SOE de 1000 eventos como mínimo.

6.9.8.2.19. COMUNICACIÓN CON LA RED DE ÁREA LOCAL

Deberá garantizarse la perfecta interoperabilidad del Standard IEC61850 de transmisión de datos utilizados entre los controladores y los relés de protección, así como la transmisión de toda la información proveniente de estos equipos y la que sea requerida por la estación de operación. De igual forma se utilizará la funcionalidad del protocolo IEC61850 para la conexión entre las unidades de bahía entre sí, para las funciones de


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enclavamientos y secuencias automáticas.

Esta función permitirá, a través de los módulos de comunicación de red instalados en cada controlador, manejar la comunicación entre todos los equipos que conforman el sistema de control coordinado mediante la red de área local descrita en estas especificaciones.

La comunicación con la red local de datos será completamente duplicada tanto en el medio físico de transmisión como en el módulo de comunicaciones que se conecta a la red, de forma tal que en caso de falla en el módulo de comunicaciones o en la fibra, el controlador conmute automáticamente a la vía de respaldo, sin perder la comunicación de la red por estas circunstancias.

Se deberá dar una alarma en caso de la ocurrencia de una conmutación en la red.

local de datos redundante y este funcionamiento se deberá reflejar en el centro de control, en los displays correspondientes a la configuración y estado del sistema de control.

Todos los enclavamientos programados que utilicen mensajería GOOSE, deben verificar el estado y validez de cada una de las señales, para su inclusión en las lógicas programadas.

6.10. REGISTRADORES DE FALLA

Los registradores de fallas deben ser equipos digitales, completamente programables, con capacidad mínima para manejar ocho (8) entradas análogas y dieciséis (16) entradas digitales por cada corte. El registrador debe ser del tipo distribuido con módulos que se conectan a una unidad central a través de fibra óptica. Las unidades distribuidas se deberán instalar cada una en el respectivo tablero de protecciones de cada bahía. La Unidad Central deberá instalarse en un gabinete independiente junto con el reloj satelital correspondiente.

El registrador debe ser activado por una o varias de las siguientes alternativas: por un comando externo, por un cambio de estado en una señal digital o una combinación de estas, o por cambios en los valores de las señales análogas (tensiones, corrientes). El registrador deberá indicar cuál señal inició cada evento y cuáles señales cambiaron de estado, con el tiempo de ocurrencia de cada cambio, El equipo suministrado deberá de contar con un puerto frontal para configuración y diagnóstico, con interface serial, en caso de requerirse transductores para ello, el Oferente deberá de suministrar dos transductores por cada modelo suministrado por subestación.

Por cada bahía se registrarán cuatro señales de tensión y corriente de fases y neutro, junto con las señales digitales asociadas. Las señales análogas se toman de los secundarios de los transformadores de corriente y tensión, el registrador de fallas deberá garantizar la adecuada resolución de las señales análogas independiente de la cargabilidad del sistema.

Los registradores de falla deberán ser de tecnología digital numérica con doble frecuencia de muestreo rápida y lenta, la primera como mínimo a 20 kHz que permita registrar eventos transitorios de corta duración en el sistema. Asimismo el registro dinámico de oscilaciones de potencia a través de una frecuencia de muestreo lenta.


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Los eventos en memoria del registrador deberán ser almacenados como mínimo con la siguiente información: a) Identificación de la subestación, bahía y registrador de fallas b) Frecuencia de muestreo. c) Duración del tiempo de pre y post-falla. d) Señal trigger del evento almacenado e) Fecha y hora de la orden de arranque f) Criterio de arranque g) Cantidad y tipo de los canales muestreados h) El evento debe ser fechado con dd.mm.aaaa – hh.mm.ss.msg i) La precisión del reloj debe ser superior a 1 ms por día. j) El registrador debe ser sincronizado desde el reloj por satélite mediante protocolo

IRIG-B.

El registrador de fallas debe tener al menos la siguiente señalización: a) Para el SAS mediante la red de comunicaciones de la subestación. Adicionalmente

deberá de contar con contactos libres de potencial para señalización de falla IED y memoria llena.

b) Indicación en el registrador de fallas mediante LED o despliegue alfanumérico:

Registrador de fallas indisponible.

Batería interna baja.

Baja señal sincronización de tiempo.

Falla comunicaciones.

Falla sistema de almacenamiento.

Evento arrancado.

Baja capacidad de memoria.

Falla por temperatura.

Evento en memoria no descargado.

El registrador de fallas deberá permitir ser interrogado localmente y desde el computador de gestión existente en la subestación o en el centro de control, el cual deberá trabajar con la siguiente secuencia: 1. Adquisición y almacenamiento de los últimos 50 eventos en la memoria del

registrador de fallas. 2. Transmisión del evento almacenado en el registrador de fallas al computador de

gestión (ubicado en la sala de control y/o en el centro de control) de manera automática.

3. Aun, si la transmisión del evento fue exitosa, éste se permanecerá en el registro de memoria, con secuencia de sobre escritura por el más antiguo.

4. En caso de que la transmisión del evento no sea exitosa o que el enlace de comunicaciones esté indisponible, el evento debe permanecer en el disco del registrador de fallas hasta ser transferido al computador de gestión una vez se restablezca la comunicación.

Los archivos de datos generados por el registrador deberán ser COMTRADE (Common Format for Transient Data Exchange), de acuerdo con lo estipulado en la norma IEEE C37.111.

Deberá tener una unidad de comunicaciones para conexión al sistema de gestión de registradores de fallas, desde el cual se podrá acceder remotamente para la captura de los eventos, por protocolo TCP/IP con interfaz eléctrico 10/100/1000 baseTx o Fx.


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El registrador deberá permitir estar diseñado modularmente, permitiendo realizar mantenimiento al sistema sin necesidad de des-energizar la bahía para realizar un remplazo de tarjetas o modulo.

El Registrador deberá contar con una unidad fasorial de medida (PMU) integrada dentro del registrador que realice la medida de parámetros y transmisión de los mismos de acuerdo con el estándar IEEE C37.118-2005. El GPS de alta precisión requerido por la PMU deberá ser suministrado por el Oferente y podrá ser interno o externo al registrador y deberá tener la precisión suficiente para mantener un error total de vector (Total Error Vector) menor de 1% y la señal de GPS deberá cumplir igualmente con la especificación del estándar IEEE C37.118-2005.

El Registrador de fallas deberá permitir realizar la Localización de Fallas mediante el uso del algoritmo de Ondas Viajeras para las líneas de transmisión que conecten subestaciones donde se encuentre instalado este tipo de registradores.

Finalmente el equipo deberá disponer de controles de seguridad que eviten alterar la programación no autorizada, adicionalmente deberá permitir realizar calibraciones al mismo vía software y verificación del comportamiento de las señales análogas y digitales vía software en tiempo real del sistema.

6.11. SWITCHES DE COMUNICACIÓN

El oferente deberá suministrar los switches a instalar en los tableros de control de Nivel 1, tableros de protección y los que se instalarán el gabinete de control de subestación para la red de Nivel 2. Todos ellos deberán ser del tipo administrable y deberán cumplir con el estándar IEEE 1613 para instalación en subestaciones eléctricas y no contar con ventiladores o partes móviles en su interior.

Los switches para gabinetes de Nivel 1 deberán contar con fuente de alimentación a 125 Vdc mientras los switches a instalar en el gabinete de control de subestación (Nivel 2) deberán contar con fuente de alimentación redundante a 125Vdc. La cantidad de puertos e interfaces de cada switch dependerá de la alternativa de Arquitectura seleccionada por el Oferente de acuerdo con el Anexo 2B, la función y tablero de instalación.

Igualmente los switches deberán soportar VLAN acorde con el estándar IEEE 802.1Q, manejo de propiedades según IEEE 802.1P, spanning tree de acuerdo el estándar IEEE 803W. Finalmente, deberán cumplir con normas y características de acuerdo con el Formulario 14 de Características Técnicas Garantizadas.

6.12. ROUTER/FIREWALL

De acuerdo con las alternativas de arquitectura incluidas el Anexo 2B, el router/firewall servirá de equipo de entrada/salida de toda la información con destino y origen en la subestación. Por esta razón deberá estar diseñado específicamente para trabajo instalaciones eléctricas para brindar un desempeño seguro y confiable en el transporte de información bajo las condiciones de instalación presentes en las subestaciones eléctricas objeto de la Solicitud de Ofertas.


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El router/firewall conectará directamente con el equipo SDH de comunicaciones dispuesto por la EEB en cada una de las subestaciones para la transmisión de información desde y hacia el centro de control. El router/firewall deberá contar con el número de puertos e interfaces necesarias conectar con el equipo SDH y con la red de comunicaciones de la subestación además de cumplir con el estándar IEC-61850-3.

El router/firewall no deberá contar con partes móviles o ventiladores y deberá cumplir con el estándar IEEE 1613 cumpliendo los requisitos de interferencia electromagnética (EMI), transitorios, temperaturas de operación y demás establecidos en este estándar. También deberá contar con fuente de alimentación redundante a 125VDC.

Por otra parte, debido al riesgo cada día más latente de ciberataques, el router/firewall deberá contar con capacidades integradas de router, firewall y VPN para garantizar la confiabilidad y seguridad de la información transmitida entre las subestaciones y el centro de control. También deberá cumplir con las demás características establecidas en el Formulario 14.

6.13. SERVICIOS AUXILIARES.

Con base en las especificaciones entregados por la EMPRESA y en las cargas reales de los equipos ofrecidos, se deben seleccionar, dimensionar y especificar el transformador de servicios auxiliares, la resistencia de puesta a tierra, el banco de baterías, los cargadores, los tableros y barrajes de distribución, las rutas y secciones de los circuitos de distribución, las rutas y características de ductos, canaletas y conduits, la cantidad y capacidad de interruptores termomagnéticos, regulación de tensión en cada circuito, las luminarias, nivel de iluminación en cada zona, y en general todos los detalles de los sistemas de servicios auxiliares de AC y DC de la subestación.

El Contratista debe medir los niveles de iluminación efectivamente obtenidos en diferentes sitios de la subestación.


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7. SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE ALTERNA Y CONTINUA

7.1. DESCRIPCIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES

Se deben suministrar los servicios auxiliares de AC y DC suficientes para la topología de las subestaciones objeto en la presente convocatoria.

7.2. NORMAS

En general los suministros y trabajos deben cumplir las normas aplicables de IEC e IEEE.

Los equipos electrónicos de los servicios auxiliares deben cumplir, como mínimo, las normas de las series 60255 y 60068 de IEC. (Comisión Electrotécnica Internacional). En caso de existir varias categorías de requisitos en esta norma, se debe cumplir con el requisito de mayor exigencia, a menos que se especifique lo contrario.

7.3. INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS

Cada circuito de entrada o salida de los barrajes debe tener interruptores automáticos termomagnéticos de ca o cc. La capacidad nominal debe ser tal que protejan eficazmente los equipos de alimentación y cables de conexión de los circuitos.

Los interruptores deben tener contactos auxiliares de alarma para el anunciador de alarmas y el registro secuencial de eventos, agrupándolos de tal manera que se eviten confusiones en sus mensajes.

La capacidad de ruptura de los interruptores automáticos debe ser mayor a las corrientes de corto circuito esperadas.

Los interruptores previstos para realizar transferencias automáticas o remotas, deben tener comando accionado con 125Vcc desde los controladores lógicos programables asociados a los servicios auxiliares y desde la estación maestra para comandos manuales.

Asociado a cada barraje de corriente alterna y corriente continua, se deben dejar instalados dos interruptores automáticos de salida de 20A, como reserva.

7.4. TRANSFERENCIAS

Se deben prever transferencias automáticas comandadas por controladores lógicos programables y transferencias manuales según se detalla a continuación:

7.4.1. BARRAJE PRINCIPAL DE 208VCA

Selecciona un orden de prioridad para las fuentes de alimentación. En caso de falla de la alimentación, comprueba que la fuente alterna tenga tensión dentro de los límites


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aceptables y realiza la transferencia automática. Retorna a la fuente prioritaria cuando ésta se restablezca por un periodo programable.

Debe ser posible realizar transferencia manual localmente y desde la estación maestra.

El sistema debe tener los enclavamientos adecuados para prevenir errores.

7.4.2. BARRAJE DE CARGAS ESENCIALES DE 208VCA

Al fallar la fuente principal, arranca el generador diesel, comprueba generación normal y realiza la transferencia automática. Retorna a la fuente principal cuando ésta se restablezca por un periodo programable y detiene al generador diesel.

Debe ser posible realizar transferencia manual localmente y desde la estación maestra.

El sistema debe tener los enclavamientos adecuados para prevenir errores.

7.4.3. BARRAJES PRINCIPALES DE 125VCC

La subestación a 500kV y 230kV debe tener un barraje de 125Vcc seccionado alimentado de un banco de baterías y dos cargadores alimentados independientemente. Este esquema facilita distribuir las cargas en ambas barras buscando la duplicidad de la fuente, es decir permite distribuir cargas redundantes en barrajes diferentes, proporcionando gran seguridad al sistema.

Al fallar una de las fuentes se debe poder realizar la conexión en paralelo de los dos barrajes mediante una transferencia manual que tenga los enclavamientos adecuados para prevenir errores.

Debe ser posible realizar la transferencia manual localmente y desde la estación maestra.

7.4.4. MANDOS Y TRANSFERENCIAS LOCALES MANUALES

Los siguientes mandos y transferencias sólo se podrán realizar localmente, en forma manual:

Cambio del circuito de alimentación en la celda de servicios auxiliares de CA.

Transferencia de cargadores de baterías.

Apertura y cierre de interruptores termomagnéticos no previstos para transferencias automáticas.

7.5. CONTROLADORES LÓGICOS PROGRAMABLES

Tensión de alimentación: 125Vcc, +10%, -20%.

Rango de temperatura ambiente permisible: -4°C a 55 °C-

Versión tropicalizada.

Entradas análogas para variables eléctricas de los servicios auxiliares tomadas directamente del sistema eléctrico o a través de transductores de 4-20mA.

Entradas binarias para 125Vcc.


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Salidas binarias mediante contacto físico libre de potencial.

Los circuitos de alimentación y las entradas de señales deben soportar, sin daños ni errores de operación, las sobretensiones e interferencias transitorias esperadas en subestaciones de extra alta tensión, para lo cual deben cumplir con las normas IEC indicadas en el numeral 9.2 de estas especificaciones o alternativamente con las normas ANSI C37.90.

Debe ser posible hacer la conexión a tierra del controlador directamente a la malla de tierra de la subestación, la cual puede tener corrientes circulantes.

Los controladores deben tener rutinas de autodiagnóstico y reporte de fallas internas.

Los valores análogos, estados, alarmas y comandos procesados por los controladores lógicos programables deben configurarse en despliegues amigables de la interface humano-máquina del sistema de control de la subestación y estar disponibles para el Centro de Control remoto de la EMPRESA.

Las funciones y alarmas relacionadas a continuación deben ser manejadas por los controladores lógicos programables ubicados en los gabinetes de servicios auxiliares:

Transferencias automáticas, contactos de alarma de los interruptores automáticos agrupados de acuerdo con su diseño detallado, estado de los seccionadores de servicios auxiliares, alarmas de los transformadores de servicios auxiliares, estado y alarmas propias del inversor y UPS, estado y alarmas propias de los cargadores de baterías, variables eléctricas de los servicios auxiliares indicadas en los planos, estado y alarmas propias de la planta de generación diesel, comando remoto y estado del alumbrado perimetral y de los patios de conexiones de la subestación, estado y alarmas propias de los sistemas de aire acondicionado, estado y alarmas propias de los sistemas contra incendio y el resumen de alarmas del sistema de vigilancia de la subestación (excluido del suministro).

Como alternativa al sistema de controladores distribuido, puede utilizarse un solo controlador con unidades de entrada y salida ubicadas en cada gabinete donde se requiera recibir información o emitir comandos.

7.6. GRUPO MOTOR - GENERADOR DIESEL

Generador Diesel de 70kVA, factor de potencia 0,9, 208 V, trifásico, 60 Hz, con regulador de tensión, supresión de armónicos, protecciones, sistema de control con instrumentos, supervisión, alarmas. Conexión y desconexión manual y automática integrada al sistema de control de la subestación. La forma de onda y el rango de variación de tensión debe ser adecuado para los equipos alimentados.

Motor de potencia adecuada para el generador, a la altitud de montaje. Sistema de supervisión y alarmas. Arranque automático con batería y cargador de baterías. Con silenciador, soportes amortiguados, tubería de escape. El arranque manual y las señales de supervisión y alarmas deben integrarse al sistema de control de la subestación.

Tanque de combustible con capacidad para 5 horas a plena carga, protegido contra la corrosión interna y externa, con medidor de nivel e indicación en el sistema de control.

Bomba manual para limpieza del tanque.


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Se deberá cumplir con todos los requerimientos de carácter ambiental para el grupo motor-generador.

7.7. SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES DE 125VDC

Para las subestaciones objeto de la presente convocatoria se deberá suministrar un sistema de servicios auxiliares de 125VDC conformado principalmente por Banco de Baterías, Cargadores de Baterías y Tablero de Distribución de 125VDC. A continuación se describe las características que debe cumplir cada uno de estos elementos:

7.7.1. BANCO DE BATERIAS 125VDC

Las baterías deberán operar en condiciones de flotación, de tal forma que suministren la potencia necesaria para la operación en contingencia de los equipos de potencia, control, protección y comunicaciones. Entre las contingencias posibles se cuentan que la carga del sistema de 125VDC exceda la máxima capacidad de salida de los cargadores, que la salida de potencia de los cargadores sea interrumpida o que exista pérdida de tensión en la red de corriente alterna.

Los bancos de baterías deben cumplir con la capacidad indicada en la siguiente tabla:

TABLA 7.8

SUBESTACIÓN Capacidad de descarga del Banco

Batería Caseta de Control (Ah)

NORTE 500kV / 230kV 300 Ah*

SOGAMOSO 500kV 300 Ah*

NUEVA ESPERANZA 500kV 300 Ah*

* Estos valores son referenciales.

Las baterías para el sistema de 125Vcc deberán ser del tipo estación, en plomo ácido y deberán ser dimensionadas por el contratista teniendo en cuenta:

Voltaje máximo en las baterías de 144Vcc.

Voltaje máximo en las cargas de 132Vcc.

Voltaje mínimo en las cargas de 105Vcc.

Voltaje en carga a fondo de 157,2Vcc.

Capacidad de descarga de las baterías con rata de descarga para diez horas

hasta un voltaje final por celda de 1,75V a 25 C.

La capacidad de descarga de las baterías deberá ser tal que se disponga del 100% de la capacidad al colocarse en servicio, y que sin la asistencia de los cargadores de baterías, la tensión no descienda a 105VDC, a la temperatura ambiente, medidos al final de las ocho horas cuando está suministrando la carga nominal para descarga.

El banco de baterías de 125VDC deberá ser del tipo estacionaria regulada por válvula, plomo acido (VRLA). Con una vida útil mínima de 10 años, y con tiempo de fabricación no superior a 4 meses.


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Para la instalación de las baterías se deberá suministrar el estante cuyas características deberán ser seleccionadas por el contratista considerando el espacio disponible para su instalación. Los estantes deberán ser robustos, para uso industrial, en material anticorrosivo. El estante utilizado para soportar las baterías deberá tener un punto disponible para conexión de puesta a tierra.

Las baterías deberán ser suministradas con todos los accesorios requeridos para su correcto funcionamiento, incluyendo los conectores entre celdas, entre niveles y entre secciones.

Adicionalmente, el contratista deberá suministrar las herramientas aisladas y accesorios necesarios para el mantenimiento y operación de las baterías.

7.7.2. CARGADORES DE BATERIAS DE 125VDC

El contratista deberá suministrar dos (2) cargador/rectificador por subestación. Este deberá ser tecnología de estado sólido del tipo conmutado de alta frecuencia, modulares, autorregulado y de diseño compacto.

El cargador/rectificador debe cumplir los requerimientos de supresión de radiointerferencia de acuerdo con la norma EN 55022 y de compatibilidad electromagnética de acuerdo con la norma IEC 61000, garantizando aislamiento galvánico entre la entrada de c.a. y la salida de c.c.

Los equipos deberán cumplir con las normas EN60950, CISPR24, CISPR22, EN61000-3-2, EN61000-3-3, CE & RoHS Compliant.

Los cargadores de baterías deben cumplir con la capacidad indicada en la siguiente tabla:

TABLA 7.9

SUBESTACIÓN Capacidad de descarga del Banco

Batería Caseta de Control

NORTE 500kV / 230kV 60 A

SOGAMOSO 500kV 60 A

NUEVA ESPERANZA 500kV 60 A

Se debe asegurar que los equipos suministrados sean equipos modulares, con redundancia del tipo N+1. Los módulos de potencia deberán repartirse automáticamente de manera balanceada la carga entre ellos y deberán poder ser reemplazables en caliente, sin que se requiera suspender el servicio de alimentación a la salida y sin que se requiera hacer cambios de parametrización o reconfiguración manual. Deberá ser posible adicionar módulos de potencia al cargador/rectificador cuando se requiera ampliar la capacidad del mismo.

El cargador/rectificador deberá incluir un módulo de control, supervisión y gestión local y remota que deberá permitir monitorear y ajustar todos los parámetros del cargador de forma tanto local mediante un teclado y display o mediante la conexión directa de un computador, como remota por medio de un puerto de datos ethernet con protocolo TCP/IP.

El cargador/rectificador de debe dar al menos las siguientes medidas análogas locales y remotas mediante el puerto TCP/IP:


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Tensión de salida.

Corriente de salida.

Corriente de las baterías.

Corriente de la carga.

Temperatura del cargador.

Temperatura de las baterías.

El cargador/rectificador de debe dar al menos las siguientes indicaciones locales y remotas mediante el puerto TCP/IP:

Fusible de carga abierto.

Fusible de baterías abierto.

Alarma y desconexión por baja tensión de salida (Dos niveles).

Alarma y Desconexión por alta tensión de salida (Dos niveles).

Falla a tierra.

Falla en la alimentación de entrada de corriente alterna.

Alta temperatura cargador.

Alta temperatura baterías.

Falla internas cargador.

Estados de carga en flotación, carga normal y carga a fondo (señalización).

Señalización abierto y disparado de los interruptores.

El contratista debe incluir el software de gestión del cargador/rectificador sin limitantes para su utilización.

El cargador/rectificador deberá ser instalado en un gabinete metálico completo con todos sus accesorios. Los módulos de potencia y el módulo de control del cargador/rectificador deben ser para montaje en bastidor estándar de 19 pulgadas. El gabinetes de los cargadores de baterías deberán tener las dimensiones apropiadas según requerimientos de los equipos que albergará.

El cargador/rectificador modular debe poder cargar cualquier tipo de banco de baterías, bien sea del tipo abiertas o del tipo selladas (VRLA), y deberá poder operar en un amplio rango de tensiones de entrada de corriente alterna.

El cargador/rectificador deberá monitorear permanentemente la temperatura del banco de baterías (para el caso de baterías tipo VRLA) y la corriente y la tensión del banco de baterías, y deberá tomar automáticamente las acciones pertinentes con el fin de mantener alimentada la carga, mantener el banco de baterías en un estado óptimo de carga, proteger el banco de baterías y maximizar su vida útil.

El cargador/rectificador debe manejar de manera automática las corrientes y tensiones de carga del banco de baterías en los modos de flotación, carga normal y carga a fondo. Los niveles de tensión de salida en todos los modos de operación deberán ser ajustables desde el panel de operación del módulo de control:

Flotación: En este modo, con la alimentación de corriente alterna disponible, se alimentarán las cargas conectadas al sistema y simultáneamente se mantendrá la carga de las baterías aplicando la tensión de flotación en forma tal que siempre tendrán su plena capacidad disponible.

Carga normal: En este modo el cargador/rectificador debe asumir el suministro de la corriente de carga y al mismo tiempo, si la tensión en el banco de baterías


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ha caído por debajo de un valor de seguridad predeterminado, cargará el banco de baterías hasta que se alcance la tensión de operación definida.

Carga a fondo: La carga a fondo de las baterías se usará después de que hayan sido sometidas a una descarga profunda. Aplica para baterías del tipo abiertas.

El cargador/rectificador de baterías debe ser suministrado con diodos, los cuales deben ser dimensionados en forma tal que cuando se utilice la carga a fondo, la tensión alimentación a la carga no sobrepase el 110% del valor nominal.

El sistema de control del cargador/rectificador debe permitir la realización de pruebas y diagnostico periódico automático o manual del banco de baterías, incluyendo por lo menos las siguientes pruebas:

Prueba de autonomía.

Carga de flotación e igualación, estas se pueden hacer manuales, automáticas o periódicas.

Prueba de capacidad del banco según la curva del fabricante.

Todos los equipos deben ser completamente ensamblados y ajustados en fábrica y el Contratista debe efectuar las pruebas de rutina requeridas por la norma IEC 60478-4 para asegurar la funcionalidad, confiabilidad y seguridad en la operación de todas sus partes.

Las pruebas en fábrica de los equipos y los métodos de prueba utilizados deben estar de acuerdo con las especificaciones aplicable y se deberá proveer a la Empresa copia de los reportes de prueba respectivos.

7.7.3. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE 125VDC

Los tableros de distribución deberá ser conectado al sistema de corriente continua conformado por los cargadores de baterías a 125Vcc, y las baterías, por medio de un circuito de dos conductores aislados de tierra a través de un interruptor de caja moldeada cuyas características eléctricas deberán ser definidas por el contratista.

Es importante aclarar que el fabricante deberá tener como guía los planos del diagrama unifilar de servicios auxiliares que se tiene para cada subestación.

Los tableros deberán ser del tipo de bajo voltaje, blindaje metálico, para uso interior, con las partes energizadas separadas del operador, de las dimensiones necesarias para alojar todos los interruptores necesarios para alimentar las cargas de corriente continua de la subestación.

Las características eléctricas del tablero deberán ser las siguientes:

TABLA 7.10

DESCRIPCIÓN CARACTERÍSTICAS

Voltaje nominal 125Vcc

Voltaje máximo de operación 250Vcc

Capacidad de corriente permanente del barraje principal 200A

Corriente nominal momentánea 10kA

El tablero de distribución deberá ser autosoportado y deberá en general cumplir con las especificaciones mencionadas en el numeral 6.4. El fabricante deberá suministrar los elementos para su alce, movilización y anclaje.


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Los interruptores deberán ser del tipo minicircuit breaker (MCB), bipolares, de cierre y apertura rápida. Deberán tener un frame de 100A, con una capacidad de interrupción de 10kA a 125Vcc y se deberán suministrar con contactos de posición y de disparado cableados a borneras de control para su señalización.

El tablero deberá estar dotado de equipo de medida de corriente y voltaje, para indicación local.

Los interruptores deberán tener contactos de posición abierto-cerrado y disparado, los cuales deberán ser cableados a borneras para ser utilizados en el sistema de control de la subestación.

7.8. SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES DE 208/120VAC

Se deberá suministrar un sistema de alimentación de servicios auxiliares a 208/120VAC para alimentar las cargas de AC correspondientes a equipos de propiedad de la Empresa instalados en la subestación Norte 500kV. Entre estas cargas de AC se encuentran los cargadores para el sistema de 125VDC mencionados en el numeral anterior, tomas de patio, iluminación y tomas de la caseta de relés, iluminación, calefacción y tomas de gabinetes concentradores de patio y de tableros de control y protección.

El sistema de servicios auxiliares de 208/120VAC, deberá contener al menos los siguientes elementos:

Controlador de servicios auxiliares: Este equipo deberá cumplir con lo estipulado en el numeral 6.8.8.2. Controladores de Bahía y deberá integrarse a la red de comunicaciones de Nivel 1 de la subestación.

Transferencia automática accionada por el controlador de los servicios auxiliares.

Tablero de distribución de servicios auxiliares de 208/120 VAC.

El tablero de distribución, el controlador y la transferencia podrán estar incluidos en un tablero.

Los servicios auxiliares de AC para las subestaciones de Sogamoso y Nueva Esperanza serán tomados de la red de servicios auxiliares existentes previo contrato de conexión con el propietario de la subestación.

7.8.1. TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES 34,5KV / 208V

Tipo intemperie, ONAN, encapsulado (pad mounted), con cambiador de tomas sin carga con siete tomas, ±7,5% en pasos de 2,5%. Conexión y capacidad de acuerdo a los estudios de carga para servicios auxiliares. Aislado en aceite. Con termómetro de aceite con contactos. Con relé Bucholz con contactos (en caso de tener tanque conservador de aceite). Con resistencia de puesta a tierra tipo intemperie en el neutro del primario, para limitación de corrientes de falla. Con transformador de corriente tipo buje en el punto de neutro.

Con derivaciones a 208 Vca para alimentación de los servicios auxiliares, con interruptores de seccionamiento y protección de térmica.


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7.8.2. TABLERO DE TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA

El tablero de transferencia automática de corriente alterna, deberá contener los siguientes elementos:

Barrajes de potencia asociados y su configuración mecánica para dar cumplimiento a los requerimientos eléctricos del esquema de servicios auxiliares, es decir configurar dos barrajes acoplados mediante un interruptor.

Un interruptor totalizador automático que alimentará la barra de cargas Esenciales de la subestación. Dicho equipo deberá contar con contactos libres de potencial llevados hasta borneras, para ser utilizados en el control y señalización de la subestación.

Un interruptor totalizador automático que alimentará la barra de cargas No Esenciales de la subestación. Dicho equipo deberá contar con contactos libres de potencial llevados hasta borneras, para ser utilizados en el control y señalización de la subestación.

Un interruptor totalizador automático que acoplará la barra de cargas No Esenciales con la barra de cargas Esenciales de la subestación. Dicho equipo deberá contar con contactos libres de potencial llevados hasta borneras, para ser utilizados en el control y señalización de la subestación.

Unidades de medida para cada una de las barras antes descritas, las cuales estarán conformadas por CT’S, MCB’s, Medidor Multifuncional, y todos los elementos necesarios para su correcto funcionamiento.

Controlador de servicios auxiliares.

Medidor de energía del tipo “power meter”, con todos los accesorios necesarios para su correcta instalación.

El tablero de transferencia automática de corriente alterna deberá tener las siguientes dimensiones:

Altura: 2200mm.

Ancho: 800mm.

Profundidad: 800mm.

El tablero asociado con la transferencia y el controlador de servicios auxiliares deberá tener una disposición tal que facilite la conexión de todas las señales de control y señalización que serán integradas en el sistema de control de la subestación, para lo cual deberá estar dotado de las canaletas y regletas de borneras que faciliten esta exigencia.

7.8.3. TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA

Los interruptores de las dos fuentes de alimentación a 220Vca deberán enclavarse eléctricamente, para que bajo ninguna circunstancia puedan cerrarse simultáneamente.

La ejecución de la transferencia automática de las fuentes se deberá realizar mediante el controlador de unidad de servicios auxiliares, el cual realizará todas las funciones de control y supervisión de la transferencia de las fuentes de una manera segura y confiable.

Dicho controlador deberá tener previsiones para conectarse con el sistema de control de la subestación, de manera que desde dicho control se puedan ver los estados y maniobras y se pueda además, en el modo manual, ejecutar las transferencias de una fuente a la otra y de determinar en el modo automático, cuál de las dos fuentes


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provenientes de las unidades se selecciona como principal. A través de la unidad controladora o alternativamente desde el sistema de control de la subestación, se deberá poder seleccionar la transferencia en modo automático o manual.

La transferencia automática será siempre con retorno automático a la fuente seleccionada como principal, un tiempo predeterminado después de que se normalice la tensión en esta fuente. Este automatismo podrá ser bloqueado en la unidad controladora.

En caso de que se tenga ausencia de tensión en el alimentador principal, el controlador dará orden de desconexión del interruptor de esta fuente y el acople de barras y dará la orden de cierre del interruptor de alimentación de la fuente de emergencia que permanecerá conectada hasta un tiempo predeterminado después de que se tenga tensión en la fuente principal.

Todas las señales fundamentales deberán reflejarse en el tablero local y repetirse en el sistema de control de la subestación.

El controlador deberá cumplir con estándares industriales ampliamente aceptados para sistemas abiertos, de manera que permita ampliarlo o remplazarlo completamente. El controlador deberá tener el número de entradas y salidas digitales requeridas para la operación requerida.

La tensión disponible para alimentar el controlador y el sistema de transferencia es 125 VDC. El contratista deberá prever cualquier otro nivel de tensión que sea requerido a través de conversores de corriente directa.

7.8.4. INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS DE BAJA TENSIÓN

Los interruptores de acometida del tablero de transferencia automática deberán ser de caja moldeada, tripolares, 600VCA, 60Hz, motorizados, para uso industrial, aptos para ser usados en centros de potencia. La capacidad mínima de cortocircuito deberá ser 25kA, rms simétrico a 250Vca. Los interruptores deberán estar provistos de todos los elementos requeridos para realizar en forma confiable la transferencia automática descrita en este numeral.

Los interruptores para los circuitos de salida deberán ser de caja moldeada, y sus puntos de salida deberán estar cableados a borneras para la conexión de cables externos.

Los interruptores principales del tablero de transferencia automática deberán estar provistos de accionamiento manual y motorizado; el mecanismo de operación eléctrico deberá ser accionado por un motor de 125VDC. Los interruptores de acometida y acople de barras del tablero de transferencia automática deberán estar equipados con un disparador termomagnético, que deberá ser ajustable la protección de sobrecarga y corto circuito.

Estos interruptores deberán suministrarse con un número suficiente contactos auxiliares de posición del interruptor (abierto y cerrado), para señalización local y remota y circuitos de alarma, por acción de disparo del mismo. Estos contactos deberán quedar debidamente cableados a borneras para la señalización al sistema de control de la subestación. Los contactos deberán ser rateados para 250Vcc., 10A.

Los interruptores de acometida y acople de barras del tablero de transferencia automática deberán estar equipados con un indicador visible de la posición de los contactos


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principales del interruptor (abierto-cerrado) y, donde sea aplicable, del acumulador de energía (cargado-descargado).

El motor del mecanismo de operación deberá ser protegido por medio de un guardamotor (motor circuit-breaker), el cual deberá tener un contacto para señalización local y remota cuando se encuentre en posición abierto o disparado.

7.8.5. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE 208/120 VAC

Los tableros de distribución de corriente alterna, podrán ser de asociados a servicios Esenciales y/o a servicios No Esenciales, los cuales deberán contener los siguientes elementos:

Los interruptores que alimentarán las cargas de servicios no esenciales o las cargas de servicios esenciales según sea el caso.

Medidor de energía del tipo “power meter”, con todos los accesorios necesarios para su correcta instalación. El medidor de energía utilizado debe cumplir con la norma NCC14 del AMM.

El tablero de distribución de corriente alterna deberá tener las siguientes dimensiones:

Altura: 2200mm.

Ancho: 800mm.

Profundidad: 800mm.

El tablero deberá ser del tipo de bajo voltaje, blindaje metálico, para uso interior, con las partes energizadas separadas del operador, de las dimensiones necesarias para alojar todos los interruptores necesarios para alimentar las cargas de corriente alterna de la subestación.

Los interruptores para los circuitos de salida deberán ser fijos, en caja moldeada, de accionamiento manual y deberán estar provistos de los terminales apropiados en el lado de carga, para la conexión de cables externos de cobre aislados a 600V.

Los interruptores deberán suministrarse con contactos auxiliares de posición del interruptor (abierto-cerrado y disparado), para señalización local y remota. Estos contactos deberán quedar debidamente cableados a borneras para la señalización al sistema de control de la subestación. Los contactos deberán ser rateados para 250Vcc., 10 A. Se podrán agrupar las señales dependiendo del tipo de indicación.

7.9. EQUIPOS ELECTRÓNICOS INTELIGENTES DE NIVEL UNO

Para el equipo de alta tensión y los servicios auxiliares corresponden al mando de los equipos de maniobra desde el controlador de bahía a través del panel frontal.

En la subestación se deben instalar los gabinetes de relés para alojar los paneles de control, medida y protección de cada bahía dentro del área asociada con los módulos a controlar. Estos paneles deben alojar todos los dispositivos electrónicos inteligentes que conformen los sistemas de control, medida y protección de los equipos de la bahía. Los paneles deben ser convencionales de montaje interior.

Los siguientes son los equipos de control, medida y protección solicitados:


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7.9.1. MEDIDORES MULTIFUNCIONALES

Los medidores multifuncionales deben tomar sus señales de los transformadores de medida de la bahía, para medición al menos de los siguientes parámetros eléctricos: voltaje, corriente, potencia activa, potencia reactiva, factor de potencia, frecuencia, contador bidireccional de energía activa y reactiva. Debe contar con emisor de impulsos o un sistema de registro comunicado con los centros de control remotos. Deben tener precisión 0.2s, resolución de los valores almacenados de 10kWh. Deben contar con un puerto de comunicaciones y estar integrados al concentrador inteligente para gestión de ingeniería, de manera que permita enviar diariamente y de manera automática los valores horarios de energía al centro de control de la Empresa de Energía de Bogotá y al Centro Nacional de Despacho, a través de los sistemas de telecomunicaciones. Los medidores multifuncionales deben ser instalados en esquema principal y respaldo en las bahías de línea y de transformación y en los servicios auxiliares, de acuerdo con lo consignado en los diagramas unifilares.

7.9.2. CONTROLADOR DE SERVICIOS AUXILIARES

Debe ser diseñado, probado para ser ampliamente utilizados en subestaciones de alta tensión. Debe permitir la medida, supervisión y control de los servicios auxiliares de la subestación y contar con los mismos protocolos del controlador de bahía.

Debe preparar y enviar la información asociada con los servicios auxiliares a la interfaz IHM y a los niveles superiores. Debe integrarse al sistema de control de la Subestación y estar sincronizados con todos los dispositivos de la Subestación. El controlador de servicios auxiliares debe contar con un mímico amplio en LCD que permitirá las siguientes funcionalidades como mínimo:

Despliegue del diagrama mímico de la bahía que muestre la información del proceso.

Despliegue de alarmas.

Despliegue de eventos.

Despliegue de medidas de proceso.

Manejo de la posición del control de la bahía (Local/Remoto) mediante botones de función.

Despliegue del estado de las tarjetas que forman parte del equipo.

Deben también tener LEDs de anuncio de alarma configurables. Deben contar con puertos para la comunicación.

Los Controladores numéricos de Bahía de bahías de línea y los controladores de Servicios Auxiliares deben integrarse a los sistemas de control de la subestación y estar sincronizados con todos los dispositivos de la subestación, para el correcto acoplamiento en el envío de información hacia el Centros de Control de la EMPRESA, y recibir los comandos aplicables enviados desde dicho centro.

7.9.3. OTROS COMPONENTES DEL NIVEL 1

También hacen parte del nivel 1 los sistemas de control, supervisión, protección, registro de fallas, dispositivos inteligentes especificados para las líneas, acopladores y servicios auxiliares.


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7.10. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL

En documento adjunto Anexo 2B - REQUERIMIENTOS - ESPECIFICACIONES TÉCNICAS SISTEMAS DE CONTROL, PROTECCIÓN, MEDIDA Y COMUNICACIONES EN SUBESTACIONES DE ALTA TENSIÓN, se encuentra la arquitectura propuesta para el sistema de control, protecciones y medida del proyecto.

7.11. PRUEBAS

En el sitio de montaje se deben realizar las pruebas individuales y de conjunto que aseguren que los equipos y sistemas están conectados de acuerdo con los diseños y cumplen con las funciones previstas. Las pruebas de los equipos de protección deben incluir la inyección primaria y secundaria de señales, y la comprobación de fases y direccionalidad con señales secundarias reales.

Para las protecciones de líneas se deben realizar pruebas sincronizadas por satélite (End-to-End) mediante inyección simultánea en los dos extremos de archivos en formato COMTRADE que simulen la respuesta real de fallas monofásicas, bifásicas, trifásicas con alta y baja resistencia, en diferentes puntos, dentro y fuera de la zona de protección.


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8. ILUMINACIÓN Y TOMACORRIENTES PATIO DE CONEXIONES

8.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño y la construcción de la iluminación y los tomacorrientes en la subestación.

8.2. ILUMINACIÓN EXTERIOR

El alumbrado exterior para las vías de acceso, perimetrales y zonas de parqueo debe ser con luminarias de vapor de sodio de alta presión 150W, 208V, con reflector de aluminio anodizado con electro abrillantado de dispersión lumínica uniforme y equipado con vidrio templado resistente al impacto y a alta temperatura. El nivel de iluminación de estas zonas deben ser de 20 luxes, altura de instalación 8 metros e ínter distancias aproximadas de 30 a 35 metros.

Los elementos de sujeción de las luminarias deben ser de acero galvanizado en caliente, así mismo tener brazo metálico para la instalación de la luminaria si el poste no lo tiene incorporado a él.

La iluminación de las vías secundarias debe ser con luminarias ornamentales de sodio de alta presión, con una altura de instalación de 3.5 a 4 metros, 70W, 208V. El nivel de iluminación debe ser de 15 luxes e ínter distancias de instalación aproximadamente de 12 metros.

8.3. TOMACORRIENTES

En la zona de la subestación encapsulada, se deben dejar tomacorrientes trifásicas 208V y/o 480V, con la capacidad para la conexión de las plantas de tratamiento de gas.

En toda la extensión de los patios se debe dejar tomas trifásicas y monofásicas tipo necesarias para poder efectuar el mantenimiento de los equipos, a una distancia no mayor de 15 metros hasta los equipos a mantener.

8.4. TOMAS TELEFÓNICAS

Se debe prever una red telefónica en la zona de equipos para instalar salidas en diferentes puntos estratégicos.

8.5. INVERSOR Y FUENTE DE POTENCIA ININTERRUMPIDA

Su función es alimentar cargas de corriente alterna que no admitan interrupciones en su


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fuente de alimentación. Sin embargo estas cargas no deben ser esenciales para el control, supervisión o protecciones caso en el cual deben alimentarse directamente del sistema de corriente continua.

La forma de onda y el rango de variación de tensión deben ser adecuados para los equipos alimentados.

8.6. REGULACIÓN EN LOS CIRCUITOS DE SERVICIOS AUXILIARES

Los conductores de los circuitos de servicios auxiliares deben escogerse con una sección suficiente que garantice que la caída de tensión por regulación entre el tablero principal y cualquier dispositivo final sea inferior al 5% en corriente alterna y motores de corriente continua e inferior al 3% en los demás circuitos.


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9. SISTEMAS DE TELECOMUNICACIONES

9.1. ALCANCE

En este capítulo se especifican los sistemas de telecomunicaciones Fibra Óptica (F.O) que se deben suministrar e instalar en las subestaciones del proyecto.

9.2. NORMAS

Los sistemas suministrados deben cumplir los requisitos aplicables de las normas publicadas por las siguientes entidades:

UIT-T: Unión Internacional de Telecomunicaciones – Sección Telefonía.

UIT-R: Unión Internacional de Telecomunicaciones – Sección Radio.

FCC: Federal Communications Comission (USA).

TIA/EIA: Telecommunications Industries Association – Electronic Industries Association.

Ministerio de Comunicaciones.

Icontec, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación.

Los equipos electrónicos deben soportar las sobretensiones transitorias y el ruido electromagnético propios de las subestaciones de extra alta tensión, para lo cual deben cumplir, como mínimo, con las normas de las series 60255 de IEC. (Comisión Electrotécnica Internacional). En caso de existir varias categorías de requisitos en esta norma, se debe cumplir con el requisito de mayor exigencia, a menos que se especifique lo contrario.

9.3. CONFIABILIDAD Y DISPONIBILIDAD

Para cada sistema de telecomunicaciones se debe garantizar una disponibilidad superior al 99.8%, sin considerar causas de fuerza mayor o caso fortuito.

El proponente debe informar el tiempo medio entre fallas (MTBF) de los equipos del sistema de telecomunicaciones, tanto en sus componentes por equipo, como en la cadena que conforma todo el trayecto, según se indica en la topología del sistema.

El proponente debe recomendar los repuestos y los recursos de personal y personal de mantenimiento propio que garanticen la disponibilidad solicitada. En principio, se considera redundancia con tarjetas de circuito duplicadas, de funciones específicas, instaladas en cada subestación.

9.4. DESCRIPCIÓN

La transmisión de datos y voz desde las subestaciones del proyecto hasta el Centro de


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Control de Transmisión la EMPRESA (CCT) se realizará utilizando sistemas de fibra óptica y/o microondas contratados por la EMPRESA a otros operadores proveedores de servicios de telecomunicaciones desde las subestaciones. El Contratista será responsable de supervisar todos los trabajos en las terminales mencionadas para que la integración quede completa en todos sus aspectos.

9.5. VOZ Y DATOS

Para el sistema de telecomunicaciones para la transmisión de voz y datos al CCT de la EMPRESA se consideran posibilidades con operadores de servicios de comunicaciones, de las cuales la EMPRESA seleccionará una para ser contratada posteriormente, según los servicios requeridos en las subestaciones por el proyecto final, mediante Contratación de los servicios de Carrier. Cualquiera de estos sistemas se debe interconectar a la red de telecomunicaciones de la subestación.

Los operadores de estas redes prestarán el servicio de telecomunicaciones de respaldo hasta el CCT, a cargo de la EMPRESA. El Contratista será responsable de supervisar todos los trabajos en las terminales mencionadas para que la integración quede completa en todos sus aspectos.

9.6. ASIGNACIÓN DE CANALES

El contratista debe garantizar la continuidad de los servicios y la conservación de los esquemas de comunicaciones existentes, establecidos a través de fibra óptica.

Para la Subestación y su integración, el contratista debe diseñar y proveer los servicios en un ancho de banda de mínimo un Mega-Bit, con los siguientes servicios:

Tabla 11.6.1

ID Recurso Canales Cantidad Terminal Observaciones

TP Teleprotección 4 Equipo de S/E Por cada enlace,

Entre S/E adyacentes

Vo Voz Operativa 1 Digital CCT de EEB - S/E

Va Voz

Administrativa 2 Digital CCT de EEB -S/Es

Vp Red Pública 1 Digital/Análogo Operador

Fax Canal Fax 1 Digital/Análogo Operador

D Datos 2 S/E

Datos,señalización, telemetría,

supervisión y telecomando

D Datos 2 S/E

Datos para la Gestión de

información e Ingeniería

TV Video 1 S/E Video,


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9.7. CAPACIDAD DE EXPANSIÓN

Los equipos de transmisión y los de multiplexación deben tener la capacidad para manejar hasta 2E1s (es decir 2x2048 Kb/seg).

9.8. EQUIPOS TERMINALES PARA LOS SISTEMAS DE TELECOMUNICACIONES

9.8.1. EQUIPO DE TELEPROTECCIÓN

El equipo de teleprotección debe tener mínimo cuatro comandos, cada uno de estos se debe poder seleccionar independientemente para que trabaje en esquemas de bloqueo, de disparo permisivo o disparo directo, cumpliendo con las exigencias de fiabilidad, seguridad y tiempo de transmisión que cada esquema en particular demande.

La seguridad contra comandos falsos debe ser incrementada mediante la verificación simultánea del estado de la señal de guarda y de la señal de comando, y evaluando continuamente la hipótesis de interpretar el ruido como un comando. El piloto del PLP puede ser usado como guarda.

Con el objetivo de asegurar el mejor resultado posible a una relación S/N dada, la seguridad, la fiabilidad y el tiempo de transmisión, deben poder ser escogidos ajustando los niveles de bloqueo y de decisión en el receptor.

Si se presenta más de un comando simultáneamente, éstos deben poder ser enviados simultáneamente, o en su defecto, enviar uno de estos de acuerdo con la siguiente prioridad:

Primero: disparo directo.

Segundo: disparo permisivo 1 (o bloqueo de disparo 1).

Tercero: disparo permisivo 2 (o bloqueo de disparo 2).

Cuarto: disparo permisivo 3 (o bloqueo de disparo 3).

Si el equipo de teleprotección trabaja en la banda suprafónica, éste debe tener la frecuencia central programable.

El equipo debe desactivar el circuito de voz durante la transmisión de un comando de teleprotección, de forma tal que se refuerce la señal con el fin de mejorar la relación señal a ruido (S/N). Cada señal de teleprotección debe tener un contador de operaciones en la parte frontal del equipo.

El equipo de teleprotección debe tener facilidades para probar los canales de teleprotección, de forma tal que desde un solo terminal se puedan enviar los comandos y se reciba el eco del terminal remoto. El equipo debe poder discernir entre comandos reales y comandos de prueba, de forma tal que estos últimos no causen disparos indeseados.

El equipo de teleprotección debe tener alarmas por bajo nivel de la señal, relación S/N deficiente y por falla en la prueba. Cuando cualquiera de éstas esté presente, se debe bloquear la salida de comandos.


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9.8.2. OTROS EQUIPOS TERMINALES

Deben ser suministrados equipos terminales de usuario de construcción robusta y marca de reconocida calidad, en los siguientes tipos:

Aparato telefónico análogo, con teclado DTMF, manos libres

Sistema telefónico inalámbrico de una/dos líneas, con teclado DTMF, que tenga un cubrimiento garantizado dentro del patio de la subestación

Equipo telefacsímil, grupo III, para papel bond, película o toner de fácil consecución en el mercado nacional.

Enrutador/switch (principal y de respaldo) para red LAN/WAN, con puertos para UTP/FO, según sea el diseño de la red LAN y V.35 para la conexión al sistema de transmisión de fibra óptica.

Computador PC portátil, última generación, con puertos RS-232, infra-rojo y USB, sistema operativo (preferible Windows) y aplicación instalada de gestión de red.

9.9. PRUEBAS DE ACEPTACIÓN

9.9.1. PRUEBAS DE LOS EQUIPOS DE TRANSMISIÓN

Verificación de la tensión de alimentación.

Medida de la potencia de transmisión directa y reflejada.

Verificación de la frecuencia de operación.

Medida de la desviación de modulación.

Medida de la sensibilidad del receptor.

Medidas del nivel de la banda base.

Comprobación de alarmas.

9.9.2. PRUEBAS DEL SISTEMA DE ALIMENTACIÓN

Niveles de voltaje de salida de los cargadores de baterías, en igualación y ecualización. Graduaciones.

Regulación y capacidad de corriente de los cargadores de baterías.

Alarma y desconexión del cargador por bajo nivel de batería.

Alarma por falla de alimentación.

Densidad del electrolito.

Autonomía de los bancos de batería a plena carga.

9.9.3. PRUEBAS DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS

ELÉCTRICAS

Se deben verificar las condiciones del sistema de tierra para protección contra descargas eléctricas y de los protectores para CA, CD y de línea. Se deben efectuar como mínimo las siguientes mediciones y/o verificaciones:

Estado del pararrayos.


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Estado y conexiones del cable de bajante del pararrayos, de las tomas y de la malla de tierra.

Resistencia de la toma a tierra de los equipos con respecto a la malla de tierra de la subestación.

Resistividad del terreno.

Protecciones AC (varistores, filtros de red, breakers).

Protecciones DC (varistores, breakers, fusibles).

Protectores de línea de estado sólido.

9.10. REPUESTOS

Para cada tipo de terminal en la subestación, se debe entregar instalada una tarjeta adicional, cuya operación dentro del sistema pueda ser configurada a partir del sistema de gestión.

Adicionalmente se deben recomendar los repuestos que permitan atender oportunamente las fallas que puedan presentarse en el sistema.


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10. MALLA A TIERRA

10.1. ALCANCE

A continuación se especifican los requisitos para el diseño y la construcción de la malla de tierra con los elementos y herramientas especiales.

10.2. DISEÑO

El Contratista es el responsable del diseño de la malla a tierra de la subestación del proyecto, así como las mediciones de resistividad de terreno de donde se instalará la malla a tierra de la Subestación. El diseño debe estar de acuerdo con la última revisión de la norma IEEE-80. El diseño y las medidas de resistividad deben ser aprobados por la EMPRESA.

La resistencia máxima de la malla de la subestación debe ser 1 Ohm.

Las corrientes de falla a tierra, para efectos del diseño de la malla, es el siguiente:

TABLA 10.2:

SUBESTACIÓN VOLTAJE (kV) Icc (kA)

Norte 500 40

Norte 230 40

Sogamoso 500 40

Nueva esperanza 500 40

El tiempo de duración de la falla para efectos de diseño de las mallas a tierra se debe tomar como 0,5 segundos.

10.3. MATERIALES

El Contratista debe suministrar el cable de cobre desnudo, las varillas de puesta a tierra y los materiales requeridos por la instalación de la malla a tierra. Los materiales suministrados deben cumplir los siguientes requisitos:

10.3.1. CABLES DE COBRE DESNUDO

Deben ser fabricados con alambre de cobre suave, electrolítico, recocido, sin estañar, trenzados en capas concéntricas. La malla principal y las conexiones a los equipos de potencia se deben hacer con conductores de cobre de calibre no menor a 4/0AWG. Los conductores equipotenciales deben tener un calibre no inferior a No 2/0AWG.

Todo el equipo eléctrico y partes metálicas expuestas, deben tener al menos, dos conexiones a la malla de tierra independientes.

Los cables deben probarse de acuerdo con la norma ASTM-B3.


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10.3.2. VARILLAS DE PUESTA A TIERRA

Deben ser de acero recubiertas en cobre (Copperweld) de longitud mínima de 1.80m y 22mm de diámetro. Pueden usarse varillas más largas para obtener el valor de resistencia especificado.

10.4. CONEXIONES

Las uniones de la malla, sus conexiones a los equipos y a las varillas deben hacerse mediante soldadura exotérmica o conectores de compresión.

10.5. CARACTERÍSTICAS DE LA MALLA

Deben preverse cajas de inspección en diferentes sitios de la malla.

Las cercas metálicas de cerramiento se deben conectar a la malla cada 5m, y deben tener varillas de puesta a tierra cada 20m.

Deben preverse varillas de puesta a tierra para las bajantes de los neutros, divisores capacitivos de tensión y pararrayos.

10.6. PRUEBAS

Una vez construida la malla se deben medir la resistencia y las tensiones de paso y contacto en sitios representativos, de acuerdo con la norma IEEE 81. En caso de superarse los valores límites se deben realizar los complementos necesarios.


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11. REPUESTOS Y HERRAMIENTAS ESPECIALES

11.1. ALCANCE

Este numeral describe los repuestos y herramientas especiales que se deben cotizar con el fin de que la EMPRESA pueda tomar la mejor decisión técnico-económica para incluirlos o no dentro del alcance de los suministros.

11.2. REPUESTOS

Se deben cotizar equipos de repuesto del mismo tipo a los incluidos en la oferta del proyecto, así como partes de repuesto de equipos tales como interruptores, seccionadores, CTs. PTs, Cuchillas de puesta atierra, equipos electrónicos, componentes de tableros, sistema de comunicaciones, sistemas de control, sistemas contra incendio y demás equipos que contengan piezas remplazables.

Los repuestos suministrados se deben empacar de tal manera que resistan el transporte y almacenaje por periodos prolongados. Las cajas deben tener una identificación clara y duradera del contenido, del equipo al cual pertenecen los repuestos, del proveedor, de la EMPRESA y del contrato.

11.3. HERRAMIENTAS ESPECIALES

Se deben recomendar y cotizar todas las herramientas especiales que se requieran para el mantenimiento o remplazo de los equipos y sistemas del proyecto. Dentro de la cotización se deben incluir además las siguientes herramientas especiales, las cuales se solicitarán según criterio de la EMPRESA:

Tabla 13.3

Item Descripción Cantidad

1 Clavijas de prueba para relés, de cada tipo (Peines) 2

Se debe incluir en la oferta la descripción y especificaciones de las herramientas especiales cotizadas.


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12. MONTAJE, PRUEBAS DE CAMPO Y PUESTA EN SERVICIO

12.1. ALCANCE

Las presentes especificaciones contemplan los lineamientos generales que debe cumplir el Contratista para el montaje, pruebas y puesta en servicio de la subestación.

12.2. GENERALIDADES

El montaje de cada componente, equipo o sistema incluye, según sea aplicable, la revisión, protección contra lluvia o suciedad, instalación, alineamiento, nivelación, fijación, desbloqueos, calibraciones, pulido, limpieza, pintura, identificación del equipo, conexiones de alta tensión, conexiones de baja tensión, identificación de conductores, conexión de tierra, verificaciones de correcta instalación o funcionamiento, elaboración y entrega de planos “tal como construido”.

Las pruebas en sitio incluyen las medidas y verificaciones necesarias para demostrar que el componente, equipo o sistema, no tiene daños, está correctamente instalado, cumple las funciones para las cuales fue previsto e informar sobre las condiciones iniciales para los registros históricos del mantenimiento. Si alguna prueba no es satisfactoria, se deben corregir las causas y repetir la prueba. Todas las pruebas deben constar en formatos previamente aprobados por la EMPRESA.

La puesta en servicio de un componente, equipo o sistema representa su condición normal de operación, integrado al resto de componentes de la subestación cuando ésta se encuentra operando en las condiciones de transmisión para las cuales fue prevista.

Para los montajes, pruebas y puesta en servicio se deben utilizar las herramientas y equipos adecuados, en buen estado, con calibración certificada y vigente.

El personal debe ser calificado y con experiencia para la labor que desempeñe.

12.3. MONTAJE

El montaje de los equipos se debe realizar de acuerdo con las instrucciones generales de los fabricantes, los planos e instrucciones particulares elaboradas por el Contratista y aprobados por la EMPRESA, y bajo la supervisión del personal especializado del fabricante y la EMPRESA.

El personal del Contratista debe tener todos los medios y elementos de seguridad que minimicen los riesgos de accidentes.

Todas las actividades del montaje deben obedecer a una justificación técnica y el Contratista debe disponer de los medios adecuados para comprobar que se cumplen tales justificaciones.

Las instrucciones y métodos de montaje deben garantizar que los componentes, equipos y sistemas permanezcan en condiciones óptimas de operación durante períodos


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prolongados, sin requerir mantenimientos o ajustes frecuentes, inmunes a las condiciones climatológicas y a las perturbaciones electromagnéticas, protegidos contra entrada de animales o acumulación de agua, y minimizando los riesgos de iniciar o propagar incendios.

12.4. PRUEBAS DE CAMPO

12.4.1. SUPERVISIÓN DEL FABRICANTE

Las pruebas de campo las ejecutará el Contratista con supervisión del fabricante de los equipos o el diseñador de los sistemas. El supervisor debe proponer los formatos para el registro de la prueba de los equipos. El Contratista debe elaborar los protocolos de las pruebas y verificaciones para la puesta en servicio.

12.4.2. PLAN DE PRUEBAS

El Contratista debe elaborar un plan de pruebas que incluya al menos la siguiente información:

Equipo o sistema a probar.

Fecha prevista para la ejecución de las pruebas.

Objeto y descripción de la prueba

Normas que rigen la prueba.

Procedimientos, incluyendo formato del fabricante o diseñador para el registro de la prueba.

Parámetros que se deben medir.

Esquemas o ayudas para ubicar los instrumentos en los sitios requeridos.

Equipos e instrumentos de prueba y criterios de calibración.

Identificación de riesgos y medidas de mitigación.

Criterios de aceptación de las pruebas.

Cálculos requeridos.

Guías para elaborar las conclusiones.

Las pruebas deben incluir todas las medidas y comprobaciones de funcionamiento de los equipos individuales y del conjunto de sistemas que demuestren que los trabajos realizados en campo por el personal del Contratista se ajustan a las instrucciones de montaje y a los planos. Que los equipos y sistemas cumplen los objetivos para los cuales fueron diseñados. Que no se han cometido errores u omisiones. Que ningún equipo o sistema está incompleto o ha sufrido daño durante su transporte, almacenamiento, montaje, configuración o conexión. Que se disponen de los datos iniciales para realizar el seguimiento a eventuales degradaciones durante la operación normal.

Para la selección de las pruebas de campo se debe tener en cuenta que todo equipo o sistema debe demostrar, mediante una prueba verificable por la EMPRESA, su óptima condición.

El plan de pruebas de cada componente, equipo o sistema requiere aprobación de la EEB.


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En la oferta se debe incluir un resumen de las pruebas propuestas y de los equipos de pruebas que se pretenden utilizar.

12.5. PUESTA EN SERVICIO

Una vez finalizadas y aprobadas por la EMPRESA las pruebas de campo de la subestación, el Contratista debe proceder a realizar las pruebas de integración y de conjunto y las pruebas de energización de las bahías de línea, barrajes, acopladores y transformador, bajo la dirección del Centro de Control de Transmisión CCT de la EMPRESA.

Todos los equipos y sistemas deben ser sometidos a una inspección final bajo la prueba de operación comercial, mediante la cual se deben realizar las maniobras, observaciones y medidas que permitan verificar, en cuanto sea posible, que el funcionamiento, medidas y registros asociados son los esperados.

Esta verificación incluye los equipos y sistemas de la subestación así como su reflejo en el Centro de Control de la EMPRESA.

La actividad de “Puesta en Servicio” debe incluirse en los protocolos de pruebas que debe entregar el Contratista.


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13. OPERACIÓN, CAPACITACIÓN Y ENTREGA

13.1. ALCANCE

En esta sección se describe la operación del proyecto que debe realizar el Contratista una vez concluida la fase de puesta en servicio y la capacitación que debe impartir al personal de la EMPRESA.

13.2. OPERACIÓN

Una vez se hayan terminado satisfactoriamente todas las pruebas de puesta en servicio de la subestación, la EMPRESA, en coordinación con el Centro Nacional de Despacho, autorizará la entrada en operación comercial de la subestación y por lo tanto se deben conectar los nuevos elementos (barrajes, líneas y transformador) al Sistema de Transmisión Nacional.

La operación se debe realizar de acuerdo con las reglamentaciones vigentes para el Sistema de Transmisión Nacional, y con supervisión desde el Centro de Control de la EMPRESA a cargo de esta última.

Durante el período inicial mencionado, sesenta (60) días, el Contratista debe tener disponible un ingeniero que conozca los detalles de los sistemas de control, protecciones y comunicaciones de la subestación para resolver las dudas y corregir los inconvenientes y anomalías que se pudieran presentar. Este ingeniero debe poderse comunicar en cualquier momento con el personal del Centro de Control de la EMPRESA y si es necesario se debe desplazar a sus instalaciones para dar las instrucciones a que haya lugar.

El ingeniero debe conocer los detalles del diseño de los sistemas de control, protecciones y servicios auxiliares de la subestación, conocer los detalles de los interruptores, seccionadores y haber participado en las pruebas de puesta en servicio de los componentes mencionados.

13.3. CAPACITACIÓN

El Contratista junto con sus supervisores de montaje y sus ingenieros de pruebas de puesta en servicio, deben preparar un curso de entrenamiento y capacitación para instruir y entrenar al personal de la EMPRESA en aspectos relacionados con el conocimiento detallado de los equipos, su operación y mantenimiento preventivo y correctivo.

En este sentido, deben divulgar y transmitir en forma precisa, el detalle de la información relevante contenida en los planos y en manuales de montaje, operación y mantenimiento, para lo cual el Contratista debe prever el tiempo necesario.

Las labores mencionadas deben ser realizadas en idioma español y a completa satisfacción de la EMPRESA.


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El Contratista debe remitir a la EMPRESA, con treinta (30) días de anticipación al inicio de las labores de capacitación, todo el material didáctico que se vaya a utilizar en la instrucción y el entrenamiento. Igualmente debe informar de ayudas didácticas tales como computadores, proyector de acetatos, videobeam, etc., que va a utilizar.

El Contratista debe presentar un programa preliminar de capacitación con las siguientes actividades:

Instrucción: Esta actividad se debe desarrollar en aula, en donde se debe realizar una presentación teórica del principio de funcionamiento del equipo y del desempeño que se espera de éste.

Entrenamiento: Esta actividad se debe desarrollar en el campo, en donde se debe presentar la concepción general del equipo o plano, analizar cada uno de sus módulos o componentes, indicar las pautas para mantenimiento, dar las guías para reparación, dar las pautas para la utilización de los equipos de pruebas y herramientas especiales asociados. En general, proveer suficiente conocimiento de los equipos y de los planos al personal de la EMPRESA, de forma tal que éstos queden aptos para operar, mantener y reparar todos los equipos y sistemas de la subestación.

Supervisión de montaje: Esta actividad tiene como objetivo constatar que los equipos y sistemas queden adecuadamente instalados, sin que se presenten riesgos para su integridad y de forma tal, que se pueda tener el máximo provecho de sus capacidades. Esta actividad debe ser realizada en conjunto entre el Contratista y el personal de la EMPRESA

Puesta en servicio: Esta actividad tiene como objetivo realizar todas las medidas calibraciones, ajustes, configuraciones y pruebas que sean necesarias para verificar el correcto funcionamiento de los equipos y sistemas. De igual forma, se debe propender para que los equipos queden integrados de forma óptima a los sistemas de que hacen parte. Esta actividad debe ser realizada en conjunto entre Contratista y el personal de la EMPRESA.

13.4. ENTREGA

La entrega de la subestación se debe realizar una vez que se hayan corregido a satisfacción de la EMPRESA todos los elementos y sistemas que hayan presentado anomalías durante la prueba de operación comercial.


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14. ESTUDIOS, DISEÑOS, PLANOS, MANUALES

14.1. ALCANCE

En esta sección se describen los estudios, diseños, planos y manuales a cargo del Contratista.

14.2. NORMAS

Las normas que se deben utilizar son las de la IEC, del IEEE.

14.3. ESTUDIOS Y CÁLCULOS

Los trabajos a cargo del Contratista incluyen como mínimo los siguientes estudios, cálculos e informes asociados al diseño electromecánico, pero sin limitarse a estas y cumpliendo con el código de redes y los requerimientos del CND, vigentes:

Sobretensiones y coordinación de aislamiento.

Distancias eléctricas y de seguridad.

Mallas de tierra.

Apantallamiento.

Barrajes, interconexiones y cable de guarda.

Servicios auxiliares.

Distancias de fuga.

Cargas mecánicas.

Ajuste y estudio de coordinación de protecciones eléctricas y registradores de fallas.

Equipos de comunicaciones.

Circuitos secundarios de tensión y corriente.

Disponibilidad del sistema de control.

Aire acondicionado, ventilación y equipos contra incendio.

Especificaciones detalladas.

Características técnicas garantizadas.

Para la elaboración de los estudios y cálculos se deben tener en cuenta las especificaciones y criterios de prediseño entregados por la EMPRESA, las normas y recomendaciones de la Comisión Electrotécnica Internacional, el IEEE, el CIGRE, el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, así como las prácticas de la ingeniería eléctrica usuales en proyectos de características similares.

La información entregada por la EMPRESA es de referencia y por lo tanto debe ser verificada, ampliada y eventualmente modificada por el Contratista, con el objeto de que los estudios y cálculos se ajusten a las necesidades del proyecto.

El alcance de los estudios y cálculos es el siguiente:


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14.3.1. SOBRETENSIONES Y COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

Se debe simular el sistema de líneas y subestaciones de 500kV y 230kV y calcular las máximas sobretensiones estacionarias y transitorias originadas por descargas atmosféricas y maniobras de los interruptores. Las sobretensiones se deben calcular en diferentes puntos de las líneas de transmisión, sobre los equipos de las subestaciones y sobre los polos abiertos de los interruptores.

Para las descargas atmosféricas se deben considerar las que inciden en las líneas sobre el cable de guarda, las torres y los conductores de fase.

Para maniobras se deben considerar apertura y cierre de líneas en vacío y en carga, apertura y recierre en condiciones de fallas trifásicas y monofásicas.

Los casos a simular deben corresponder a los que generen las mayores exigencias, para diversas topologías del sistema de potencia.

Con los resultados de las simulaciones de descargas atmosféricas y maniobras de interruptores se deben verificar los niveles de aislamiento requeridos para impulso atmosférico, ondas recortadas y sobretensiones por maniobras para los diferentes equipos y tipos de aislamientos. También se deben seleccionar las características y la ubicación de los descargadores de sobretensiones (pararrayos) que garanticen una adecuada coordinación de aislamiento.

14.3.2. MALLA A TIERRA

Para la subestación se debe medir la resistividad del terreno en diversos sitios y con diferentes separaciones de electrodos para establecer un mapa de resistividad y profundidad de dos capas o multicapa.

Considerando la corriente máxima de falla a tierra y su duración, se debe calcular la sección de los conductores de la malla a tierra, sus conexiones a los diferentes equipos y la disposición de la malla de tierra que garantice que el conductor no sobrepasa la temperatura máxima tolerable ni se superan los valores límites de tensiones de paso, contacto y malla en ningún punto de la subestación. La resistencia total de la malla debe ser inferior a 1Ω.

Una vez construida la malla de tierra se debe comprobar que las tensiones y resistencias medidas sean inferiores a las calculadas.

14.3.3. APANTALLAMIENTO

Con los datos de nivel ceráunico suministrado por la EMPRESA en cada sitio, se debe dimensionar el apantallamiento requerido en la subestación con el fin de minimizar la probabilidad de descargas directas sobre los equipos.

14.3.4. BARRAJES, INTERCONEXIONES Y CABLE DE GUARDA

Se deben determinar las dimensiones, configuración y especificaciones requeridas por los conductores rígidos y flexibles de los barrajes, interconexiones de los equipos y cable de guarda, para garantizar que no se sobrepasan los límites térmicos ni se produce efecto


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corona en operación normal, en corto circuito ni con descargas atmosféricas.

14.3.5. DISTANCIAS DE FUGA

Con base en la información de contaminación ambiental en cada sitio se debe definir las distancias de fuga mínima en los equipos y en los aisladores.

14.3.6. CARGAS MECÁNICAS

Se deben calcular las cargas mecánicas sobre equipos, barrajes, conductores, estructuras y tableros debidas a sismos, corto circuito y viento.

14.3.7. AJUSTE DE PROTECCIONES Y REGISTRADORES DE FALLAS

El Contratista es responsable por determinar el ajuste de las protecciones, de las teleprotecciones y de los registradores de fallas. Esta labor se debe ejecutar en forma concertada con la EMPRESA. Para tal efecto la EMPRESA entregará los criterios de ajuste utilizados en el Sistema de Transmisión Nacional y facilitará la utilización del software de coordinación de protecciones CAPE.

La base de datos disponible en la EMPRESA contiene las protecciones existentes en el sistema de la EMPRESA; en desarrollo del proyecto, esta base de datos debe ser ampliada con la información de las nuevas líneas, transformadores y sus protecciones asociadas, así como con los datos suministrados a la EMPRESA por los demás propietarios del Sistema de Transmisión Nacional.

El Contratista es responsable de explicar las particularidades de los diferentes ajustes disponibles en las protecciones suministradas y recomendar los criterios para su adecuada utilización.

Para las protecciones de pararrayos se debe disponer de toda la información relativa a estos elementos, tal que permita ajustar las protecciones considerando los límites reales de estos equipos.

Durante la ejecución del estudio de ajuste de protecciones, la EMPRESA participará para aprobar el enfoque propuesto y los resultados obtenidos.

El Contratista debe definir los ajustes de todas las protecciones, aunque algunas de ellas no figuren dentro de la base de datos del programa CAPE. En estos casos se deben discutir con la EMPRESA los criterios de ajuste propuestos así como el soporte técnico de los mismos.

El Contratista es libre de desarrollar el estudio de coordinación de protecciones utilizando una herramienta computacional que proporcione seguridad demostrando que ha sido utilizada en otros proyectos con buenos resultados.

14.3.8. CIRCUITOS SECUNDARIOS DE TENSIÓN Y CORRIENTE.

Se debe calcular la carga en los circuitos secundarios de tensión y corriente de los transformadores de medida, la cual debe estar dentro de los límites tolerables para mantener la precisión de las medidas y de las protecciones.


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14.3.9. DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA DE CONTROL.

Se debe calcular la disponibilidad esperada del sistema de control a partir de los datos estadísticos de tiempo medio entre fallas de los componentes y del tiempo medio de reparación posible de obtener con los repuestos suministrados y la capacidad de respuesta del personal de mantenimiento de la EMPRESA.

14.3.10. EQUIPOS DE COMUNICACIONES.

Se deben realizar los cálculos de propagación, atenuación relación señal a ruido de los equipos de comunicaciones y verificar su adecuación a las necesidades del proyecto. También se deben determinar los ajustes de los tiempos de respuesta y reposición de los equipos de teleprotección.

14.3.11. AIRE ACONDICIONADO, VENTILACIÓN Y EQUIPOS CONTRA

INCENDIO.

El Contratista debe realizar los cálculos detallados para determinar las dimensiones y los ajustes de los sistemas de aire acondicionado, ventilación y equipos contra incendio.

14.3.12. ESPECIFICACIONES DETALLADAS.

Con base en los documentos del contrato y en los resultados obtenidos con los diseños y cálculos realizados, el Contratista debe elaborar las especificaciones detalladas y definitivas de todos los equipos y sistemas de la subestación.

14.3.13. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS.

Con base en las especificaciones detalladas definitivas, las normas IEC aplicables y las particularidades del proyecto, el Contratista debe elaborar cuadros de características técnicas garantizadas de los equipos y sistemas suministrados. Los valores de las características garantizadas deben demostrar que se cumplen los requisitos de las especificaciones y de las normas. También deben contener la información completa para realizar simulaciones de sobretensiones estacionarias y transitorias así como servir de referencia para comparar con los datos obtenidos en las pruebas tipo, de rutina, de puesta en servicio y de mantenimiento.

14.4. DISEÑOS Y PLANOS

Para la elaboración de los diseños y planos se deben tener en cuenta las especificaciones, criterios de prediseño y planos entregados por la EMPRESA, las normas y recomendaciones de la Comisión Electrotécnica Internacional, el IEEE, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, la información entregada por los propietarios de las subestaciones existentes, los levantamientos realizados por el Contratista así como las prácticas de la ingeniería eléctrica usuales en proyectos de características similares.


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La información entregada por la EMPRESA y los propietarios de las subestaciones existentes es de referencia y por lo tanto debe ser verificada, ampliada y eventualmente modificada por el Contratista, con el objeto de que los diseños y planos se ajusten a las necesidades del proyecto.

Los planos y diseños del proyecto deben incluir la siguiente información:

14.4.1. PLANOS DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN

Dimensiones y masas.

Material de los componentes y su ubicación.

Máximas fuerzas admisibles sobre los bornes.

Esfuerzos mecánicos sobre las estructuras y fundaciones.

Detalles de los bornes de alta tensión y de puesta a tierra.

Detalle de las cajas terminales.

Parámetros eléctricos.

Línea de fuga.

Distancia de arco.

Detalle para fijación a la estructura soporte.

Volumen de aceite o SF6.

Dimensiones máximas y mínimas de la porcelana.

Centro de gravedad.

Centro del área proyectada.

Área proyectada.

Detalles de pernos, tuercas y arandelas para fijación a la estructura soporte.

Frecuencia natural.

Amortiguamiento.

14.4.2. PLANOS DE PLANTAS Y CORTES

Forma de la conexión entre secciones, compartimientos, equipos y barrajes.

Verificación de distancias eléctricas.

Localización de cajas terminales y gabinetes de agrupamiento.

Ubicación e identificación de equipos de alta tensión, conectores de alta tensión y de puesta a tierra, conductor, cable de guarda y barraje tubular.

Localización de vías con las distancias de seguridad para circulación.

14.4.3. DIAGRAMAS DE PRINCIPIO.

Diagramas unifilares y trifilares con dispositivos de medida y protección.

Diagrama de protección, incluida la lógica de disparo.

Diagramas esquemáticos de control y protección.

Diagramas de medición.

Diagrama de flujo de secuencias de maniobra.

Diagramas lógicos de enclavamientos.

Diagrama unifilar del sistema de registro de fallas.

Diagrama unifilar del sistema de comunicaciones.


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Arquitectura del sistema de control

14.4.4. DIAGRAMAS DE CIRCUITO (ESQUEMÁTICOS)

Los diagramas de circuito deben contener todos los diagramas de secuencias y diagramas secuenciales en el tiempo que sean necesarios para clarificar la operación del sistema. Deben mostrar todos los terminales de reserva, y contactos de relés.

14.4.5. DIAGRAMAS DE DISPOSICIÓN FÍSICA DE ELEMENTOS.

Los diagramas de localización deben contener información detallada sobre la localización de componentes del equipo, por ejemplo borneras, unidades enchufables, subconjuntos, módulos, etc. y deben mostrar la designación del ítem que se usa en los diagramas y tablas donde son utilizados.

14.4.6. PLANOS DE SERVICIOS AUXILIARES Y DE EMERGENCIA

Diagramas unifilares.

Planos de disposición.

Planos esquemáticos.

Planos de cableado.

Planos de disposición física de equipos en los tableros.

Lista de materiales y equipo con sus características técnicas.

14.5. TABLAS DE CABLEADO.

Tabla de alambrado interno: Esta tabla debe mostrar todas las conexiones dentro de una unidad de una instalación.

Tabla de cableado externo: Esta tabla debe representar todas las conexiones entre las diferentes unidades de una instalación.

Tabla de borneras: Esta tabla debe mostrar todas las borneras y bornes (con su disposición física) y los conductores internos y externos conectados a aquéllos.

14.6. LISTA DE CABLES.

En esta lista se debe consignar por cada cable, el calibre tipo, sus puntos de conexión y longitud.

14.7. MANUALES

El contratista debe entregar los siguientes manuales de instrucciones, en español, para cada una de las subestaciones:


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Manuales de montaje, operación y mantenimiento para cada uno de los equipos.

Manual de operación del sistema de control de la subestación.

Manual de operación del sistema de protecciones y alarmas.

Manual de operación y mantenimiento del sistema de comunicaciones.

Manual de operación y mantenimiento del sistema contra incendio.

Manual de operación y mantenimiento del sistema de aire acondicionado.

Manual de operación y mantenimiento como conjunto para la subestación Norte.

Los manuales de operación y mantenimiento deben incluir, donde sea aplicable, la siguiente información adicional:

Listas de empaques de repuestos.

Diagramas de circuitos impresos.

Listas de componentes y reemplazos.

Guías para ubicar fallas y procedimientos de reparación.

Instrucciones para trasporte y almacenamiento

Diagramas explicativos.

14.8. APROBACIÓN Y ENTREGA

Los estudios, diseños, planos, manuales e informes de pruebas de cada subestación, requieren aprobación por parte de la EMPRESA.

Una vez aprobados los documentos mencionados se debe entregar su versión definitiva en cuatro copias y un original en medio óptico.

Las copias se deben entregar empastadas.

Documents

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