GESTION ENERGÉTICA S.A E.S.P 

 

 

CAPITULO 5

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE SUMINISTRO

OBRAS ELÉCTRICAS PARA LA

REPOTENCIACIÓN DE LA CENTRAL DE GENERACIÓN

DIESEL DEL MUNICIPIO DE INIRIDA-GUAINIA

 

   

 

 

MANIZALES, ABRIL 2013 

 

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TABLA DE CONTENIDO

1. GENERALIDADES....................................................................................................................3 2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .................................................................................................... 3 5. NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES ......................................................................................4 6. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SUMINISTRO..........................................................5 7. CONDICIONES DE SERVICIO.................................................................................................6

7.1 CONDICIONES DE INSTALACIÓN .............................................................................................. 6 7.1.5 SISTEMAS DE SERVICIOS AUXILIARES .............................................................................. 8 7.2 REQUERIMIENTOS SÍSMICOS.................................................................................................... 9 8. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LOS EQUIPOS ......................................................................... 9

8.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS...............................................................................10 8.2.1 TROPICALIZACIÓN .................................................................................................................. 10 8.2.2 GALVANIZADO, PINTURA Y SOLDADURA ......................................................................... 10 8.2.3 GRADO DE PROTECCIÓN DE LOS EQUIPOS................................................................... 10 8.2.4 PROTECCIÓN DE SUPERFICIES.......................................................................................... 10 8.2.5 MARCAS Y PLACAS DE IDENTIFICACIÓN DE EQUIPOS ............................................... 11 8.2.6 PUESTA A TIERRA DE CARCAZAS Y GABINETES DE LOS EQUIPOS ....................... 12 8.2.7 PRECAUCIONES CONTRA INCENDIO ................................................................................ 12 8.2.8 REQUERIMIENTOS PARA LOS EQUIPOS .......................................................................... 12

8.3.1 PORCELANA ............................................................................................................................12 8.3 GABINETES............................................................................................................................19

8.3.1 GENERALIDADES..................................................................................................................... 19 8.3.2 ASPECTOS CONSTRUCTIVOS ............................................................................................. 19

9. INSPECCIÓN Y PRUEBAS ....................................................................................................21 9.2 INSPECCIONES DEL PROPONENTE Y RESPONSABILIDAD EN LAS PRUEBAS ......... 22 9.3 ALCANCE DE LA INSPECCIÓN DEL CONTRATANTE ......................................................... 22 9.4 PROTOCOLOS Y CERTIFICACIÓN DE PRUEBAS ................................................................ 23 9.5 ACEPTACIÓN Y NO CONFORMIDAD....................................................................................... 23 9.6 RESPONSABILIDADES DESPUÉS DE LA ACEPTACIÓN Y ENTREGA ............................ 24

10. CONDICIONES PARA LA PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN TÉCNICA............................................................................................................................................25

10.1 COMPROMISO DE ENTREGA DE DOCUMENTOS Y PLANOS DEL PROPONENTE .......................................................................................................................................... 25 10.2 INFORMES DE AVANCE DE LA FABRICACIÓN................................................................. 25 10.3 PLANOS E INFORMACIÓN CERTIFICADA QUE DEBERÁ SOMETERSE A APROBACIÓN............................................................................................................................................ 25 10.4 APROBACIÓN O COMENTARIOS DE LOS DOCUMENTOS............................................ 27 10.5 MEMORIAS DE CÁLCULO ...................................................................................................... 29 10.6 MANUALES DE EQUIPOS E INSTALACIONES .................................................................. 30

11. TRANSPORTE........................................................................................................................31 11.1 EMBALAJE Y TRANSPORTE.............................................................................................31

11.3 EMBALAJE DE PARTES DELICADAS .................................................................................. 31 11.4 GABINETES................................................................................................................................ 31 11.5 MATERIAL ELECTRÓNICO..................................................................................................... 31 11.6 CABLES....................................................................................................................................... 32

12. GARANTÍA ..............................................................................................................................33 13. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ........................................................................................34 22. ANEXOS Y PLANOS ...................................................................................................................... 115

 

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1. GENERALIDADES  Estas especificaciones contienen los requisitos generales para realizar todas las actividades de suministro, transporte y entrega en el sitio de los equipos requeridos en la presente solicitud pública de ofertas, las obras y los equipos serán ejecutadas e instalados en la central de generación diesel del municipio de Inírida departamento de Guainía.

2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Gestión Energética S.A. E.S.P está desarrollando el proyecto para la repotenciación de la central de generación de Inírida, localizada en el Municipio del mismo nombre, capital del Departamento del Guainía. La repotenciación consiste en la instalación de cuatro (4) unidades de generación diesel de 1750 kW régimen de operación Prime y demás equipos y elementos requeridos para su adecuado funcionamiento.  La Central Diesel de Puerto Inírida, está constituida por un conjunto de unidades diesel y es la fuente principal de suministro de energía. Cuatro circuitos de distribución alimentan en la actualidad el municipio de Puerto Inírida.

3. CERTIFICACIONES Será requisito indispensable para la aceptación de las obras y/o equipos la presentación de las certificaciones RETIE y/o de conformidad de los productos según corresponda.

4. ACTIVIDADES PRINCIPALES Las actividades principales que forman parte de las obras eléctricas para la repotenciación de la central de generación son las correspondientes a la fabricación, suministro, transporte, entrega en el sitio de recepción, montaje y puesta en servicio de celdas de media tensión, celdas de baja tensión, equipos de servicios auxiliares, equipo de control, medida y protección, sistema de automatización de la central sistema contraincendio, cableados de control, fuerza, potencia, comunicaciones e instrumentación y demás elementos y equipos requeridos para el proyecto de Repotenciación de la Central de generación de Inírida en las salas de máquinas, de celdas y de control, subestación y demás áreas de influencia del proyecto. Las actividades principales que comprenden los suministros y el montaje del presente pliego de condiciones son:

Fabricación, suministro, transporte, montaje, pruebas y puesta en servicio de:

 

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1. Celdas de alimentación 13,2 kV para el sistema de distribución y para la alimentación a 13,2 kv de transformador de 4 Mva, en configuración barra sencilla, incluye interruptor en vacio, transformadores de corriente, cuchillas de tierra, y DPS, celda +K12 y +K15. Se incluyen accesorios de montaje, anclaje, puesta a tierra, conexiones de alta tensión, control y fuerza, sellado de ductos y cárcamos.

2. Celdas de llegada de generación 480V, configuración barra sencilla, equipada con interruptor extraible de 3200A/525V/65KA, unidad de disparo con kit de protección de falla a tierra, motorreductor, bobinas de apertura y cierre, contactos y enclavamiento con puerta, con compartimiento lateral para cableado de control y compartimientos superior e inferior para llegada y salida de cables de potencia con barras en cobre para 3200 amperios y capacidad para conexión de 15 conductores de 350 MCM. Incluye protección contra transitorios, accesorios de montaje, anclaje, puesta a tierra, conexiones de, control y fuerza, sellado de ductos y cárcamos y un juego de 3 transformadores de corriente.

3. Estructuras metálicas para soportes de terminales de media y baja tensión de transformador de potencia.

4. Conectores de media y baja tensión.

5. Terminales de media tensión 15 kV uso exterior e interior.

6. Cables multiconductores para instrumentación, par trenzado y control.

7. Cables de fuerza.

8. Cables de media tensión.

9. Cables de potencia de baja tensión.

10. Sistema de automatización.

11. Sistema contraincendios.

Los materiales y equipos deben ser suministrados en las instalaciónes de la central de generación diesel de Puerto Inírida. Las actividades de montaje se describen en el documento de Especificaciones Técnicas de Montaje.

5. NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES

Salvo indicación en contrario, los equipos deberán ser diseñados, fabricados y ensamblados de acuerdo con las últimas normas y recomendaciones establecidas por los siguientes organismos: ICONTEC Instituto Colombiano de Normas Técnicas NEC National Electrical Code IEC International Electrotechnical Commission. RETIE Reglamento técnico de instalaciones eléctricas Alternativamente se podrán utilizar las normas y recomendaciones emitidas por:

 

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ANSI American National Standards Institute IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers NEMA National Electrical Manufacturer's Associations UL Underwriter's Laboratories, Inc. ASTM American Standards for Testing and Material.

La palabra "Norma" o "Código" utilizada en esta especificación, significará la norma seleccionada por el Proponente, de entre las Normas indicadas anteriormente.

El Código o Norma a que se refiera en esta especificación, significará el Código o Norma en su última revisión o modificación. Suministros, fabricación y/o pruebas realizadas basadas en otras Normas internacionales equivalentes, podrían ser aceptadas, siempre que ello sea acordado y establecido por escrito con el Contratante. Si el Proponente desea utilizar otros Códigos o Normas distintos a los señalados en esta especificación, deberá incluir en su Oferta información suficiente para que el Contratante evalúe la aplicabilidad de dichos Códigos o Normas.

Cualquier contradicción o conflicto entre estas Especificaciones Generales, las Especificaciones Técnicas de los Equipos y/o los Códigos o Normas aquí señalados, deberá ser comunicado por escrito al Contratante, previo al inicio de la fabricación, quien decidirá al respecto, indicando, junto con la comunicación, una recomendación para superar dichas dificultades y/o discrepancias. Después de su revisión, el Contratante emitirá la documentación revisada que resulte pertinente, para asegurar que los requerimientos han sido aclarados, correctamente interpretados y que no existen dudas y/o conflictos al respecto.

6. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SUMINISTRO Los equipos, componentes y materiales, incluidos en el suministro, serán nuevos, de primera calidad y adecuados para dar cumplimiento y/o superar los requerimientos especificados y deberán corresponder a diseños normales del fabricante, con los cuales se tenga experiencia completamente satisfactoria, en usos y condiciones similares a las especificadas en este documento, por un período mínimo de operación de cinco (5) años. Este requerimiento incluye el cumplimiento de los valores y características operacionales especificadas, disponibilidad, confiabilidad, calidad de los materiales, durabilidad del equipo en general, facilidades para mantenimiento, reparación, etc. Cualquier desviación del equipo ofrecido, respecto de estas especificaciones, o las Especificaciones Particulares de los Equipos, deberá ser establecida y justificada claramente en la oferta; la declaración de discrepancia debe ser expresa e incluirse en el formulario de información adicional a la propuesta. Si no se declaran discrepancias y/o desviaciones, se entenderá que el suministro cumplirá plenamente con lo especificado y así será exigido. No obstante, la aceptación de estas desviaciones por parte del

 

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Contratante, no liberará al Proponente de la responsabilidad de suministrar el equipo adecuado a sus propósitos.

En el suministro no deberán omitirse partes o componentes requeridos, excepto los que sean específicamente señalados en estas especificaciones y/o en las Especificaciones Técnicas de los equipos.

Los equipos y componentes, en general, deberán ser diseñados para una operación continua y prolongada y en condiciones seguras, teniendo especial consideración en las facilidades para su operación, inspección, limpieza, mantenimiento y reparación, de acuerdo a las condiciones de altura, climáticas y ambientales del lugar de instalación, las características particulares del sistema eléctrico para el cual prestarán servicio, la seguridad de las personas y la integridad física de los equipos e instalaciones.

Todo el diseño deberá someterse a la aprobación del Contratante, para lo cual se deberán presentar los planos, documentos e información certificada indicada más adelante y/o en las especificaciones particulares de los equipos.

7. CONDICIONES DE SERVICIO

7.1 CONDICIONES DE INSTALACIÓN Los equipos deberán ser diseñados para operar sin limitaciones, en forma continua, a plena capacidad, en las condiciones ambientales y de altitud existentes en el lugar de instalación y en concordancia con las características del sistema eléctrico indicadas en el presente documento, y otros requerimientos particulares establecidos en las Especificaciones Técnicas de los equipos.

7.1.1 LOCALIZACIÓN CENTRAL DIESEL DE INIRIDA La central diesel de Inírida está ubicada dentro del perímetro urbano de la ciudad de Inírida, capital del departamento del Guainía, está situada cerca de la desembocadura del río Inírida en el Guaviare, distante de la ciudad de Bogotá, por vía aérea, aproximadamente a 520 Km al oriente.

Por ser el único municipio del Guainía, a su jurisdicción pertenece todo el territorio departamental, y en él se encuentran varias inspecciones de policía, corregimientos y caseríos.

La ciudad de Inírida está localizada aproximadamente a los 03°54'42'' Norte - 67°52'42'' Este a una altura de 100 MSNM.

A la ciudad de Inírida se llega por vía aérea desde la ciudad de Bogotá, utilizando una de las aerolíneas nacionales que presta regularmente el servicio de transporte de pasajeros. El acceso por por vía terrestre no se considera como alternativa para este proyecto.

El transporte de carga pesada debe efectuarse por vía aérea o fluvial.

 

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7.1.2 CONDICIONES DEL SITIO La ciudad de Inírida se encuentra ubicada a 100 metros sobre el nivel del mar. La presión atmosférica varía entre valores muy cercanos a los 1000 milibares. La ciudad de Inírida se caracteriza por tener un clima tropical con temperaturas que varían significativamente a lo largo del año. Las lluvias son igualmente abundantes durante la mayor parte del año.

En la ciudad de INÍRIDA, según registros del IDEAM –Instituto de hidrología, meteorología y estudios ambientales– de Colombia, las temperaturas máximas absolutas llegan hasta los 38 ºC entre los meses de Enero y Febrero y las temperaturas mínimas absolutas bajan hasta los 14ºC en el mes de Julio. Sin embargo el valor medio de temperatura anual en la zona es de 25 ºC.

La humedad relativa tiene un valor medio del 83,5%. Con un valor máximo 92,5% y un valor mínimo del 72 %.

Los valores promedios de precipitación en la zona oscilan entre índices anuales que van de los 137.4 a 574 mm registrando valores extremos de 243 a 574 mm (máximos), o valores mínimos desde 3.97 hasta 276 mm (mínimos). Se puede observar un período de lluvias menos abundantes entre los meses de Enero y Febrero, con valores promedios mensuales comprendidos entre 3,97 y 243 mm (nunca inferiores a 3,97 mm); así como un período de lluvias más intensas que determinan valores promedio mensuales superiores a 256 mm especialmente entre los meses de Marzo y Octubre.

7.1.3 PARÁMETROS DEL SISTEMA

Todos los equipos suministrados bajo este contrato estarán sujetos a la aprobación del Contratante y deberán cumplir con las siguientes características del sistema:

 

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Descripción Unidad 34,5 kV 13,2 kV Tensión máxima del sistema kV 38 15 Frecuencia nominal Hz 60 60 Nivel básico de aislamiento BIL kVpico 170 95 Tensión soportada a 60 Hz kV 70 34 Corriente de cortocircuito kA 25 kA 16 kA Duración de cortocircuito s 1 1 Puesta a tierra Sólida Sólida Número de fases 3 3

Los cuadros de características técnicas indican los valores específicos para cada uno de los equipos requeridos.

7.1.4 DISTANCIAS ELÉCTRICAS El Contratista debe tener en cuenta las distancias mínimas y de seguridad que a continuación se presentan para la subestación en los niveles de 34,5 y 15 kV y establecidas según las recomendaciones de la publicación IEC 60071. Las distancias deben ser corregidas a la altura de instalación.  

Tabla 1 Distancia Aislamiento Tensión máxima del  Distancia mínima [mm]

15 18038 350

Tabla 2 Distancias de seguridad 

 

* Tomado tabla 44 Distancias de seguridad en el aire, para las Figuras 20 y 21 de RETIE. 

7.1.5 SISTEMAS DE SERVICIOS AUXILIARES Los parámetros de los sistemas de servicios auxiliares son:

a) Sistemas de C.A. 208/120 V, (3 fases - cinco hilos) • Margen de tensión, (%) 85-110 • Frecuencia asignada, (Hz) 60

b) Sistema de c.c. 125 V

 

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• Tensión asignada, (V) 125 • Margen de tensión, (%) 80-110

c) Sistema ininterrumpido (C.A., monofásico) • Tensión asignada, (V) 120 • Margen de tensión, (%) 95-105 • Frecuencia, (Hz) 60 • Margen de frecuencia, (Hz) 99.4-100.6

d) El calibre para los conductores de control y fuerza de baja tensión deben ser calculado por el Contratista teniendo en cuenta las cargas reales y las siguientes regulaciones permitidas: • Cableado para medidores de energía 0,1% • Cableado para transformadores de instrumentación y protección 1% • Circuitos de enclavamiento 5% • Circuitos de disparo 5% • Cableado de fuerza en general 3 a 5%

7.2 REQUERIMIENTOS SÍSMICOS Los equipos y componentes deberán ser diseñados para tener un desempeño de Clase II de acuerdo con la norma IEC 60068-3-3 “Guidance seismic test methods for equipments” sin daños ni deformaciones permanentes, en las condiciones de instalación. El grado de desestabilización producido por un movimiento sísmico sobre los equipos, no debe impedir que estos puedan cumplir las funciones para las cuales fueron diseñados durante o después del movimiento sísmico.

Para garantizar y demostrar que los equipos satisfacen plenamente los requerimientos sísmicos establecidos en esta especificación, se deben presentar los resultados de pruebas tipo, realizadas a equipos similares y/o memorias de cálculo.

Las estructuras se diseñaran para que resistan y presenten un buen desempeño sísmico.

8. REQUISITOS MÍNIMOS PARA LOS EQUIPOS Cuando se deban efectuar pruebas a los equipos o materiales con el fin de demostrar su buen desempeño en las condiciones ambientales de operación, deben realizarse de acuerdo con lo estipulado en la Publicación IEC 60068: "Environmental testing". Los equipos deben ser suministrados totalmente ensamblados, cableados, probados, ajustados y listos para entrar en operación.

8.1 MANO DE OBRA La mano de obra debe ser de primera calidad y emplear las mejores técnicas de fabricación. Las partes de aparatos y repuestos similares deben ser intercambiables.

 

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El maquinado de piezas de repuestos debe ser lo más exacto posible de tal manera que cualquier elemento hecho según planos sea de fácil instalación. La ejecución, el acabado y las tolerancias deben corresponder a prácticas de fabricación de equipos de alta calidad. La fabricación de equipos y estructuras deben ser tales que se eviten empozamientos de agua.

8.2 CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS

8.2.1 TROPICALIZACIÓN Con el objeto de protegerlos contra los efectos de hongos u otros parásitos y contra daños por humedad excesiva, todos los materiales, equipos y dispositivos deben ser tropicalizados.

8.2.2 GALVANIZADO, PINTURA Y SOLDADURA Todos los elementos propensos a la corrosión deben ser galvanizados o pintados con técnicas apropiadas para ambientes tropicales. El galvanizado debe cumplir con las prescripciones de la publicación ISO 1459: "Metallic coatings protections against corrosión by hot dip galvanizing-Guiding principles".

8.2.3 GRADO DE PROTECCIÓN DE LOS EQUIPOS Los tableros de control a instalar en la sala de máquinas deberán ser construidos a prueba de polvo y de humedad, con grado de protección IP 54, y deberán contar con calefacción térmica controlada por higróstato.

8.2.4 PROTECCIÓN DE SUPERFICIES No se permitirá el uso de fundición de acero en ninguna cámara y/o estanque para aceite, o piezas de equipos que se encuentren bajo tensión, o que estén sometidas a impactos.

Especial precaución se deberá tomar en la selección y/o protección de los componentes, para prevenir fenómenos de corrosión.

Todas las piezas de acero que no sean pintadas, deberán ser sometidas a un proceso de galvanizado en caliente. Las piezas que se encuentren en contacto con aceite no deberán ser galvanizadas.

Todos los equipos y/o componentes que sean protegidos mediante pintura, luego de los procesos de corte, estampado, plegado, soldadura y/o pulido, deberán ser sometidos a tratamiento de granallado metálico fino, a metal blanco, aplicándose a continuación un decapado químico y limpieza por aspiración de polvos finos.

El tratamiento superficial se realizará de acuerdo a la especificación de pintura recomendada por el fabricante de la pintura. El tratamiento de pintura propuesto deberá ser adecuado a las condiciones atmosféricas del lugar de instalación. El color de los equipos y/o componentes será confirmado oportunamente. El fabricante deberá proporcionar una cantidad adecuada de la pintura usada en la terminación, para

 

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retoques a efectuar en terreno. Toda pintura que deba ser efectuada en terreno deberá seguir el procedimiento recomendado por el fabricante de la pintura, de modo tal que se logre la restitución de las condiciones iniciales de la superficie pintada.

Todas las manillas, manivelas, botones u otro tipo de dispositivo similares, estarán provistos de una protección adecuada al ambiente en que se encuentren.

8.2.5 MARCAS Y PLACAS DE IDENTIFICACIÓN DE EQUIPOS Todas las placas de identificación de uso exterior, serán de material resistente a la corrosión y de color permanente, que no sufra degradación por la exposición a la radiación solar. Los equipos y cada elemento y/o dispositivo que forme parte de un equipo deberán ser identificados con una placa permanente, grabada en forma indeleble, con el nombre y número de identificación asignado por el proyecto, escrita en español. El material de las placas de identificación, como así mismo su contenido, será sometido a la aprobación del Contratante. Dichas placas deberán ser fijadas por medio de remaches o pegamento adecuado al medio ambiente.

Adicionalmente se proveerán otras placas de identificación, en el interior y/o la parte frontal de los gabinetes, para identificar dispositivos, funciones, posiciones, cargas servidas, etc., de acuerdo a los planos correspondientes.

Cada equipo y/o componente dispondrá de una placa de características del equipo, la que será de acero inoxidable, e incluirá por lo menos la siguiente información:

- Marca, tipo, modelo, Nº de serie y año de fabricación. - Tensión de servicio. - Clase de voltaje de aislamiento. - Frecuencia de operación. - Capacidad nominal (A, MVA, etc., según corresponda). - Manual y/o catálogo de servicio. - Otros datos según sea pertinente. El alambrado interno de los equipos y componentes, como así mismo los cables de interconexión, deberán identificarse en ambos extremos, utilizando marcas de tipo termocontraíble, o de otro tipo similar aprobado por el Contratante, con letras y números de color negro sobre fondo blanco, indicando el punto de conexión en la bornera o terminal del equipo o componente y el nombre del dispositivo y número de borne del extremo opuesto del conductor.

Todas las cubiertas removibles, que protejan equipos energizados, estarán provistas de una advertencia de peligro de color rojo, escrita en español.

 

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Las placas indicativas de "PELIGRO" deben tener una flecha negra en forma de rayo sobre fondo amarillo y todas las advertencias de peligro deben estar en letras negras, en conformidad con la Publicación ISO 3864: "Safety colours and safety signs".

8.2.6 PUESTA A TIERRA DE CARCAZAS Y GABINETES DE LOS EQUIPOS Todas las partes metálicas, que no formen parte de un circuito eléctrico, como son carcazas, gabinetes y cajas de los equipos, estarán provistas de medios que permitan asegurar un contacto sólido con el conductor de puesta a tierra del equipo a la malla de tierra de la central. La puesta a tierra se efectuará con conductores de cobre de la sección adecuada a los niveles máximos de cortocircuito futuro previstos, según lo indicado en la Especificación Técnica Particular de equipos y considerando un área suficiente para disponer de una densidad de corriente máxima durante el cortocircuito menor de 200 A/mm2 por 1 segundo y menor de 100 A/mm2 por 3 segundos. La sección mínima del conductor de puesta a tierra será del Nº 2/0 AWG. Los paneles y tableros estarán provistos de una barra de tierra de sección 400 mm2 para las celdas de media tensión y 200 mm2 para sus derivaciones.

8.2.7 PRECAUCIONES CONTRA INCENDIO La fabricación de los aparatos, su disposición, conexiones y cableado interno debe ser de tal manera que los riesgos de incendio y por consiguiente los daños en las instalaciones, sean mínimos. El Contratista será responsable de sellar en forma adecuada todos los orificios en el equipo que suministra, a través de los cuales pasen cables y de protegerlos contra daños mecánicos o incendio en los lugares donde queden expuestos.

8.2.8 REQUERIMIENTOS PARA LOS EQUIPOS El equipo de alta tensión debe ser diseñado de acuerdo con los requisitos mínimos establecidos en la Publicación IEC 60694: "Common specification for high voltage switchgear and controlgear standards" y el aislamiento del equipo debe cumplir con los requerimientos establecidos en la Publicación IEC 60085: "Electrical insulation. Thermal evaluation and classification of electrical insulation".  8.3.1 PORCELANA

La porcelana utilizada en los aisladores de equipos debe estar de acuerdo con la Publicación IEC 62155: "Hollow pressurized and unpressurized cermic and glass insulators for use in electrical equipment with rated voltaje greater than 1000 V". El color de la porcelana debe ser marrón RAL-8016 o RAL-8017.  8.3.2 TERMINALES DE ALTA TENSIÓN Los terminales de alta tensión deben cumplir con lo estipulado en la Publicación IEC 62271-301: "High voltage controlgear part 301. Dimensional standarization of high-

 

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voltage terminals". Los bornes de alta tensión deben ser preferiblemente de forma rectangular. 8.3.3 BORNES DE BAJA TENSIÓN  Los bornes de baja tensión deben cumplir las estipulaciones de la Publicación IEC 60445: "Identification of equipment terminals of terminations of certain designated conductors, including general rules of alphanumeric system". 8.3.4 EFECTO CORONA Y RADIOINTERFERENCIA Todo el equipo de media tensión y los conectores deben tener un diseño y construcción tales que se minimice el efecto corona y de radiointerferencia bajo las condiciones prevalecientes en el sitio de la subestación, de acuerdo con lo estipulado en la Publicación CISPR 18 : "Radio interference characteristics of overhead power lines and high-voltage equipment". 8.3.5 APARATOS DE BAJA TENSIÓN RELÉS AUXILIARES E INTERFACES  8.3.5.1 AISLAMIENTO Los aparatos de baja tensión tales como interruptores miniatura, contactores, borneras, y auxiliares de mando deben cumplir los requerimientos estipulados en la Publicación 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 el patio de conexiones: 750 V Para dispositivos sin conexiones hacia el patio de conexiones: 500 V 8.3.5.2 BORNERAS  Las borneras deben tener las siguientes características: a) Borneras normales: color gris. b) Borneras con desconexión para pruebas:

• Ensamblaje para conexión trifásica de los transformadores de medida. • Eslabón puenteador para cortocircuitar los circuitos de corriente antes de la

apertura del circuito secundario. • Color gris. • Los puntos de desconexión deben ser claramente visibles desde el frente.

c) Borneras para desconexión con cuchilla. • Bornera de color gris. • Cuchilla de desconexión color naranja.

d) Borneras de neutro: color azul.

 

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e) Borneras para puesta a tierra: color verde-amarillo. f) Borneras para suministro de auxiliares de c.a.:

• Bornera para puesta a tierra de color verde-amarillo. • Borneras de neutro de color azul. • Borneras grises para L1, L2 y L3 (fases R, S y T). 8.3.5.3 INTERFACES

Las interfaces deben realizarse por medio de optoacopladores o relés auxiliares. Los optoacopladores, los relés auxiliares y los contactos para las interfaces de los sistemas de protección y control de las subestaciones, deben cumplir los requisitos establecidos en las Publicaciones IEC 60255-23 e IEC 60255-100, como se detalla a continuación: a) Aplicaciones de protección, para c.c. con UN = 125 V:

• Margen de operación: 80 - 110 % UN • Contactos con nivel de trabajo III:

o Corriente permanente asignada: 5 A. o Vida eléctrica: Un millón de operaciones. o Frecuencia de operación a la corriente total de corte: 600 ciclos por hora.

8.3.6 MOTORES ELÉCTRICOS Salvo indicación en contrario, los motores eléctricos que sean incorporados al suministro serán diseñados para trabajo continuo, bajo las condiciones ambientales existentes en el lugar de instalación, sin exceder el incremento de temperatura especificado. Se preferirán motores con aislamiento clase F y con temperatura de operación clase B. Todos los motores deberán estar protegidos adecuadamente contra sobrecargas y cortocircuitos. El ajuste de los dispositivos térmicos no deberá ser afectado por la temperatura ambiente.

8.3.7 ALAMBRADO INTERNO DE EQUIPOS Los tableros, paneles, estaciones de comando local y/o cajas de conexiones de dispositivos auxiliares, circuitos de control interno, circuitos auxiliares, de medición, de protección y de dispositivos de alarma y en general, todos los circuitos internos de los equipos, deberán ser completamente alambrados y probados en fábrica, en concordancia con los diagramas elementales de control, planos de alambrado y conexionado interno preparados por el Proponente y aprobados por el Contratante.

El cableado interno será dimensionado apropiadamente para cumplir los requerimientos térmicos y dieléctricos, de acuerdo a los valores nominales de capacidad de cortocircuito y clase de aislamiento especificados y deberán cumplir además con los requerimientos generales que se indican a continuación:

 

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Para el alambrado interno de los equipos se utilizarán conductores multihilo de 19 hilos. Los calibres mínimos aceptables serán el Nº 12 AWG para circuitos de fuerza y circuitos de corriente y el Nº 14 AWG para circuitos de control, señalización y alarma.

El aislamiento de los conductores será como mínimo clase 600 V, retardante a la llama y apropiada para 75ºC de temperatura de operación del conductor.

Otro tipo de cableado, que sea estándar del fabricante, podrá ser usado sólo si es aprobado previamente por el Contratante.

Los circuitos de señales de 4-20 mA se alambrarán usando cable de un par, trenzado y apantallado, de conductor de cobre blando flexible, clase C, 300 V, de sección mínima Nº 16 AWG, aislamiento de PVC o similar, retardante a la llama.

Cuando exista más de un circuito de 4-20 mA, que interconecte dos puntos, se podrán utilizar cables multipares.

Todo el cableado interno de los equipos irá protegido en canalizaciones o canaletas, excepto los tramos cortos de conexión a cada dispositivo. Este cableado será tan corto como sea posible, con el objeto de reducir el peligro de fallas, principalmente en circuitos de fuerza y/o tensión de línea en baja tensión. Las canalizaciones internas y conexiones no deberán interferir con la remoción y/o el mantenimiento de los equipos o componentes. Los conductores que interconecten dispositivos en el cuerpo de un panel, con los equipos o componentes que sean instalados en la puerta, deberán disponerse de forma tal que queden sometidos al menor esfuerzo y giro posible y el grupo de conductores se protegerá mediante un recubrimiento con espiral plástico. Las terminaciones de cables y la conexión a los dispositivos, se efectuarán usando conectores terminales de anillo u ojo, con manguitos aislados. No se aceptarán terminales tipo horquilla. Los cables de control y baja tensión deberán ser provistos de terminales de punta para conectarse a las regletas de terminales. Todos los terminales deberán instalarse con la herramienta especial pertinente.

Los contactos auxiliares para señalización y/o alarma, ya sea de los aparatos principales, tales como interruptores o desconectadores, o dispositivos auxiliares, tales como relés de protección o auxiliares, serán del tipo libre de tensión ("secos") y estarán cableados hasta una regleta de terminales, estén en uso o estén disponibles como reserva.

No se aceptarán salidas de estado sólido o tipo "colector abierto".

8.3.8 REGLETAS TERMINALES PARA CABLEADO INTERNO Las conexiones internas de los equipos, como así mismo las conexiones externas y contactos de reserva de los equipos y componentes, se terminarán en regletas de terminales, las cuales deberán ser fácilmente accesibles con el equipo en operación, sin que esto signifique riesgo para el personal que ejecute el trabajo.

 

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Las regletas de terminales serán del tipo apilables, montadas sobre riel, de acuerdo a normas de UL/NEMA o IEC. Cada punto terminal de una regleta será dimensionado para la instalación de dos conductores, sin embargo, en caso de requerirse más de dos hilos a un mismo potencial, se deberá repetir el borne y se efectuarán los puentes necesarios, usando puentes metálicos entre puntos terminales adyacentes, no se aceptará el uso de puentes de alambre ("jumpers"). Las regletas de uso general se dimensionarán para la conexión de dos conductores calibres entre Nº 16 AWG al Nº 12 AWG. Las regletas para los circuitos de transformadores de medida de corriente se dimensionarán para dos conductores del Nº 10 al Nº 6 AWG y serán del tipo cortocircuitables. Las regletas para circuitos de alimentación de baja tensión y para transformadores de medida de potencial se dimensionarán para conductores entre el Nº12 y el Nº8 AWG.

Se deberán instalar placas separadoras entre los distintos grupos de bornes correspondientes a circuitos de señales de 4-20 mA, lazos de corrientes, señales de potencial y/o alimentación de tensión auxiliar. Los lazos de corriente, si los hay, se terminarán en regletas de bornes cortocircuitables, de manera que el puente entre bornes pueda levantarse fácilmente, sin desconectar ningún cableado externo. En cada bloque de regletas de conexión, se proporcionará, para uso futuro, una cantidad de puntos de conexión no inferior al 20 % del total de puntos instalados en el equipo.

8.3.9 TARJETAS DE CIRCUITOS IMPRESOS Y SUS COMPONENTES

Las tarjetas de circuitos impresos, si las hay, deberán ser fácilmente extraíbles y sus conexiones deberán ser a través de enchufes hembra y macho que aseguren contactos a prueba de vibraciones, y que aseguren el funcionamiento aún en caso de sismo; las tarjetas estarán convenientemente protegidas contra el polvo y la estática, mediante algún tipo de recubrimiento pelicular. Todos los componentes y las tarjetas deberán estar debidamente identificados, en consecuencia, no se aceptarán circuitos integrados sin denominación de fabricación.

Deberán proporcionarse planos suficientemente detallados de los circuitos internos, incluyendo tarjetas, a fin de garantizar que el Contratante pueda encargarse completamente del mantenimiento y reparaciones futuras.

Todos los equipos electrónicos programables, deben disponer de medios para conservar su programación en caso de interrupción de la tensión auxiliar. Los equipos

 

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de procesamiento numérico deben disponer de filtros "antialiasing", de acuerdo con su frecuencia de muestreo.

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.

8.3.9.1 COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA 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 60255-22-3 respectivamente, como se detalla a continuación: Prueba de descarga electrostática, nivel 3: 8 kV. Prueba de campo electromagnético radiado, nivel 3: 10 V/m.

8.3.9.2 CAPACIDAD DE SOPORTE DE ALTA TENSIÓN 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: Interfaz de entrada/salida para sistemas de protección, control y telecomunicaciones con conexiones desde y hacia el patio de conexiones, nivel de severidad clase III. 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 del Contratante.

8.3.9.3 CAPACIDAD DE SOPORTE DE ESFUERZOS MECÁNICOS 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.

e) Prueba de sacudidas, severidad clase 2.

 

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8.3.9.4 COMPONENTES 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".

8.3.10 SERVICIOS AUXILIARES

Los equipos y/o componentes de los equipos que requieran de servicios auxiliares, serán diseñados para su operación sin limitaciones, dentro de los rangos de tensiones de operación de las fuentes de Servicios Auxiliares.

Los circuitos de servicios auxiliares, en el interior de los equipos, estarán protegidos con interruptores termomagnéticos de capacidad adecuada a las características del consumo y al nivel de cortocircuito máximo de las fuentes de servicios auxiliares.

8.3.11 FACILIDADES PARA INTERCONEXIONES

Para la salida de los cables de interconexión desde los equipos, se dispondrán placas desmontables, con prensacables y/o elementos adecuados para la llegada de los conductores de interconexión desde trincheras, escalerillas o "conduit" flexible. Estas placas tendrán dimensiones apropiadas a la sección y cantidad de cables de interconexión.

Los cables de interconexión, cuando corresponda, deberán ser debidamente identificados, de acuerdo a la denominación establecida en los planos de interconexiones, desarrollados por el Proponente y aprobados por el Contratante, y deberán considerar conductores de reserva, para uso futuro. Los conductores de reserva se dejarán alambrados a regleta y debidamente identificados. Se deberá dejar una cantidad adecuada de conductor en el interior de los equipos para futuras reparaciones y/o modificaciones del alambrado interno.

El sistema de numeración de cables y conductores deberá ser aprobado por el Contratante.

El color de los conductores deberá estar en concordancia con los códigos y/o normas nacionales aplicables.

Todos los cables de control, utilizados para la interconexión de los equipos, serán de cobre blando flexible, clase 600 V, de sección mínima Nº 14 AWG, aislamiento de PVC o similar, retardante a la llama, apantallados. La pantalla de los cables será puesta a tierra en uno solo de sus extremos, el punto de puesta a tierra deberá ser claramente identificado en los planos de interconexiones.  

 

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8.3 GABINETES

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

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

b) Publicación IEC 60297: "Dimensions of mechanical structures of the 428.6 mm (19 in) series"

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

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

e) 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".

f) Publicación IEC 60947: "Low-voltage switchgear and controlgear"

Los gabinetes deben ser diseñados, ejecutados y probados conforme con lo estipulado en la Publicación IEC 60439.

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 conduletas, con ángulos de 90° cuando se requiera 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. Cada borne deberá tener como máximo dos conductores, con sus terminales apropiados y la marcación completa en ambos lados. Los contactos de control, alarma y señalización utilizados por el sistema de control de la crentral deben cablearse a borneras.

La ubicación de los componentes en los gabinetes será entre una altura de 0,80 a 1,80 del nivel de piso para facilitar la maniobra por parte del operador.

8.3.2 ASPECTOS CONSTRUCTIVOS Los gabinetes deben ser estructuras autosoportadas, aptos para ser usados solos o en combinación con otros gabinetes para formar un conjunto uniforme.

 

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Los gabinetes, a excepción de las celdas de media tensión, tendrán preferiblemente las siguientes dimensiones:

a) Altura 2200 mm. b) Ancho 800 mm. c) Profundidad 800 mm. Los gabinetes se deben dotar con paneles metálicos en los costados laterales, techo y piso. Los gabinetes de servicios auxiliares deberán tener acceso frontal. Las puertas posteriores de los gabinetes de protección y control deben ser aptas para la fijación y soporte de elementos de control en su parte interna sin desajustarse. La estructura principal se debe construir con perfiles acanalados de lámina de acero de un espesor mínimo de 2,5 mm. Las láminas para los paneles laterales, techo y piso deben tener un espesor mínimo de 1,5 mm. Las puertas y láminas que soportan equipos deben tener un espesor mínimo de 2,0 mm. El vidrio de la puerta frontal, en caso de usarse, debe ser templado y tener un espesor no menor de 6,0 mm.

La puerta y el bastidor basculante se deben proveer de guías o cadenas 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.

Los gabinetes deben ser a prueba de animales. Deben tener aberturas con rejillas en la parte superior e inferior para ventilación del equipo. La pintura del acabado debe ser de color beige RAL-1001, preferiblemente granulado en el exterior y lisa en el interior.

Los gabinetes se deben alambrar completamente y los cables para conexiones a otras celdas o gabinetes se deben llevar a borneras, el acceso de estos se realizará por la parte superior.

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.

Las borneras de transformadores de medida o instrumentación deben ser del tipo con desconexión para prueba, adicionalmente las de corriente deben tener eslabón para cortocircuitar en forma trifásica y visible los circuitos respectivos.

 

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Las láminas de los extremos deben prever facilidades para ser removidas desde el exterior.

Los gabinetes deben tener borneras puenteables para suministro de auxiliares de C.A. e interruptor miniatura tripolar con contacto auxiliar de posición para alimentar los siguientes dispositivos:

a) Calefacción con control automático accionado por higróstato.

b) Lámpara incandescente controlada por conmutador de puerta.

c) Toma de fuerza polo a tierra para herramientas manuales y equipos de prueba. Los gabinetes de interposición deberán tener como mínimo las dimensiones especificadas al comienzo de esta sección. Sin embargo, si el Contratista de acuerdo con sus condiciones de diseño, cableado y montaje considera conveniente, podrá aumentar el ancho del gabinete. El acceso de cableado en la central de Inírida, gabinetes de baja tensión, control y comunicaciones, será por la parte superior, a menos que se especifique lo contrario caso unidades 2, 3, 4 con acceso por encima y por debajo. El proveedor dispondrá en los gabinetes de panel lateral para cableado de las salidas de fuerza en los gabinetes de servicios auxiliares; una placa superior debe ser suministrada de manera que se facilite el acceso de cableado; el Constratista suministrará los prensaestopas requeridos. Para los gabinetes de control y comunicaciones suministrará prensaestopas y accesorios de soporte de cableado superior.

9. INSPECCIÓN Y PRUEBAS  

9.1 ASPECTOS GENERALES Todos los equipos y componentes a los cuales se aplica esta especificación, serán sometidos a pruebas e inspecciones, de acuerdo a lo establecido en la última edición de los códigos y/o normas respectivas. En especial, todos los equipos serán sometidos a las pruebas de rutina que especifican las normas.

Adicionalmente, el Contratante podrá solicitar la ejecución de pruebas especiales las que serán costeadas por él, para lo cual el Proveedor deberá cotizarlas en forma separada.

El Proponente informará por escrito al Contratante, con una anticipación mínima de cuatro semanas, la fecha estimada de ejecución de las pruebas en fábrica, de manera que el Contratante pueda tomar las previsiones para presenciar dichas pruebas. Dicha notificación incluirá un programa de pruebas.

El programa de pruebas incluirá la siguiente información:

− Lista de los equipos a ser probados y de las pruebas a realizar.

 

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− Programa de pruebas. − Procedimiento de pruebas, junto con una lista de características a medir y/o registrar. − Valores, características o condiciones que deberán lograrse durante las pruebas. − Lista de normas bajo las cuales se efectuarán las pruebas. − Modelo de los protocolos para la ejecución de las pruebas. El Proponente confirmará por escrito al Contratante, con al menos 30 días de anticipación, la fecha definitiva y lugar en que se efectuarán las pruebas de los equipos.

El Contratante dará al Proponente, a más tardar tres (3) días antes de la fecha anunciada de las pruebas, una notificación por escrito en que indique su intención de asistir a las pruebas.

Si el Contratante o sus inspectores autorizados desisten, o no confirman la notificación anterior, hasta (3) días antes de la fecha anunciada de pruebas, el Proponente podrá proceder en ausencia del Inspector. Dicha prueba se realizará en, o después de la fecha anunciada de disponibilidad y se supondrá realizada como en presencia del inspector. El Proponente deberá hacer entrega al Contratante, en un plazo no mayor de 10 días, de los protocolos con los resultados de dichas pruebas.

9.2 INSPECCIONES DEL PROPONENTE Y RESPONSABILIDAD EN LAS PRUEBAS

El Proponente realizará sus propias inspecciones de control de calidad y efectuará todas las pruebas, ya sean estas internas o con inspectores externos, que se requieran para certificar que el suministro cumple plenamente con la especificación y las normas pertinentes y de acuerdo a los documentos de compra y a los planos de fabricación aprobados por el Contratante, previo al envío. El Proponente será totalmente responsable por la ejecución y el costo de las pruebas. Para el desarrollo de dichas pruebas el Proponente proporcionará todas las muestras, maquinarias, instrumentos y accesorios necesarios, como asimismo el personal competente para su ejecución.

9.3 ALCANCE DE LA INSPECCIÓN DEL CONTRATANTE A menos que se indique lo contrario, todo el suministro cubierto por esta especificación será sometido a inspección del Contratante, sea ésta efectuada en las instalaciones del Proponente o sus Subcontratistas y ya sea esta realizada por el Contratante directamente, o por su representante. La inspección del Contratante se efectuará para verificar los procedimientos de control y de aseguramiento de calidad del Proponente, para comprobar el cumplimiento de las especificaciones y normas pertinentes y para presenciar las pruebas a que se sometan los equipos y/o materiales.

 

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El Contratante o sus representantes tendrán libre acceso a las instalaciones del Proponente y/o sus Subcontratistas, con el objeto de verificar, u obtener información acerca del progreso y calidad de la fabricación, en cualquier momento. El Proponente se esforzará por ofrecer las facilidades adecuadas al Contratante, o a sus representantes autorizados, para permitir el uso de los medios disponibles en el sitio de emsamble del Proponente o sus Subproveedores, para efectuar dichas inspecciones.

9.4 PROTOCOLOS Y CERTIFICACIÓN DE PRUEBAS Las pruebas deberán ser realizadas de acuerdo con las últimas ediciones de los códigos y normas establecidas en las Especificaciones Particulares y en el Contrato. El informe de pruebas e inspecciones será en idioma español. Los informes de pruebas indicarán en forma explícita los resultados de las pruebas aceptables, límites a lograr, normas a usar e información similar que permita una interpretación correcta de los resultados.

Tales resultados deberán presentarse en forma tal que permitan verificar el cumplimiento con las especificaciones y otros requerimientos del Contrato.

La documentación de pruebas que se obtenga deberá ser sometida a la aprobación del Contratante, en un Protocolo de Pruebas debidamente firmado por el representante autorizado del Proponente, con la certificación de la inspección del Contratante, cuando proceda.

En el caso de suministros obtenidos de subcontratistas, se deberán anexar los certificados de pruebas correspondientes.

9.5 ACEPTACIÓN Y NO CONFORMIDAD La inspección del Contratante emitirá una nota de "Aceptación" cuando a su juicio el suministro cumpla con las especificaciones y otros documentos de compra. La nota de "Aceptación" acreditará solamente que el equipo o parte de él está en condiciones de ser despachado y/o montado, por lo tanto no liberará al Proponente de la responsabilidad de suministrar los equipos de acuerdo a las especificaciones del Contrato.

La aceptación por parte del Contratante de cualquier material o producto, no liberará al Proponente de su responsabilidad sobre la calidad de éste, así como de las pruebas y ensayos que el Proponente deba realizar a su costo.

El Contratante se reserva el derecho a solicitar, sin costo alguno, que se repitan pruebas que se consideren insatisfactorias, o que no hayan sido efectuadas en presencia de los inspectores correspondientes, a no ser que el Contratante no haya notificado

 

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oportunamente y por escrito su intención de asistir a inspeccionar una determinada prueba o trabajo.

El embalaje, despacho y/o envío, sólo podrá ser efectuado cuando se haya emitido la nota de "Aceptación".

Si el Proponente embala todo o parte de un equipo o material, antes de ser inspeccionado o probado por el Contratante o su representante, el costo del desembalaje, manipulación y embalaje necesarios para llevar a cabo la inspección serán por cuenta del Proponente.

Los equipos, materiales y/o trabajos ejecutados, que no estén de acuerdo con los documentos de compra, normas o buenas prácticas técnicas, serán causal de "No Conformidad". La "No Conformidad" podrá tener lugar en cualquier momento y hasta que expire el plazo de garantía.

En caso de que, a juicio de la inspección del Contratante, parte del suministro presente condiciones de "No Conformidad", será responsabilidad del Proponente tomar las medidas en orden a rectificar o reemplazar el ítem rechazado, repitiendo las pruebas y las inspecciones mientras sea necesario, hasta obtener la aceptación del inspector.

El Proponente no tendrá derecho a ampliaciones del plazo de entrega por causa del tiempo requerido para corregir los defectos detectados y para repetir las pruebas correspondientes.

En el caso de que equipos y/o materiales fueran rechazados en las inspecciones y esto significara atraso en las entregas, éste será de exclusiva responsabilidad del Proponente.

Las multas y costos originados por retardos en la entrega como consecuencia de una "No Conformidad" o de una falla en pasar las pruebas, serán de plena responsabilidad del Proponente.

Los elementos que presenten "No Conformidad" y para los cuales no sea aceptable su corrección sino sólo su reemplazo, según el dictamen de la Inspección, deberán quedar claramente identificados y el Proponente se hará responsable de que no exista posibilidad que puedan ser despachados como parte del suministro.

Si por daños o deficiencias de los equipos o parte de estos, fuera necesaria su reposición por haber sido rechazadas en inspecciones en el terreno, todos los gastos relacionados con ésta serán de cargo del Proponente. Asimismo, serán de cargo del Proponente todos los gastos de exportación, importación y reinstalación del equipo.

9.6 RESPONSABILIDADES DESPUÉS DE LA ACEPTACIÓN Y ENTREGA La aceptación o liberación para despacho, por parte de la inspección del Contratante, no liberará al Proponente de la responsabilidad por el suministro de los equipos de acuerdo a

 

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todos los requerimientos del Contrato, ni invalidará los reclamos que el Contratante pueda realizar por equipos defectuosos o insatisfactorios.

Si el comportamiento del equipo suministrado, una vez ensamblado e instalado, no satisface los requerimientos especificados, será responsabilidad del Proponente tomar todas las medidas para corregir dichas deficiencias de operación, sin demora y sin costo adicional para el Contratante.

Las reparaciones, reemplazo y/o correcciones de fallas, no detectadas en el momento de la inspección en sitio de emsamble y que requieran la realización de trabajos en el sitio de la obra, serán de responsabilidad y cargo del Proponente.

10. CONDICIONES PARA LA PREPARACIÓN Y PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN TÉCNICA

10.1 COMPROMISO DE ENTREGA DE DOCUMENTOS Y PLANOS DEL PROPONENTE  

El Proponente suministrará todos los dibujos, planos, documentos y datos, de acuerdo a estas Especificaciones.

10.2 INFORMES DE AVANCE DE LA FABRICACIÓN  

Cuando sea expresamente solicitado en las Especificaciones, el Proponente deberá emitir informes de avance periódicos sobre la fabricación de los equipos y materiales a ser suministrados. Los informes incluirán información sobre el estado de avance y sobre cualquier dificultad en la adquisición y/o fabricación de los equipos.

Los informes serán emitidos por el Proponente con la periodicidad que se indique en las Especificaciones Técnicas, o cuando sea requerido por el Contratante, de acuerdo a las dificultades encontradas durante la fabricación.

10.3 PLANOS E INFORMACIÓN CERTIFICADA QUE DEBERÁ SOMETERSE A APROBACIÓN  

Dentro de los plazos comprometidos y de acuerdo a las cantidades y tipos de documentos señalados en el Programa de Emisión de Documentos, el Proponente suministrará, a lo menos, la información que se indica a continuación: a. Datos Técnicos garantizados de los equipos y componentes incorporados al suministro. b. Planos con dimensiones generales, dimensiones y detalles de anclaje, pesos, centro

de gravedad y esfuerzos sobre las fundaciones. c. Planos de diseño, en los cuales se incluirá, a lo menos:

- Diseño y fabricación de estructuras metálicas. - Planos de control y desarrollo de alambrados e interconexiones en los equipos.

 

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- Detalles de diseño y fabricación de paneles y/o tableros y/o compartimientos de control, cuando corresponda, incluida la distribución de componentes interior y exterior, detalles de bisagras, sellos, puertas, tapas, plancha de montaje, anclajes, interruptor de puerta, luz interior, etc.

- Disposición de componentes, con detalles del recorrido de los alambrados internos y fijación de componentes en los paneles.

d. Programa de fabricación y pruebas. e. Informes de pruebas en fábrica. f. Manuales de instrucciones de montaje, servicio, operación, mantenimiento y

reparación de todos los equipos y dispositivos incorporados al suministro, según corresponda, incluida la lista de partes con número de partes del fabricante del componente.

Se entregarán diagramas de conexión en los cuales se identificarán claramente los siguientes aspectos:

− Disposición física de los dispositivos, equipos y/o componentes. − Cableado interior, entre los dispositivos. − Cableado a ser hecho en terreno, incluyendo reservas para uso futuro.

Los diagramas de alambrado deberán indicar el tipo y sección del conductor utilizado en cada circuito.

Los manuales deberán incluir, según corresponda, circuitos eléctricos, esquemáticos electrónicos a nivel de tarjetas y listado de piezas y partes, con los números de partes correspondientes al fabricante de los distintos componentes.

El Proponente proporcionará la documentación necesaria para demostrar que el equipo suministrado es adecuado para soportar los esfuerzos sísmicos derivados de las condiciones sísmicas especificadas.

En las listas de materiales deberán indicarse claramente el tipo, cantidad y número de parte del fabricante que le corresponde a cada material.

Los planos y documentos técnicos que debe entregar el Proponente, cumplirán con las normas solicitadas por el Contratante en las Especificaciones Técnicas. Las normas o símbolos especiales relativos a superficies, soldaduras, u otras indicaciones que difieran de las de aceptación general, deberán describirse especialmente.

Los planos a ser entregados por el Proponente deberán tener el grado de claridad necesaria y ser lo suficientemente completos como para permitir al Contratante verificar el cumplimiento de las Especificaciones Técnicas, y otros requerimientos de los documentos de compra.

Todas las dimensiones indicadas con cifras en los planos, prevalecerán sobre las dimensiones según escala.

 

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Para toda la documentación emitida por el Proponente, incluidos planos, memorias de cálculo y otros documentos, se utilizará el sistema internacional de unidades. Se aceptará otro tipo de unidades, sólo si se incluye su equivalencia en el sistema internacional.

La información técnica y de ingeniería podrá ser escrita en Español. Otro idioma no será aceptado.

La confección de la documentación mencionada, sus copias, su envío y otros gastos relacionados se considerarán incluidos en el suministro, por tal motivo, el Proponente no podrá pretender el pago de sumas adicionales por dicho concepto.

El Proveedor deberá considerar la entrega de los planos y documentos en medio digital. El envío de los planos al Contratante se hará por correo certificado y con un embalaje que impida su deterioro. En forma adicional se utilizará el envío por correo electrónico a fin de mejorar los tiempos de despacho de información.

Los planos, especificaciones y otros documentos técnicos emitidos por el Proponente, serán presentados al Contratante para sus comentarios o aprobación, en una secuencia tal, que cada vez que se reciba un documento, se hayan entregado anteriormente los antecedentes previos para proceder a su análisis y revisión.

Los títulos de los planos y documentos emitidos para aprobación, deberán ser suficientemente claros como para tener una adecuada información sobre el contenido de ellos.

GENSA suministra planos cuyo contenido esté vinculado con otra documentación de la central por lo tanto, las manchetas, códigos de planos y toda otra información histórica debe permanecer inalterada. El contratista, por supuesto podrá en casilla expresamente designada por la interventoría incluir su información y su código de proyecto. Cuando sea necesario introducir modificaciones mayores a los planos originales, se hará referencia expresa al plano modificado y la anotación de total reemplazo con la nueva versión. Para los planos nuevos, la identificación de los mismos será acordada entre la interventoría y el contratista y en todo caso las manchetas incluirán sin excepción la identificación y logo que sea indicado por GENSA. La documentación que no cumpla estos requisitos será rechazada.

El Contratante considerará como efectivamente entregados, sólo aquéllos planos que contengan la información técnica con el grado de detalles que a su sólo juicio, sea el adecuado a los fines pertinentes.

10.4 APROBACIÓN O COMENTARIOS DE LOS DOCUMENTOS El Proponente será el único y pleno responsable del diseño, por tanto, las aprobaciones y comentarios que el Contratante pudiese haber efectuado a los planos y documentos presentados por el Proponente, no liberarán a éste de sus obligaciones contractuales.

 

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Salvo autorización previa del Contratante, será por cuenta y riesgo del Proponente cualquier compra de materiales, fabricación, ensamblaje, pruebas y otros efectuados previos a la aprobación o comentario de los planos. Será de su responsabilidad cualquier revisión de los planos que presente y cualquier trabajo extraordinario que se requiera para dar pleno cumplimiento a lo establecido en el Contrato.

Si se detectasen errores en los planos y/o documentos emitidos por el Proponente, durante la fabricación o el montaje, incluyendo cualquier cambio requerido en terreno, las correcciones de dichos defectos serán anotadas en el documento emitido por el Proponente, debiendo éste corregirlo y emitir nuevamente el original y las copias correspondientes.

Se entregarán cuatro (4) copias, sobre fondo claro y con líneas oscuras, de cada plano. Una (1) de estas copias será devuelta al Proponente según se indica a continuación:

− En el caso de aquellos planos sometidos a la aprobación del Contratante, estos serán devueltos marcados:

1) "Aprobado" o, 2) "Aprobado con comentarios" o, 3) "Devuelto para corrección" − En el caso de aquellos planos entregados para información del Contratante, serán

devueltos marcados:

1) "Sin comentarios" o, 2) "Devuelto con comentarios".

El Proponente revisará los planos marcados “Aprobados con comentarios”, “Devuelto para corrección”, “Devuelto con comentarios” y presentará nuevamente los mismos en cuatro (4) copias. Cada revisión se definirá mediante un número, fecha y tema en un bloque de revisiones, adyacente al bloque titular, para impresión del calificativo del Contratante.

Una vez recibidas las copias marcadas "Aprobado" o "Sin comentarios", el Proponente sin demora deberá hacer llegar al Contratante una (1) copia reproducible más dos (2) copias adicionales de cada uno de tales planos.

En el caso que se hagan revisiones menores después que los planos fueran aprobados o devueltos sin observaciones, el Proponente deberá proporcionar, en forma expedita, una (1) copia reproducible y dos (2) copias luego de cada revisión. No se harán revisiones mayores una vez que el plano tenga las marcas "Aprobado" o "Sin comentarios", que puedan afectar el diseño, sin volver a presentar el plano para una aprobación formal de dicha revisión.

 

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Las copias marcadas "Aprobado" o "Sin comentarios" autorizan al Proponente para proceder a la fabricación.

Las copias marcadas "Aprobado con comentarios" autorizan al Proponente para proceder a la fabricación, incorporando los comentarios en los documentos y emitiendo las versiones modificadas.

Todos los costos en que deba incurrir el Proponente, en relación con las correcciones de los planos entregados al Contratante, sus revisiones, copias y envíos serán de cargo del Proponente.

10.5 MEMORIAS DE CÁLCULO El Proponente deberá presentar los estudios y cálculos que resulten pertinentes para demostrar la capacidad funcional de los equipos, y el cumplimiento con las normas y buenas prácticas aceptadas de ingeniería y, en general, que los equipos son adecuados para los servicios requeridos.

Se realizarán cálculos y análisis de aquellos temas específicos que indiquen las Especificaciones Técnicas. Para fines de orientación, los cálculos se harán de acuerdo a un formato que abarcará al menos lo siguiente:

− Materia motivo del cálculo − Criterios de manufactura, normas, códigos, datos u otra información, usados en los

cálculos o tomados como referencia. − Literatura de referencia y listado de fórmulas utilizadas con explicaciones,

deducciones y todo otro tipo de información que permita una evaluación más clara y completa

− Hipótesis de cálculo − Calidad de los materiales a utilizar − Coeficientes de seguridad − Condiciones de carga o servicio y casos de combinación − Valores admisibles, límites y de acuerdo con las normas o con la experiencia del Proponente − Diagramas, bosquejos o dibujos que entreguen una clara visión del o de los

elementos involucrados en el cálculo. − Tabla de resultados en la cual se muestre explícitamente, cuando sea pertinente:

Solicitaciones máximas mecánicas, térmicas, eléctricas u otras que sean pertinentes Factores de seguridad reales contra fallas funcionales y/o ruptura Comentarios y conclusiones de los resultados por parte del Proponente Revisión sísmica, la cual se hará de acuerdo con las Especificaciones Técnicas Correcciones efectuadas a su manufactura estándar para cumplir con los

requerimientos impuestos por las condiciones de instalación y ambientales.

 

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Los cálculos o verificaciones basados en programas de computador, deberán acompañarse de suficientes datos explicativos para permitir al Contratante hacer un seguimiento y control del proceso y resultado del cálculo. Si en opinión del Contratante, la aclaración entregada del proceso computacional no fuese adecuada, previo aviso escrito de aquélla al Proponente, el cálculo correspondiente se considerará como no entregado. La entrega de las memorias de cálculo se hará en forma coordinada con la de los planos respectivos. Aquellos planos para los cuales el Contratante estime necesario disponer de cálculos para su revisión deberán acompañarse de dichos cálculos. En caso contrario, su aprobación o comentario podría retenerse hasta su recibo.

10.6 MANUALES DE EQUIPOS E INSTALACIONES Sin perjuicio de los demás antecedentes que se detallen en las especificaciones, los manuales de equipos comprenderán la descripción clara, sencilla e inequívoca de toda la información que se necesita para montar, operar y mantener los equipos, e incluirán al menos la siguiente información:

− Una descripción detallada de los equipos, incluyendo sus partes, componentes y accesorios. También se incluirá un listado de planos y documentos relacionados.

− Principios operacionales. Se incluirán las bases técnicas que permitan visualizar la operación de los equipos, incluyendo planos y/o diagramas, cuando resulte pertinente.

− Instrucciones de montaje, incluyendo planos, esquemas, secuencias, tolerancias, equipos especiales y toda otra información necesaria para un correcto montaje del equipamiento.

− Instrucciones de operación. Las instrucciones deben ser claras, concisas y ordenadas de acuerdo a una secuencia lógica y fácil de seguir.

− Instrucciones de mantenimiento, reparación y detección de problemas o dificultades. Estas incluirán, entre otros, lo siguiente: Mantenimiento preventivo, indicando controles e inspecciones periódicas,

limpieza e intervenciones de rutina, procedimientos de lubricación, cuando procede.

Listado de lubricantes recomendados, cuando corresponda, indicando al menos 3 marcas registradas alternativas disponibles en Colombia o equivalentes para cada lubricante, fluido, grasa o similar.

− Listado completo de partes y repuestos con su codificación. − Reparaciones y ajustes, con indicaciones claras y completas para la remoción,

inspección y reemplazo de todas las partes y elementos del equipo. − Pruebas y ajustes que abarquen los procedimientos completos, después de la

reparación, o controles periódicos recomendados. − Listado de tolerancias, juegos, temperaturas, torque u otras medidas de ajuste. Procedimientos y secuencias para la detección de problemas o dificultades. Los manuales de los equipos deberán ser emitidos por el Proponente, en 3 copias, a lo menos 3 semanas antes de la fecha de entrega de los equipos. Adicionalmente, estos manuales se entregarán en archivos magnéticos en formato compatible con Microsoft Office.

 

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11. TRANSPORTE En el suministro y transporte de los equipos y materiales, se debe tener en cuenta las condiciones de localización y ambientales indicada en el numeral 7 de este documento CONDICIONES DE SERVICIO.

11.1 EMBALAJE Y TRANSPORTE A menos que se indique otra cosa en las Especificaciones Técnicas Particulares, y transporte del suministro debe considerar las condiciones de localización y facilidades de transporte indicadas en el numeral 7 de este documento CONDICIONES DE SERVICIO.

11.2 EMBALAJE DE REPUESTOS Los repuestos se deben empacar separados del equipo que se utilizará en el montaje en forma apropiada para ser almacenados por largo tiempo y cada uno de ellos debe ser identificado debidamente con etiquetas metálicas o plásticas indicando para qué equipos son, el número de parte según el fabricante y el número de identificación del plano de referencia.

11.3 EMBALAJE DE PARTES DELICADAS Los repuestos y/o partes delicadas se protegerán por medio de capas protectoras aplicadas por inmersión o embalándose en envolturas o recipientes sellados.

11.4 GABINETES Todos los gabinetes que se suministren se deben transportar totalmente armados, ensamblados y cableados. Todos los gabinetes con componentes electrónicos se deben empacar de tal forma que se eviten las vibraciones de transporte.

11.5 MATERIAL ELECTRÓNICO Todas las partes activas de repuesto tales como tarjetas electrónicas, componentes electrónicos, etc., se deben empacar de tal forma que se evite las vibraciones del transporte y deben tener en su interior bolsas de gel de sílice o aluminio activado para absorber la humedad.

Con el fin de evitar descargas electrostáticas que afecten los componentes electrónicos, todos estos se deben empacar utilizando alguna de las siguientes alternativas:

a) Utilizando bolsas de plástico caladas de material semiconductor. b) Utilizando bolsas de plástico que tengan una capa metálica. c) Envolviendo las tarjetas o componentes en hojas metálicas.  

 

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11.6 CABLES Todos los conductores deben suministrarse en carretes los cuales podrán ser de metal o de madera. En cualquier caso, deben tener una estructura suficientemente fuerte que pueda soportar el manejo durante el transporte, cargue, descargue y todas las operaciones de instalación del conductor. Los extremos del alambre o cable deben atravesar el ala del carrete y asegurarse convenientemente. Todos los carretes deben ser pintados en sus superficies interior y exterior, para protegerlos debidamente de la intemperie. Deben tener orificios de drenaje a lo largo de cada ala, lo más cerca posible a la parte inferior del recubrimiento del tambor. La longitud incluida en cada carrete debe ser continua, es decir, no se aceptan uniones o empalmes en el tramo de alambre suministrado en cada carrete. Los tambores de los carretes de metal deben ser envueltos con una cubierta protectora. Las alas de los carretes deben ser forradas con cartón de fibra resistente a la humedad. Los carretes de madera deben ser fabricados de madera lisa, plana, fácil de ensamblar y de espesor uniforme, de tal manera que no sufran deterioro cuando se almacenen por largo tiempo. La última capa de conductor debe ser envuelta con papel resistente a la humedad y que preserve al conductor de daños ocasionados por rotura de los listones. Los carretes deben ser enlistonados de tal manera que se prevenga el deterioro del alambre. Los listones deben fijarse firmemente a los bordes del carrete y asegurarse con flejes (zunchos) de acero. El orificio para el manejo de los carretes debe ser circular, centrado en su eje, con un diámetro mínimo de 76 mm. Debe estar protegido con una platina metálica en cada cara del carrete y un tubo metálico que atraviese el carrete, asegurados con pernos a cada ala del carrete, con el fin de prevenir su deterioro durante las operaciones de instalación de los alambres.

Los carretes deben estar claramente marcados en ambas caras, en forma indeleble, mediante un rótulo metálico cuyo diseño debe someterse a la aprobación por parte del Contratante y al menos con la siguiente información:

a) Contratante: GENSA S. A. E.S.P

b) Nombre del fabricante.

c) Código del proyecto.

d) Número del contrato.

e) Tipo de conductor.

 

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f) Sección del conductor.

g) Número del carrete.

h) Longitud del cable.

i) Año de fabricación del conductor.

j) Sentido correcto del rodamiento.

k) Masas neta y bruta correspondientes.

El Contratante, para efectos de recepción, aceptará una tolerancia en las longitudes previstas de cable de ±1%. Sin embargo se considerará para el pago las cantidades realmente solicitadas e instaladas.

11.7 ESTRUCTURAS METÁLICAS

Las estructuras metálicas deben ser empacadas desarmadas. Cada bulto debe contener miembros que tengan el mismo número de marcación.

Para que se mantengan bien atados durante el proceso de cargue, transporte y descargue, cada bulto debe atarse con un mínimo de tres flejes (ganchos) de suficiente resistencia. No se permitirán bultos que pesen más de 1000 kg.

Las platinas de tamaño irregular, ángulos de tamaños menores o accesorios, y en general las posiciones de las estructuras que no se presten para ser atadas en bultos o colocadas en estibas, deben ser empacadas separadamente en cajas de madera. La masa máxima por caja no debe exceder de 200 kg.

Los tornillos, tuercas y arandelas, deben empacarse en cajas de madera, luego de ser introducidos en sacos de suficiente resistencia para que mantengan el contenido seguro en caso de rotura de las cajas. Las cajas deben marcarse indicando los tipos de estructuras a que pertenecen. Las cajas no deben tener una masa mayor de 100 kg. Cada tornillo debe suministrarse ensamblado con su correspondiente tuerca y arandela plana. La rosca de las tuercas debe cubrirse con un lubricante para su protección.

12. GARANTÍA

A menos que se indique otra cosa en las Especificaciones Técnicas y/o documentos de solicitud de ofertas, el Proponente garantizará los equipos y componentes suministrados, por defectos en los materiales, componentes y mano de obra, por un período mínimo de 12 meses a partir de la puesta en servicio.

 

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El Proponente será responsable por todas las garantías entregadas por terceras partes, que cubran materiales o componentes usados en el suministro, por tanto, cualquier reclamo deberá ser acogido por el Proponente.

En caso de falla de cualquier parte del suministro, durante la vigencia del período de garantía, el Proponente deberá entregar en sitio e instalar las partes de reemplazo que sean pertinentes, sin costo para el Contratante.

13. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO La información incluida en el suministro deberá ser suficientemente clara y completa, como para que personal calificado del Contratante pueda montar, probar, operar y reparar los equipos suministrados, sin perjuicio de la responsabilidad del Proponente en relación con el suministro de los equipos.

14. EQUIPOS DE MEDIA TENSIÓN El oferente debe considerar los siguientes requisitos especiales para el suministro:

Descripción 

Celdas de med

ia ten

sión

 

Interrup

tores de

 med

ia 

tensión 

Tran

sformad

ores de 

instrumen

tos 

Cable de

 med

ia y baja 

tensión 

DPS

 

Sistem

as de protección

 

Sistem

as de control 

Material de cone

xión

 

Celdas de ba

ja te

nsión 

Ensayos de tipo (1)   x  x  x  x  x  x  x  x  x 

Experiencia suministros (2)  

x  x  x  x  x  x  x  x  x 

  

(1) Deberá constar en ellos la metodología aplicada, valores medidos y calculados, instrumentos empleados, circuitos de ensayo, estando perfectamente identificados los especímenes sometidos a ensayo, los que serán de idéntico diseño y tamaño de los ofrecidos.

(2) Antecedentes de suministros efectuados en los últimos años, indicando como mínimo modelo, cantidades y destinatario.

Las celdas de media tensión a suministrar son las siguientes:

• Una celda 15 kV para reserva en el sistema de media tensión. Esta celda se acoplará a celdas SIMOPRIME existentes en la sala de distribución. La celda

 

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usará configuración barra sencilla, incluye interruptor en vacio, transformadores de corriente, cuchillas de tierra, y DPS.

• Una celda 15 kV para la salida de 13,2 kV de San Fernando de Atabapo. Esta celda reemplazará a las funciones de la celda +K11 que corresponde a la unidad 6. La celda usará configuración barra sencilla, incluye interruptor en vacio, transformadores de corriente, cuchillas de tierra, y DPS. Esta celda reutilizará transformadores existentes en la celda +K11, usados para facturación.

• Para las celdas +K10, +K11, se suministrarán dos protecciones diferenciales, una para cada celda; la protección actuará como protección diferencial de generador transformador de las unidades 5 y 6.

14.1 INTERRUPTORES DE MEDIA TENSIÓN

14.1.1 ALCANCE

Esta sección específica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de interruptores automáticos.

14.1.2 NORMAS

Los interruptores automáticos deben cumplir las prescripciones de la última edición de las siguientes normas:

a) IEC 62271-100 “High-voltage alternating current circuit breakers"

b) IEC 62271-200 AC metal-enclosed switchgear and controlgear for rated voltages

above 1 kV and up to and including 52 kV

c) IEC 60694 Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear

standards

d) IEC 60044-1 “Current Transformers”

e) IEC 60044-2 “Inductive Voltage Transformers”

14.1.3 TIPO

Los interruptores automáticos deben ser tripolares, libres de reencendido, de una cámara por polo, con aislamiento y extinción en un vacío, para operación tripolar, aptos para recierres tripolares rápidos para líneas de distribución.

14.1.4 REQUISITOS

 

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El control del interruptor debe ser realizado para operarse local o remotamente por medio de un selector de tres posiciones (LOCAL-DESCONECTADO-REMOTO) y pulsador local para CIERRE y APERTURA.

El interruptor debe ser del tipo extraíble con contactos auxiliares de indicación conectado, desconectado. Igualmente deberá disponer de indicación de conectado, prueba, desconectado.

Las celdas en las cuales se alojarán los interruptores 13.2 kV deberán disponer de tres (3) transformadores de corriente y el número requerido de transformadores de tensión que se indican en estas especificaciones, los cuales deberán ser seleccionados acordes con la función a desempeñar, es decir, funciones de control, protecciones o de medida.

Las celdas de línea también dispondrán de seccionadores de puesta a tierra, para lo cual el proveedor deberá disponer de los enclavamientos mecánicos y eléctricos requeridos de manera que se garantice una operación segura independientemente de la acción de operador.

El proveedor debe considerar que el cierre de la cuchilla de puesta a tierra solo será permitido con el interruptor en posición prueba o desconectado. Un indicador de presencia de tensión por fase será dispuesto de manera que el operador pueda visualizar condición de línea energizada previa al cierre de la cuchilla de puesta a tierra.

El interruptor solo podrá ser extraído en posición abierto y con la puerta cerrada.

La endurancia mecánica del interruptor será M2, mientras que la endurancia eléctrica será E2.

Para las celdas de 13,2 kV a acoplar con existentes, se requiere conexión con cable de media tensión 1/0 AWG ó 250 MCM aluminio 15 kV. El contratista está en libertad de suministrar, incluido en el costo, celdas de remonte para facilitar la conexión. En todo caso es responsabilidad del contratista proveer toda obra adicional a la contemplada en la construcción civil para implementar su solución. La celda de remonte o compartimientos de conexión deben cumplir los mismos requisitos en materia de protección de arco y operación de la celda principal.

14.1.5 COMPARTIMENTACIÓN Las celdas de media tensión deben ser compartimentadas de manera que:

• Se disponga de un compartimiento para barras, uno para interruptor, uno para cables y equipo provenientes del alimentador.

• Compartimiento para equipo de protección y auxiliares de la celda.

 

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• Accesibilidad de las celdas desde la parte frontal de las mismas. • El tipo de partición a utilizar será metálica. • La categoría de pérdida de continuidad de servicio será LSC 2B. • La clasificación de arco interno será IAC A FLR. 

14.1.6 PROTECCION DE ARCO La celda de media tensión debe venir provista con protección activa contra arco interno. La protección de arco usará medio de detección óptico y dispondrá de supervisión para evitar falsas operaciones por influencia de iluminación externa.

14.1.7 MECANISMO DE OPERACIÓN

Cada mecanismo de operación debe ser equipado con contactos de cierre y apertura, los cuales deben ser eléctricamente independientes, para una tensión máxima de 250 Vcc y una corriente permanente asignada de 10 A.

Los circuitos de fuerza y control deben ser totalmente independientes. El motor debe ser protegido por medio de un guardamotor (motor circuit-breaker), el cual debe tener un contacto para señalización remota para cuando se encuentre en posición abierta o disparado; el contacto será supervisado por la unidad de adquisición de datos o la protección de la celda. El circuito de control debe ser protegido por medio de un mini-interruptor, el cual debe tener un contacto para señalización remota para cuando se encuentre en posición abierta o disparado; el contacto será supervisado por la unidad de adquisición de datos o la protección de la celda vecina. La alimentación de los circuitos de control de las celdas 13,2 kV se hará desde fuentes de alimentación provenientes de interruptores separados. Para las celdas de 13,2 kV internamente los circuitos de control se separan en alimentación de relés 1 (Sobrecorriente) y alimentación de relés 2 (Diferencial, cuando exista), alimentación de control y apertura circuito 1.

El mecanismo de operación debe ser suministrado completamente cableado, incluyendo las conexiones a los contactos auxiliares. Las conexiones externas deben ejecutarse en borneras debidamente identificadas. El mecanismo de operación debe ser equipado con un indicador mecánico de posición del interruptor, con señalización fácilmente visible desde el exterior del gabinete, donde se indique si el interruptor se encuentra abierto o cerrado. De igual forma, el mecanismo de operación debe tener un contador de operación en donde se indique la cantidad total de operaciones del interruptor.

El mecanismo de operación será del tipo de acumulación de energía por resorte, la carga de dicho resorte debe ser efectuada mediante un motor o por un sistema auto-contenido. El mecanismo debe tener una indicación de RESORTE

 

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CARGADO/RESORTE LIBRE. Se deben incluir provisiones para cargar el resorte de cierre mediante una palanca manual durante condiciones de emergencia.

14.1.8 ACCESORIOS Cada interruptor automático debe ser suministrado con todos los accesorios necesarios, incluyendo, pero no limitándose a los siguientes:

a) Placa de características de acuerdo con la Publicación IEC 62271-100. b) Herramientas especiales necesarias para el montaje, mantenimiento y reparación de

los interruptores (para el total de los equipos). c) Estructura soporte para inserción extracción del interruptor de 34,5 y 13,2 kV.

El oferente deberá incluir una lista recomendada de repuestos para el tipo y cantidad de interruptores que suministran.

14.1.9 PRUEBAS

Cada interruptor debe ser completamente ensamblado y ajustado en fábrica y ser sometido a las pruebas de rutina para garantizar condiciones confiables de operación de todos los componentes. Si los interruptores deben ser desarmados para transporte, todos los elementos y partes deben ser debidamente marcados e identificados para facilitar su montaje en el sitio.

14.1.9.1 PRUEBAS DE RUTINA Cada interruptor debe ser completamente ensamblado en la fábrica y sometido a las pruebas de rutina.

14.2 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

 14.2.1 ALCANCE

Este capítulo especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de transformadores de corriente.

14.2.2 NORMAS Los transformadores de corriente deben ser diseñados conforme a las prescripciones de la última edición de las siguientes normas:

a) IEC 60044: "Instrument transformers"

14.2.3 TIPO Y CONSTRUCCIÓN Los transformadores de corriente deberán ser embebidos en resina, de relación múltiple con cambio de relación en el primario.

 

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Los transformadores de corriente serán instalados en el compartimiento de equipos del lado de la carga.

14.2.4 ACCESORIOS

Los transformadores de corriente deben ser suministrados con los siguientes accesorios:

a) Placa de características de acuerdo con la Publicación IEC 60044-1. b) Conectores de alta tensión, lado de llegada de conductores de alta tensión. c) Curvas de error de relación y ángulo de fase tomadas durante las pruebas, para

todas las relaciones de corriente.

14.2.5 PRUEBAS

14.2.5.1 PRUEBAS DE RUTINA Las pruebas de rutina deben ser efectuadas de acuerdo con lo estipulado en la Publicación IEC 60044-1, Cláusula 8, 11.5 y 12.6.

14.3 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN

14.3.1 ALCANCE

Este capítulo especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de transformadores de tensión.

14.3.2 NORMAS Los transformadores de tensión deben ser fabricados según las prescripciones de la última edición de las siguientes normas:

a) Publicación IEC 60044: "Instrument transformers"

14.3.3 TIPO Y CONSTRUCCIÓN Los transformadores de tensión deben ser del tipo inductivo, para conexión entre fase y tierra. El transformador de tensión debe tener dos devanados secundarios eléctricamente separados. Los transformadores de tensión deben ser suministrados ajustados en fábrica para la clase de precisión y carga de precisión solicitadas, de tal forma que no sea necesario su ajuste en el sitio.

La relación de tensión será igual en ambos devanados secundarios. Uno de los devanados será usado para propósitos de medida y el segundo para propósitos de protección.

 

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14.3.4 ACCESORIOS Los transformadores de tensión deben ser suministrados con los siguientes accesorios:

a) Interruptores miniatura adecuados para protección de los circuitos secundarios de tensión, con contactos auxiliares para indicación de apertura y disparo, los cuales deberán estar alojados en la caja prevista para cada secundario de cada transformador de tensión.

b) Placa de datos en aluminio anodizado, de acuerdo con lo estipulado en la Publicación IEC 60044-2.

c) Curvas de error de relación y ángulo de fase tomadas durante las pruebas para los dos devanados.

 

14.3.5 PRUEBAS

14.3.5.1 PRUEBAS DE RUTINA Las pruebas de rutina deben ser efectuadas de acuerdo con lo estipulado en la más reciente publicación IEC.

14.4 DISPISITIVOS DE PROTECCIÓN CONTRA SOBRETENSIONES

14.4.1 ALCANCE Este capítulo especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de los dispositivos de protección contra sobretensiones.

Cada celda de media tensión debe disponer de DPS en su compartimiento de cables.

14.4.2 NORMAS

Los DPS deben cumplir con los requerimientos estipulados en la última edición de las siguientes normas:

• IEC 60099-4: "Surge Arrester. Part 4: Metal oxide surge arrester without gaps for a.c. systems".

• IEEE C62.11 IEEE Standard for Metal-Oxide Surge Arresters for AC Power Circuits (> 1 kV).

• NTC 4389 Descargadores de sobretensión (Pararrayos) de óxido metálico sin espaciadores (gaps) para sistemas de corriente alterna.

• NTC 2076 (ASTM A-153) Galvanizado por inmersión en caliente para herrajes y perfiles estructurales en hierro y acero.

• RETIE Reglamento técnico de instalaciones eléctricas. 

14.4.3 CARACTERÍSTICAS GENERALES

 

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  Los DPS deben ser de óxido de zinc (ZnO) sin explosores. Los DPS se conectarán entre fase y tierra. Los DPS serán instalados en el compartimiento de llegada de cables de las celdas de media tensión, en las llegadas de las líneas de media tensión. Para el transformador auxiliar se suministran DPS tipo codo.

Los descargadores deben ser aptos para operación frecuente dada su exposición a sobretensiones tipo rayo y tipo maniobra de líneas y transformadores de potencia.

La corriente permanente deberá retornar a un valor constante, no creciente, luego de la disipación de un transitorio provocada por una sobretensión o descarga (garantizando el equilibrio térmico).

No deberán presentar descargas por efecto corona. Dentro de las condiciones indicadas de operación no deberá presentarse ninguna reacción química ni deterioro visible.

En operación normal no se deberá requerir tipo alguno de mantenimiento. Las características constructivas de los DPS será tal que asegure para los mismos un servicio permanente y continuo, libre de las influencias de la humedad y de las demás condiciones atmosféricas que puedan perjudicar su desempeño.

El Contratista debe incluir en los manuales de operación y mantenimiento la siguiente información:

a) Tensiones residuales para diferentes corrientes y frentes de onda. b) Curvas de tensión a frecuencia industrial contra tiempo.  

14.4.4 PUESTA A TIERRA

Los Descargadores de sobretensión se deben suministrar con bornes de puesta a tierra para recibir conductores de cobre trenzado de calibre hasta 4/0 AWG.  

14.4.5 ACCESORIOS Los DPS deben ser suministrados con los siguientes accesorios:

a) El envase de los descargadores, será diseñado de manera que permita evacuar de formas segura y rápida la sobretensión sin que se presente la expulsión de componentes internos. Los ensayos de capacidad de aguante al cortocircuito deberán ejecutarse de acuerdo a IEC.

b) Conectores para terminal de alta tensión (fase) del descargador y de tierra. El diseño de los conectores permitirán conectar el pararrayos a un cable pasante horizontal o un cable que entra verticalmente, este conector deberá estar localizado en la parte superior eje central del pararrayos; para la conexión de puesta a tierra el

 

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conector deberá permitir la conexión del pararrayos a un cable de cobre pasante horizontal. Las conexiones típica para los DPS uso exterior son:

• Soporte de tubería pasante de aluminio 50/4 para llegada de 13,2 kV a

transformador. c) Placa de características de acuerdo con la Publicación IEC 60099-4 Cláusula 3.1.

En la placa de características se debe indicar también la capacidad de disipación de energía.

 

14.4.6 REQUISITOS CONSTRUCTIVOS

14.4.6.1 COMPONENTES La envolvente exterior será caucho siliconado (Silicone Rubber) para uso eléctrico de alta calidad. Los niveles de aislamiento del aislador del DPS serán conforme a la norma IEC 60099-4. Todas las partes metálicas deberán ser no ferrosas, deberán ser galvanizadas en caliente. Se proveerán cierres herméticos en los puntos de contacto entre el aislador y las partes metálicas. Deberá emplearse medios adecuados para transferir el calor generado en los elementos de ZnO al alojamiento polimérico, el cual a su vez deberá disiparlo al exterior. Se proveerá un dispositivo de alivio de presión (si aplica según el diseño del fabricante) que deberá minimizar cualquier efecto explosivo que pueda presentarse en caso de aparecer una elevada presión interna por pérdida de la estabilidad térmica del DPS.

14.4.6.2 ACCESORIOS  

14.4.6.2.1 HERRAJES Los descargadores de sobretensión serán diseñados para que se puedan montar sobre estructura soporte de las celdas de media tensión, estructura de soporte en el transformador de potencia, estructura soporte en la llegada de líneas. Deberán ser de acero galvanizado en caliente según la norma ICONTEC 2076 (ASTM A-153) (610 gr/m2) para trabajo pesado tipo B.

Tuercas, tornillos y arandelas deberán cumplir con lo requerido en la norma ICONTEC 2133 (ANSI C 37-42) numerales 2.4.4.1 y 2.4.4.2

 

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Los defectos del galvanizado tales como falta de adherencia del zinc al acero, bajo espesor, variaciones excesivas del espesor de la capa de zinc, aspereza excesiva u otros defectos que indiquen que el galvanizado no ha quedado en forma satisfactoria, constituyen causa suficiente para que las piezas afectadas sean rechazadas.

14.4.6.2.2 TORNILLO DE FIJACIÓN. Los descargadores deberán proveerse con tornillo para fijación a cruceta metálica el cual deberá ser: Tornillo de máquina galvanizado en caliente de ½”x2” doble arandela redonda de ½” + una (1) arandela de presión de ½” + una (1) tuerca. (Galvanizadas).

14.4.6.3 CONEXIONES Los conectores de los DPS deberán ser suministrados por el oferente y deben ser aptos para el uso.

Los conectores deberán ser aptos y de diseño tal que permitirán conectar el descargador a un cable pasante horizontal o tubo pasante horizontal o un cable que entra verticalmente, este conector debe estar localizado en la parte superior eje central del pararrayos (conector de fase). Para la conexión del borne de alta tensión del descargador a la fase, téngase en cuenta el cable a usar en las conexiones indicados en ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. y los de puesta a tierra deberán ser aptos para alojar un cable de Cu de hasta 16 mm tal como se ha indicado en ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..

14.4.6.4 CARGAS EN EL BORNE TERMINAL El oferente deberá informar en la soportabilidad de carga de los terminales del descargador de sobretensiones de acuerdo a las dimensiones y pesos de los cables a usar en las conexiones desde las líneas eléctricas, teniendo en cuenta que las conexiones se realizarán usando los siguientes conductores:

• Conexión del terminal de puesta a tierra a la malla de puesta a tierra: para conectar cable de cobre desnudo hasta 4/0 AWG.

14.4.6.5 NIVELES DE AISLAMIENTO

Los niveles de aislamiento de los descargadores serán conforme al numeral 10.8.2.2 de IEC60099-4. No obstante, el oferente deberá efectuar las consideraciones de diseño a que haya lugar teniendo en cuenta las condiciones de servicio indicadas en estos términos de referencia en los numerales 2 y 3. 

14.4.6.5.1 CARACTERÍSTICAS DIMENSIONALES.  

El oferente deberá presentar los planos dimensionales de los equipos a suministrar.

 

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14.4.6.5.2 OTRAS CARACTERISTICAS. En relación con los límites de elevación de temperatura o estabilidad térmica, descargas parciales y demás características no especificadas anteriormente, deberán cumplir lo señalado al respecto en la norma IEC60099-4 para Descargadores de sobretensiones.

14.4.6.6 PLACA DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Los Descargadores de sobretensión deberán ser identificados mediante placa de características de conformidad con el numeral 4.1 Arrester Identification de la norma IEC 60099-4, por lo tanto deberá incluir:

• Tensión de operación continúa. • Tensión nominal. • Frecuencia nominal. • Corriente de descarga nominal. • Corriente de alivio de presión en kA. • Nombre del fabricante, marca comercial, tipo e identificación completa del

descargador. • Año de fabricación. • Número de serie. • Clase de descarga de línea o tipo de trabajo. • Nivel de aislamiento a la contaminación de la carcaza (IEC 60815). Además deberá incluirse el texto: GENSA. S.A. E.S.P. La placa de ser visible en la posición de servicio e instalación normal.

14.4.7 EMPAQUE E IDENTIFICACIÓN Cada Descargador de sobretensión deberá ser empacado en una caja de cartón por unidad. El empaque debe asegurar una correcta protección de los Descargadores de sobretensión, de tal manera que permita un transporte seguro hasta la entrega en el almacén de la GENSA y desde este hasta los sitios de instalación. La caja del descargador individual deberá ser marcada como mínimo con los siguientes datos: Tensión de operación continúa. Tensión nominal. Nombre del fabricante, marca comercial. Año de fabricación. Tipo de trabajo.

14.4.8 ENSAYOS 

 

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Los descargadores objeto de esta solicitud de ofertas deberán someterse a los ensayos que se indican a continuación, de acuerdo a las recomendaciones contenidas en la norma IEC 60099-4 y a las condiciones establecidas en las misma.

Los ensayos se clasifican en ensayos de tipo, ensayos de rutina, ensayos especiales y ensayos de recepción.

Los oferentes deberán presentar con su oferta los ensayos de tipo que posea y que se hayan efectuado a los descargadores del tipo, referencia y marca que oferta o de la familia que se oferta.

En los ensayos de tipo se debe verificar quien los realiza, esto es, si se efectúan por un laboratorio de tercera parte o el laboratorio del fabricante y deberá indicar claramente si el ensayo se aprueba o no.

14.4.8.1 ENSAYOS DE TIPO 

Los ensayos de tipo definidos en IEC 60099-4 obedecen a lo indicado en 7.1 Type Test (desing test) y sección 9: 1) Insulation withstand tests, see 7.2 and 9.7.2.

2) Residual voltage test, see 5.3 and 7.3.

3) Long-duration current impulse withstand test, see 7.4 and 9.7.4.

4) Operating duty tests, see 7.5 and 9.7.5.

5) Short circuit tests, see 5.11 and annex O.

6) Test of arrester disconnectors see 7.6 and 9.7.6.

8) Internal Partial discharge tests, see 5.4 and 7.8.

9) Seal leak rate test, see 5.5 and 13.7.4.

11) Moisture ingress test, see 9.7.9.

12) Weather ageing test, see 9.7.10.

El oferente deberá presentar copia de los ensayos de tipo que posea.

14.4.8.2 ENSAYOS DE RUTINA 

Están destinados a eliminar los descargadores que presenten defectos de fabricación. Se efectuarán sobre la totalidad de los descargadores presentados a recepción.

 

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Los siguientes ensayos aplican como de rutina de conformidad con IEC 60099-4 Sección 8 Routine Test and Acceptance Test y se aplicarán a todos los Descargadores de sobretensión a entregar en esta solicitud de ofertas: 

a) Verificación visual general y dimensional.

b) Measurement of referente voltage (Uref).

c) Residual Voltage Test.

d) Internal Partial Discharge Test.

Los valores de estas características deberán cumplir con lo declarado por el fabricante en el cuadro de características técnicas garantizadas.

El fabricante presentará protocolos de ensayos a los descargadores y deberán ser entregados con el lote.

14.4.9 INFORMACIÓN ADICIONAL Y COMPLEMENTARIA

El oferente debe incluir en su propuesta suficiente información sobre las características de los Descargadores de sobretensión, sus principios de funcionamiento y conexiones, catálogos, descripciones, instrucciones que acrediten la calidad del material ofrecido, además de las ventajas de instalación.

El oferente aportará a GENSA la siguiente documentación adicional a la anteriormente enunciada (subsanable):

Descripción del proceso de fabricación. (Subsanable).

Ensayos de tipo y reporte de los mismos realizados por un laboratorio de tercera parte o por el fabricante (los que posea).

Planos (diagramas de bloques, de conexión) del Descargador de sobretensión (subsanable).

Plano acotado de dimensiones generales (subsanable).

Accesorios para la instalación de los Descargadores de sobretensión

14.4.10 DOCUMENTOS A SUMINISTRAR POR EL FABRICANTE 

El fabricante deberá suministrar a GENSA manuales, catálogos e información de placa de características, diagramas de conexión, instrucciones de montaje e instalación, operación, calibración y mantenimiento, verificación y protocolos de prueba (subsanable).

 

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Las unidades de medida utilizadas en todos los documentos serán las del Sistema Internacional de Unidades (SI) de acuerdo con la norma ISO-1000 (subsanable).

GENSA podrá reproducir, publicar, usar, suministrar a terceras personas o divulgar en cualquier forma o para cualquier propósito cualquiera de los documentos suministrados por el fabricante y establecidos en los documentos del contrato.

14.4.11 PRUEBAS

14.4.11.1 PRUEBAS DE RUTINA

Las pruebas de rutina deben hacerse de acuerdo con los requerimientos estipulados en la Cláusula 9.1 de la Publicación IEC 60099-4.

14.5 AISLADORES

14.5.1 ALCANCE Este capítulo especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de aisladores de soporte y cadenas de aisladores. El suministro incluye dieciocho (18) aisladores de soporte para el lado de 13,2 kV.

14.5.2 NORMAS  

Los aisladores deben cumplir con los requerimientos estipulados en la última edición de las siguientes normas:

a) ICONTEC NTC 1170. “Electrotecnia. aisladores tipo suspensión de porcelana fabricados por proceso húmedo y de vidrio templado”.

b) ICONTEC NTC 4669. “Dispositivos de bloqueo para acoples de cuenca y bola de unidades de cadenas de aisladores. dimensiones y ensayos”.

c) IEC Publicación 60168: "Test on indoor and outdoor post insulators of ceramic material or glass for systems with nominal voltages greater than 1000 V".

d) IEC Publicación 60273: " Characteristics of indoor and outdoor post insulators for systems with nominal voltages greater than 1000 V".

e) ICONTEC NTC 4629. “Ensayo de radiointerferencia en aisladores de alta tensión”

f) IEC Publicación 61109: “Composite insulators for a.c. overhead lines with a nominal voltage greater than 1000 V. Definitions test methods and acceptance criteria”.

g) IEC 60815 “Guide for Selection of insulators in respect of polluted conditions”

 

    48

14.5.3 AISLADORES DE SOPORTE Los aisladores de soporte, deben ser cilíndricos de núcleo macizo y deben ser suministrados completos, con los accesorios para ser fijados a la estructura de soporte y los conectores de alta tensión.

14.5.4 AISLADORES DE RETENCIÓN Los aisladores de cadena serán unidades tipo bola y cuenca de porcelana o poliméricos con anillo de Zinc en el vástago. Se deben suministrar todos los elementos necesarios para fijar el conductor a la cadena de aisladores. De igual forma, todos los herrajes necesarios para fijar las cadenas de aisladores a las estructuras deben ser suministrados, todos los herrajes serán en acero inoxidable.

Opcionalmente el Contratista podrá suministrar cadenas de retención y suspensión del tipo caucho siliconado que cumplan con las características establecidas en estas especificaciones y diseño de los aisladores que suministraría todos los herrajes serán en acero inoxidable.

El Contratista debe tener en cuenta que el producto debe ser fabricado con materiales de calidad y que sean resistentes a las condiciones de instalación en la subestación.

14.5.5 PRUEBAS

14.5.5.1 PRUEBAS DE RUTINA

Las pruebas de rutina de los aisladores serán ejecutadas de acuerdo a la última versión de IEC.

14.6 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS 

14.6.1 CELDAS DE MEDIA TENSIÓN USO INTERIOR 15 KV  

ÍTEM  DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERISTICAS 

UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

1  Fabricante         

2  País         

3  Referencia         

4  Norma    IEC 62271‐200     

5  Tipo de ejecución    Interior      

6  Número de fases    3     

7  Número de barrajes ‐ tripolar    1     

 

    49

ÍTEM  DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERISTICAS 

UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

8  Tensión nominal   kV  13,2     

9  Frecuencia nominal  Hz  60     

10  Tensión máxima de servicio   kV  15     

11  Tensión soportada a frecuencia industrial 

kV  38     

12  Tensión soportada al impulso tipo rayo 

kV  95     

13  Corriente en servicio continuo  A  3630     

15  Corriente de cortocircuito de corta duración 

kA  25     

16  Duración de cortocircuito  Seg  1     

17  Valor de cresta de la corriente de cortocircuito 

kA  65     

18  Grado de protección IP    40     

19  Categoría de pérdida de continuidad de servicio 

  LSCB2     

20  Clase de separación    PM     

21  Clasificación IAC     AFLR     

22  Corriente y duración arco interno  kA; seg 25; 1     

23  Peso neto de la celda con todos los equipos instalados 

kg       

24  Dimensiones generales         

  a) Altura   mm       

  b) Ancho   mm       

  c) Profundo   mm       

25  Consideraciones de instalación         

  a) Distancia mínima a la pared   mm       

  b) Distancia mínima placa de techo   mm       

  c) Distancia mínima frontal   mm       

26  Ductos de gases    Especificar y detallar si se requiere. 

   

 

    50

ÍTEM  DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERISTICAS 

UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

27  Documentación en copia física y digital a suministrar 

       

  a) Guía de obra civil    Requerida     

  b) Manual de montaje     Requerida     

  c) Manual de operación     Requerida     

  d) Manual de mantenimiento    Requerida     

  e) Lista de partes y piezas para pedido de repuestos 

  Requerida     

28  Documentación técnica de las celdas para evaluación 

  Anexo N°     

29  Cumplimiento con el sistema de calidad 

  ISO 9001     

 14.6.2 INTERRUPTOR DE MEDIA TENSIÓN USO INTERIOR 13,2 KV 

 

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA

OFRECIDO  FOLIO 

1  Fabricante         

2  País         

3  Referencia         

4  Norma    IEC 62271‐100 

   

5  Medio de extinción    Vacío     

6  Número de polos    3     

7  Tipo de ejecución    Interior extraíble 

   

8  Tipo de operación    Tripolar     

9  Frecuencia asignada  Hz  60     

10  Tensión máxima de servicio   kV  15     

11  Tensión nominal   kV  13,2     

12  Tensión soportada a frecuencia industrial 

kV  38     

13  Tensión soportada al impulso tipo rayo 

kV  95     

 

    51

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA

OFRECIDO  FOLIO 

14  Corriente de servicio continuo  A       

  a) Salidas  A  630     

15  Capacidad de corte nominal de cortocircuito 

kA  25     

16  Capacidad de cierre nominal de cortocircuito 

kA  65     

17  Tensión de restablecimiento [1]    Según IEC 62271‐100 

   

18  Factor de primer polo    1,5     

19  Apertura de líneas en vacío         

  a) Capacidad de corte  A       

  b) Sobretensión  de  maniobramáxima 

kV       

20  Apertura de corrientes inductivas pequeñas 

       

  a) Capacidad de corte  A       

  b) Sobretensión  de  maniobra máxima 

kV       

21  Máxima diferencia de tiempo entre contactos de diferente polo al tocarse durante un cierre o al separarse durante una apertura 

 

ms  

   

22  Maniobra de apertura         

  a) Tiempo de apertura  ms       

  b) Tiempo de arco  ms       

  c) Tiempo de corte total  ms       

23  Tiempo muerto  ms       

24  Tiempo mínimo de recierre  ms       

25  Maniobra de cierre         

  a) Tiempo de establecimiento  ms       

  b) Tiempo de prearco  ms       

  c) Tiempo de cierre  ms       

26  Distancia mínima en aire         

  a) Entre polos  mm       

 

    52

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA

OFRECIDO  FOLIO 

  b) A tierra  mm       

  c) A través del polo  mm       

27  Línea de fuga         

  a) A través del polo  mm       

  b) Entre partes vivas y tierra  mm       

28  Dispositivo antibombeo    Sí     

29  Interruptor sin reencendido    Sí     

30  Disparo libre    Sí     

31  Bloqueo para evitar cierre    Sí     

32  Número de contactos auxiliares de reserva 

       

  a) De apertura    2     

  b) De cierre    2     

33  Dispositivos de cierre y apertura         

  a) Tensión de alimentación c.c  Vcc  125     

  b) Número  de  bobinas  de  aperturapor mecanismo 

  2     

  c) Número de bobinas de  cierre pormecanismo 

  1     

  d) Consumo de la bobina de cierre  W       

  e) Consumo de la bobina de apertura W       

  f) Margen  de  tensión  de  bobina  deapertura 

%  80‐110     

  g) Margen de  tensión de   bobina decierre 

%  80‐110     

34  Contador de operaciones del mecanismo 

  Sí     

35  Datos del mecanismo de operación         

 

    53

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA

OFRECIDO  FOLIO 

  a) Tipo         

  b) Consumo para cierre  VA       

  c) Consumo para apertura  VA       

  d) Margen de tensión para operaciónnormal del mecanismo 

V        

  e) Grado de protección IP    40     

36  Datos de operación del mecanismo         

  a) Tiempo  de  carga  del  resorte(Siaplica) 

Seg       

  b) Posibilidad de carga manual de losresortes del interruptor 

  SI     

37  Datos del motor del mecanismo         

  a) Tipo         

  b) Tensión   Vcc  125     

  c) Potencia  W       

  d) Contador de operaciones si/no         

  e) Margen de tensión de operación  %       

38  Número de operaciones sin mantenimiento (solamente se permite lubricación) 

       

  a) A la corriente nominal         

  b) A  la  corriente  de  cortocircuitonominal 

       

39  Masa neta del interruptor  kg       

40  Capacitancia         

  d) Entre contactos abiertos  pF       

  e) Entre contactos y tierra  pF       

41  Documentación técnica del interruptor para evaluación 

  Anexo N°     

 

    54

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA

OFRECIDO  FOLIO 

42  Cumplimiento con el sistema de calidad 

  ISO 9001     

14.6.3 CUCHILLA DE TIERRA 15 KV

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

1  Fabricante         

2  País         

3  Referencia         

  a) Seccionador de puesta a tierra         

4  Normas    IEC 62271     

5  Número de polos    3     

6  Tipo de ejecución    Interior     

7  Tipo de construcción seccionadores         

8  Tensión nominal  kV  15     

9  Tensión soportada al impulso tipo rayo 

       

  a) A tierra y entre polos  kV  95     

10  Tensión soportada a la frecuencia industrial 

       

  a) A tierra y entre polos  kV  38     

11  Frecuencia nominal  Hz  60     

12  Corriente nominal  A  630     

13  Corriente de corta duración admisible (Ith) 

kA  25     

14  Duración del cortocircuito (t)  s  1     

15  Valor de cresta de la corriente admisible 

kA  63     

16  Apertura de pequeñas corrientes         

  a) Corriente  inducida  en  cuchilla  depuesta a tierra 

A       

 

    55

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

17  Tensión nominal de alimentación de dispositivos de apertura y cierre de circuitos auxiliares c.c 

V  125     

18  Esfuerzo máximo exigido por la maniobra manual 

       

  a) Seccionador de puesta a tierra  Nm       

19  Distancias de aislamiento         

  a) Entre polos  mm       

  b) A tierra  mm       

  c) A  través  de  la  distancia  deseccionamiento 

mm       

20  Masa neta         

  a) Seccionador  de  conexión  conpuesta a tierra 

kg       

21  Número de contactos auxiliares de reserva 

       

  a) De apertura de fin de carrera         

  b) De cierre de fin de carrera         

22  Datos sísmicos         

23  Cumplimiento con el sistema de calidad 

  ISO 9001     

 

14.6.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE USO INTERIOR 13,2 KV 

 ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

1  Fabricante         

2  País         

3  Referencia         

4  Normas    IEC 60044‐1     

5  Tipo de ejecución    Interior     

6  Tensión máxima de operación  kV   15     

 

    56

 ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

7  Tensión soportada a la frecuencia industrial 

kV   38     

8  Tensión soportada al impulso tipo rayo 

kV   95     

9  Frecuencia nominal  Hz  60     

10  Corriente nominal primaria         

  • Generadores  A  50‐100     

  • Línea  A  50‐100     

11  Corriente nominal secundaria  A  5‐5     

12  Límite térmico  kA   25     

13  Límite dinámico  kA   65     

14  Cantidad y clase de núcleos         

  a)  Medida    1     

  b)  Protección    1     

15  Características de núcleos de medida        

  a) Relación de transformación           

  Lineas    50‐100/5‐5     

  Transformador    50‐100/5‐5     

  b) Clase de precisión    0,5s     

  c) Carga de precisión  VA  10     

  e) Resistencia  del  devanadosecundario a 75 °C 

Ohm       

  f) Corriente límite  (IPL)  A       

  g) Factor de seguridad (FS)    ≤ 10     

  h) Gama extendida de corriente  %  120     

16  Características de núcleos de protección convencionales 

       

  a) Relación de transformación           

  Líneas    50‐100/5‐5     

  Transformador    50‐100/5‐5     

 

    57

 ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

  b) Carga de precisión  VA  10     

  c) Clase de precisión    10P     

  d) Factor límite de precisión    20     

  e) Resistencia  del  devanadosecundario a 75°C 

ohm       

17  Cambio de relación en el primario    Sí     

18  Distancia de arco  mm       

19  Masa neta  kg       

20  Documentación técnica del CT para evaluación 

  Anexo N°     

21  Cumplimiento con el sistema de calidad 

  ISO 9001     

 

14.6.5 DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN 13,2 KV 

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO  OFRECIDO  FOLIO 

1  Fabricante         

2  País         

3  Referencia         

4  Norma    IEC 60044‐2     

5  Tipo de instalación.    Exterior     

6  Designación de tipo.    Heavy duty     

7 

Tipo de aislamiento exterior (envolvente o housing) auto extinguible o retardante a la llama. 

  Polimérico 

   

8  Clase de descargador.    Subestación     

9  Frecuencia nominal.  Hz  60     

 

    58

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO  OFRECIDO  FOLIO 

10  Tensión nominal del sistema.   kV  13,2      

11  Tensión máxima del sistema.  kV  15     

12  Tensión nominal Ur.  kV  12     

13 Tensión Máxima de operación continúa Uc. 

kV  12,7     

14  Mínima corriente de descarga.   kA  10     

15 Mínima corriente asignada del dispositivo de alivio de presión. 

kA  25     

16 

Capacidad de sobretensión temporal con energía previa (mínima sobretensión temporal soportada, luego de absorber energía). 

   

   

  a) Para 1 seg  kVef       

  b) Para 10 seg  kVef       

17 

Máxima Tensión Residual al Impulso onda de corriente 30/60 useg frente suave  tipo Maniobra. 

   

   

  a) Para 100 A.  kVpic      

  b) Para 500 A.  kVpic      

  c) Para 1000 A.  kVpic      

18 Máxima tensión residual onda de corriente 8/20 µs tipo rayo 

       

  a) Para 5 kA.  kVpic      

 

    59

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO  OFRECIDO  FOLIO 

  b) Para 10 kA.  kVpic      

  c) Para 20 kA.  kVpic      

19 Máxima Tensión Residual al Impulso onda de corriente 1/(2‐20)  useg frente escalón /FO.   

Para 10 kA 

kVpic    

20 Capacidad Mínima de disipación de energía para dos impulsos de larga duración. 

kJ/kV ≥ 3,0    

21 Mínima Clase de descarga IEC 600099‐4 (Line Discharge Class).

   Clase 2     

22  Intensidad de descarga.           

  a) Para alta corriente 4/10 useg. kApic      

 b) Para baja corriente 2000 useg. 

Apic       

23 Tensión soportada por el aislamiento, (Correspondientes a 1000 m.s.n.m). 

      

 a) Onda de impulso LIWL 1.2/50 us.  

KVpic      

  b) En seco (1) minuto 60 Hz.  KVef       

 c) En húmedo SIWL (250/2500 us). 

KVpic      

24 Distancia línea de fuga a tierra nominal. 

mm/kV 

20     

25  Factor sísmico.  g  indicar     

26  Esfuerzo soportable cantiliver         

 

    60

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO  OFRECIDO  FOLIO 

  Estático  N       

  Dinámico  N  500     

27  Peso bruto.     Kg     

28 Moldeado directo de la silicona sobre las  partes activas del pararrayos.  

(SI o NO) 

indicar    

29 Certificado de conformidad de producto conforme a norma técnica. 

   Obligatorio    

30 Certificado de conformidad conforme a norma RETIE. 

   Obligatorio     

31 Cumplimiento con el sistema de calidad.  

  ISO 9001     

32  Adjuntar catálogo detallado.     Especificar     

15. SISTEMAS DE PROTECCIÓN 

15.1 ALCANCE Este capítulo especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro de los equipos de protección y del sistema de gestión de los relés de protección.

El suministro incluye una (1) protección de sobrecorriente para el lado de 13,2 de los generadores y líneas, una (1) protección diferencial para el transfomador, una (1) unidad de verificación de sincronismo para el lado de 13,2 kV y lado de 0,48 kV de cada generador. Se requieren adicionalmente dos protecciones diferencial para instalar en las celdas +K10 y +K11.

También se incluyen entre otros unidades de disparo, supervisión de circuito disparo, reles auxiliares.

15.2 NORMAS

 

    61

 Los equipos de protección, y el sistema de gestión de los relés de protección deben cumplir con las prescripciones de la última edición de las siguientes normas:

a) Publicación IEC 60255: "Electrical relays".

b) Publicación IEC 60297: "Dimensions of mechanical structures of the 482.6 mm (19 in) series".

c) Publicación IEC 60794: "Optical fibres cables".

d) Publicación IEC 60874: "Connectors for optical fibres and cables".

e) Publicación IEC 60870: “Telecontrol equipments and systems”.

f) Publicación ITU-T: "Recomendaciones Serie V".

g) Publicación IEC 61850: “Communication networks and systems in substations”.

15.3 EQUIPOS A SER SUMINISTRADOS  

Las celdas de media tensión deben incluir en su compartimiento de control las protecciones de línea - transformador según sea el caso. Las siguientes características principales serán comunes a todas las protecciones a suministrar.

a) Todos los relés a suministrar deberán ser intercambiables, tanto a nivel conexionado, montaje, protocolos y aplicaciones.

b) Deberán ser diseñados con los últimos adelantos en tecnología electrónica; es decir, deberán ser diseñados utilizando técnicas de microprocesadores. Por lo tanto no se aceptarán relés diseñados con electrónica analógica y que utilicen potenciómetros o perillas para efectuar regulaciones.

c) La señalización de operación deberá ser por LED ó LCD, no se aceptarán señalizaciones del tipo electromecánico. Esta señalización deberá ser programable.

d) El diseño de los relés debe ser tal que la unidad ofrecida cuente con todas las funciones de protección solicitadas. Por lo tanto, no se aceptarán relés independientes para cada función solicitada.

e) La alimentación a los circuitos electrónicos de los relés deberá efectuarse a través de un convertidor de tensión DC/DC, el cual formará parte del relé, no aceptándose otras formas de bajar el nivel de tensión como por ejemplo el uso de resistencias en serie, o fuentes externas.

f) Todos los elementos componentes de los relés de protección deberán alojarse en caja metálica única, cierre hermético a prueba de polvo y humedad, todo lo cual debe formar parte del suministro. La caja debe contar con terminal de puesta a tierra.

g) Los relés de protección y sus tarjetas deberán ser preferiblemente enchufables para permitir sustituciones rápidas por un lado y económicas por otro.

h) En el caso que la parte activa de los relés sea extraíble, los circuitos secundarios de los transformadores de corriente, deben ser automáticamente cortocircuitados por medio de puentes apropiados.

 

    62

i) Las protecciones deben permitir supervisarse y ajustarse remotamente. Por lo tanto estarán equipadas con las unidades de comunicación y accesorios de conexión necesarios para lograr el enlace mediante un sistema de gestión de protecciones. El intercambio de información con los relés de protección (programación del relé y acceso a la información almacenada en su memoria) se podrá hacer independientemente para los tres niveles siguientes:

a. De manera local a través de una Interfaz Hombre Maquina mediante un despliegue digital en el frente de cada relé de protección.

b. Mediante un computador portátil para conectarse a un puerto ubicado en el frente de cada relé, utilizando el software de usuario que se suministrara con el equipo.

c. Por medio de la conformación de una red de datos mediante puertos posteriores Ethernet para el sistema de gestión de protecciones y sistema SCADA.

j) Las protecciones deberán contar con los programas de interface con el usuario que se utilizan para la configuración y ajuste de los relés, listado de los parámetros, lectura de eventos, registros oscilográficos y despliegue de valores medidos. Estos programas deberán ser del tipo de menú autoexplicativo en ambiente Windows, con rutinas para prueba y diagnóstico de los relés de protección.

k) El formato de los registros oscilográficos será COMTRADE para ser aplicados a equipos de pruebas.

l) Se deberán registrar tensiones de fases y neutro, corrientes de fases y neutro y señales digitales de las bahías incluidas en el alcance del suministro. El muestreo deberá ser como mínimo 16 muestras por ciclo.

m) Los bornes de conexión de cada unidad deberán estar ubicados en la parte posterior del relé y deberán ser de construcción robusta con tornillo. Los mismos deberán ser aptos para la conexión de conductores de cobre de:

a. 4 mm2 de sección para los circuitos de corriente. b. 2.5 mm2 de sección para los circuitos de tensión y control.

n) El voltaje de alimentación para los relés de protección será: a. 125 V +10% -20% corriente continua.

o) Todos los relés de protección están provistos con unidades de comunicación, que permita su enlace con el sistema de automatización de subestaciones para el control y registro de fallas, con el objeto de manejar los datos informativos y operativos que se requieran. El protocolo de comunicaciones será IEC 61850 nativo, puerto de fibra óptica no se admite el uso de interfaces de comunicaciones externas ni adaptadores, ni conversores de protocolos externos.

p) Los relés deberán permitir sincronización desde un GPS (Global Positioning System), a través de una entrada IRIG-B, garantizando despliegue de la fecha y la hora con resolución de 1 ms y precisión de 1 ms. La sincronización del tiempo también debe poder obtenerse por medio del sistema SCADA.

q) Los relés deben tener la opción de reposición remota de señalizaciones, y reposición local mediante un pulsador frontal.

r) Las protecciones tendrán capacidad para funcionar como registrador de eventos para lo cual deberá contar con reloj interno e indicar como mínimo: fecha, hora, tipo de falla y fases involucradas. Todos los datos y ajustes de

 

    63

estas protecciones serán accesibles para ser utilizados en la evaluación posterior de la falla.

s) Los relés deberán almacenar los siguientes registros de cada una de las últimas fallas producidas (como mínimo 5):

a. Tipo de falla, la fase y el tiempo. b. Valores de corriente (fase y tierra). c. Valores de tensión (fase y tierra). d. Ángulos entre tensiones y corrientes. e. Tiempo de duración de las fallas.

t) La pérdida de la tensión auxiliar no debe provocar la pérdida del ajuste ni de las señalizaciones.

u) La pérdida de la tensión auxiliar no debe ocasionar la pérdida de registros oscilográficos ni de eventos.

v) Los equipos de protección dispondrán de auto supervisión continua y auto diagnóstico para detección de falta de batería, fallas físicas y lógicas con indicación de indisponibilidad del relé en el panel frontal por medio de un led de indicación, por contactos libres de tensión y a través de un puerto de comunicación para el sistema de control local y remoto.

w) Las borneras para conexión de circuito sde corriente y tensión deben ser seccionables de manera que se permitan efectuar ensayos de inyección de la respectiva unidad sin retirar de servicio las protecciones instaladas en el mismo circuito. También se deberá proveerse bornes seccionables para las salidas de disparo 1, disparo 2 y falla interruptor de cada protección; los bornes podrán seccionarse para tomar señales hacia equipo de prueba sin causar disparo de las instalaciones. Todas sus funciones tanto de disparo como de control, señalización y alarma deben ser programables a través del software. No se aceptarán protecciones en las cuales sea necesario cambiar el hardware para este propósito.

x) Se dispondrá de contactos robustos, especialmente diseñados para manejo de corrientes de operación de bobinas de cierre y apertura, los cuales deben estar plenamente identificados.

y) Ante una falla de comunicación, la función de protección debe permanecer intacta.

z) Los relés deberán ser insensibles a las armónicas. aa) Los contactos de salida que no posean supresores, deberán estar diseñados de

manera tal que al interrumpir la corriente que alimenta cargas con L/R = 40ms, no se produzca ninguna perturbación en el relé.

15.3.1 SALIDAS DE LÍNEA 13,2 KV  

Un sistema de protección que incluya las siguientes funciones:

• Una protección multifuncional de sobrecorriente no direccional con funciones de recierre.

• Un lote de relés auxiliares, borneras, miniinterruptores y accesorios de cableado.

• Una unidad de verificación de sincronismo.

 

    64

15.4 REQUERIMIENTOS GENERALES

Los relés de protección deben ser de estado sólido, tecnología numérica o digital, bajo consumo, diseño compacto, con conexión por la parte posterior y para montaje a ras en el compartimiento de medida de las celdas de media tensión.

Los relés de protección deben incorporar dispositivos de prueba que permitan aislar completamente los equipos de los transformadores de medida, de los circuitos de disparo y del arranque de la protección por falla de interruptor, de tal manera que no se afecte ningún otro equipo. Las polaridades deberán estar disponibles en borneras que permitan ser usadas durante los procedimientos de ensayo.

El Contratista debe suministrar todos los módulos, tarjetas y elementos que sean necesarios para las labores de búsqueda de fallas y pruebas de los relés de protección.

El fabricante debe suministrar todo el software de las protecciones y el sistema de gestión que haya sido desarrollado para facilitar las labores de prueba, ajustes y búsqueda de fallas.

Los relés de protección deben tener rearmado local. Además, se debe tomar previsiones para que dichos equipos puedan ser rearmados desde el sistema de control de la subestación.

La protección debe disponer de facilidades de comunicación puerto Ethernet que permita que la información sea llevada al sistema de control. No se admitirán sistemas de control requieran el uso de unidades de adquisición de datos externas para la gestión remota de los relés de protección; la resolución para la marcación en el tiempo de los eventos asociados a las protecciones debe ser de 1 ms.

La acción de las protecciones de las subestaciones deberá ser implementada de acuerdo con la filosofía establecida en los planos adjuntos a estas especificaciones.

15.4.1 PROTECCION DE SOBRECORRIENTES DE FASE Y DE NEUTRO

La protección de sobrecorriente debe cumplir con las características garantizadas requeridas en los formularios de esta solicitud. La protección debe tener su propia fuente c.c./c.c. y selección de curvas de tiempo de operación.

La protección de sobrecorriente de fases y neutro debe tener tres unidades de fase y una de tierra. El ajuste de umbral de corriente y temporización para las unidades de fase se podrá realizar mediante selección común y el ajuste para la unidad de tierra debe ser independiente.

La subestación usará una unidad de alarma local para lo cual la protección debe tener contactos de indicación de operación y un contacto de salida para la señalización de protección indisponible.

 

    65

La protección podrá disponer de entradas e indicaciones mediante led´s que actúen a manera de alarma visual y que permitan a su vez la supervisión de las protecciones de otras celdas más no la propia.

La protección de sobrecorriente incluirá función de falla interruptor de una sola etapa. Esto es si falla la apertura del interruptor dentro de un tiempo t1, debe energizarse el relé de disparo maestro asociado a la sección del barraje en falla.

La protección de sobrecorriente debe incluir función de recierre. El relé de recierre debe ser bloqueado para cierres manuales y por operación de la protección de falla interruptor.

Adicionalmente, la protección de sobrecorriente dispondrá de función de localización de fallas basada en el cálculo de la reactancia.

15.4.1.1 PROTECCION DE SOBRECORRIENTE NIVEL 13,2 KV Para el nivel de tensión se usarán como protección principal de línea y respaldo de transformador relés de sobrecorriente. La conectividad de redes, permite flujo bidireccional por lo tanto se requiere que las protecciones dispongan de:

• Función secundaria de protección según ANSI 51/51N. • Función secundaria de protección según ANSI 50/50N. • Entradas configurable y lógica interna que permita establecer esquema de

disparo permisivo para rápido despeje de fallas. Adicionalmente la protección de línea, transformador Permitirá:

• Mínimo dos grupos de ajuste configurables por entradas digitales comandos desde sistema de automatización local o remoto.

• Función secundaria de protección de sobrecorriente ANSI 50/51, 50N/51N, configurable en cada grupo de ajuste.

• Funciones de protección de sobre y baja tensión ANSI 59/27. • Funciones de protección de baja frecuencia ANSI 81L y característica df/dt. • Funciones de recierre tripolar. • Función de falla interruptor una etapa, salida de disparo libremente

configurable. • Contacto de disparo libremente configurables para dos circuitos de disparo.

La protección de sobrecorriente dispondrá adicionalmente de:

• Lógica configurable que permita desarrollar esquemas de coordinación basados en selectividad lógica.

• Función de disparo maestro ANSI 86.

Adicionalmente la protección estará asociada a unidades de supervisión de ambos circuitos de disparo; supervisión externa.

 

    66

15.4.2 RELE DE DISPARO MAESTRO

Se dispondrá de un relé de disparo maestro para cada barra y que actuará por operación de la función de falla interruptor de las protecciones eléctricas y mecánicas. Los relés de disparo deben ser de reposición manual y eléctrica remota, de bajo consumo y con indicador de operación de reposición manual y eléctrica remota. Los contactos deben ser aptos para dar orden de disparo a los interruptores.

15.4.3 RELÉ DE SUPERVISIÓN DEL CIRCUITO DE DISPARO Se usará para cada interruptor relés de supervisión del circuito de disparo.

El relé de supervisión del circuito de disparo debe ser apto para supervisar continuamente el circuito de disparo del interruptor y dar alarma para las siguientes contingencias:

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

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

c) Fallas en los contactos auxiliares del interruptor.

d) Fallas en el relé mismo.  El relé de supervisión del circuito de disparo debe tener al menos la siguiente señalización:

a) Para el sistema de control por medio de contactos libres de tensión: anomalía en el circuito de disparo.

El relé de supervisión del circuito de disparo no debe dar alarma cuando el relé de disparo y bloqueo del interruptor permanezca energizado y el camino de disparo no tenga ninguna contingencia. En el nivel de 34,5 kV se requiere dos (2) unidades de supervisión de circuito de disparo por celda y en el nivel de 13,2 kV se requiere una (1) unidad de supervisión de circuito de disparo

15.5 GESTION DE LAS PROTECCIONES En la estación de ingeniería de protecciones en el Centro de Control de la Central dispone de sistema que permitirá la supervisión, monitoreo y ajuste de los relés de protección de la subestación. Accediendo por medio de los servicios de IEC 61850, se permitirá el desarrollo de estas funciones en etapa siguiente.

El proveedor debe suministrar a GENSA el software de gestión de la protección específica el cual debe permitir la configuración, parametrización, consulta local y remota de la protección incluyendo la transferencia de archivos de eventos y

 

    67

oscilografía de la protección, formato comtrade. No obstante lo anterior, se dispondrá de puerto adicional para gestión local del sistema de protecciones para lo cual el proveedor debe suministrar el software y dos (2) cables de conexión por cada tipo usado.

Las funciones de gestión se deben entregar completamente probadas y garantizada su funcionalidad.

15.5.1 OSCILOGRAFÍA

La oscilografía residente en las protecciones puede ser obtenida de dos formas:

a) A partir del sistema de control digital en forma remota y también en forma local

b) A partir de un puerto del relé de protección.

15.6 FUNCIONES DE CONTROL

La subestación de la Central de Inírida es del tipo no atendida.

Para la expansión de la subestación Inírida se hacen por lo tanto las siguientes consideraciones:

• Distribución de polaridades: Se dispondrá en el panel de control y protección de las celdas de 13,2 kV dos polaridades para funciones de control y protección. Cada una de las polaridades de alimentación dispondrá de funciones de supervisión.

• Circuito de disparo en el nivel de 13,2 kV: Se dispondrán de un circuito de disparo. Cada circuito de disparo dispondrá de función de supervisión externa.

• Los equipos de maniobra, interruptor, cuchilla de tierra y carro serán completamente supervisados y su información será suministrada al sistema de automatización de subestación local o remoto.

• Funciones de control de nivel 0: Para los equipos de maniobra solo se permitirán ejecución de comandos para funciones de mantenimiento en el nivel 0. Las operaciones manuales de cuchilla e interruptor serán enclavadas mecánicamente.

• Funciones de control de nivel 1: Para los equipos de maniobra se permitirán ejecución de comandos para funciones de prueba, mantenimiento y energización desde el nivel 1. Debe tenerse en cuenta la característica en anillo y las líneas de alimentación, lo cual requiere algunas especiales consideraciones de control.

• Funciones de control de nivel 2: Las celdas serán integradas a sistema de automatización local de subestación o remoto. Para el efecto se considerará que el protocolo de comunicaciones será IEC 61850. Los equipos de control y protección se integrarán a suiche de fibra para comunicaciones locales o remotas. Todos los equipos usarán interfaces electro-ópticas incorporadas.

• En cada celda se instalará IED para funciones de control y protección integradas considerando la configuración final de la subestación. Se requiere

 

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protección de sobrecorriente direccional y no direccional en las líneas. La protección de sobrecorriente integrará también las funciones de medida. Una protección de falla interruptor de una etapa será implementada.

15.7 CARACTERÍSTICAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO 

POR GENSA OFRECIDO  FOLIO 

1  Fabricante         

2  País         

3  Referencia         

4  Norma    IEC 60255     

5  Tensión Auxiliar         

  a)  Tensión nominal c.c.  V  125     

  b)    Margen  de  tensión  para operación 

%  80‐160     

  c)  Carga en supervisión  W       

  d)  Carga en operación  W       

6  Circuito de corriente         

  a)  Corriente nominal  A  5     

  b)  Carga  VA       

7  Circuito de tensión         

  a)  Tensión nominal  V  115     

  b)  Carga  VA       

8  Frecuencia   Hz  60     

9  Margen de ajuste          

  a)  Sobrecorriente de fase I>,  In  p.u.  0,1..5     

  b)  Sobrecorriente de fase I>>,  In  p.u.  0,1..40     

  c)  Sobrecorriente de tierra Io>,  In p.u.  0,01..1     

  d) Sobrecorriente de tierra Io>>,  In 

p.u.  0,1..12     

  c)  Temporizadores  S  0.05..300     

10  Curvas seleccionables          

  a)  Tiempo definido    0,05..300     

 

    69

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

  b)  Tiempo inverso    Sí     

  c)  Tiempo muy inverso    Sí     

  d)  Tiempo extremadamente inverso 

  Sí     

11  Margen de ajuste unidad instantánea 

p.u.       

12  Corriente de desenganche  %       

13  Tiempo de reposición  ms       

14  Auto monitoreo continuo    Sí     

15  Autodiagnóstico    Sí     

16  Prueba automática periódica (Sí/No) 

       

17  Tecnología    Numérica     

18  Despliegue mímico    Sí     

  a) En IHM local    Sí     

  b) Número de entradas doble indicación, mínimo 

  3     

  c) Número de objetos controlables, mínimo  

  2     

19  Entradas digitales         

  a) No de entradas digitales máximo 

       

  b) N° de entradas digitales en  uso        

20  Salidas digitales         

  a) No de salidas digitales máximo         

  b) N° de salidas digitales en  uso         

  c) No. entradas análogas  4‐20 Ma   2     

21  Puertos         

  a) A sistema de control de subestación 

  Sí     

  a) Para gestión local    Sí     

 

    70

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO POR GENSA 

OFRECIDO  FOLIO 

22  Protocolo         

  a) Protocolos disponibles         

  b) Protocolo IEC 61850 nativo    Requerido     

  c) Interfaces disponibles         

  d) Interfaces a suministrar         

23  Software de configuración y pruebas incluido en el suministro 

  Requerido     

  a) Referencia         

  b) Plataforma         

24  Ciclos de recierre mínimos    2     

25  Protección de baja frecuencia.         

  a) Función 81 L     Requerido     

  b) Característica df/dt    Requerido     

  c) Operación simultánea 81 L y df/dt 

  Requerido     

26  Localizador de fallas     Requerido     

27  Dimensiones LxHxA  mm       

28  Bornes para funciones de prueba    Requerido     

29  Documentación técnica del relé para evaluación 

  Anexo N°     

30  Cumplimiento con el sistema de calidad 

  ISO 9001     

 

15.7.1 FUNCION PROTECCIÓN POR FALLA INTERRUPTOR ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO OFRECIDO  FOLIO 

1  Márgenes de ajuste         

  a) Sobrecorriente (In)  p.u.       

   b) Temporizador etapa 0  ms       

2  Corriente de desenganche  %       

3  Tiempo de reposición  ms       

 

    71

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO OFRECIDO  FOLIO 

4  Tecnología      Numérica     

5  Programación de ajustes mediante software 

  SÍ     

 

15.7.2 FUNCIONES DE MEDIDA ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO OFRECIDO  FOLIO 

1  Tensiones corriente alterna         

  a) Rango de medida  V        

  b) Clase de precisión  %        

2  Corriente alterna         

  a) Rango de medida  I        

  b) Clase de precisión  %        

3  Potencia activa         

  a) Rango de medida  P       

  b) Clase de precisión  %        

4  Potencia reactiva         

  a) Rango de medida  Q       

  b) Clase de precisión  %        

5  Frecuencia         

  a) Rango de medida  f       

  b) Clase de precisión  %        

6  Factor de potencia          

  a) Rango de medida  Cos Φ      

 

    72

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO OFRECIDO  FOLIO 

  b) Clase de precisión  %       

7  Otras funciones de medida disponibles 

       

  a) Rango de medida – especificar         

  b) Clase de precisión – especificar        

8  Programación mediante software  Sí       

15.7.3 FUNCIÓN DE DISPARO MAESTRO ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO  OFRECIDO  FOLIO 

1  Tiempo de operación máximo  ms       

2  Tiempo de reposición  ms       

3  Reposición eléctrica    Sí     

4  Cantidad de contactos         

  a) De cierre          

  b) De apertura         

5  Programación mediante software    Sí     

15.7.4 RELE DE SUPERVISION DE CIRCUITO DE DISPARO ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO  OFRECIDO  FOLIO 

1  Fabricante         

2  País         

3  Referencia         

4  Norma    IEC 60255     

5  Tensión auxiliar         

  a) Tensión nominal c.c.  V  125     

  b) Margen  de  tensión  deoperación 

%       

  c) Carga en supervisión  W       

  d) Carga en operación  W       

 

    73

ÍTEM  DESCRIPCIÓN  UN  REQUERIDO  OFRECIDO  FOLIO 

6  Tiempo de operación  Ms       

7  Tiempo de reposición  Ms       

8  Contacto de señalización hacia sistema de automatización 

  Requerido     

9  Contacto de señalización hacia unidad de alarma 

  Requerido     

10  Documentación técnica del relé para evaluación 

  Anexo N°     

11  Cumplimiento con el sistema de calidad 

  ISO 9001     

16. DUCTOS DE GASES  

16.1 OBJETO Esta sección específica los requerimientos detallados para el suministro, fabricación, pruebas y entrega de los ductos de gases, en caso de existir declaración de que el diseño requiere se utilicen ductos de gases. El propósito de los mismos es evacuar al exterior de la construcción los gases resultados de cortocircuitos en las celdas de 13,2 kV.

Estos equipos deberán suministrarse de acuerdo con los precios y cantidades, y con las características garantizadas. El oferente debe suministrar con su oferta planos generales de los ductos y cada uno de los elementos que propone suministrar. Una vez adjudicado el contrato se deberán elaborar los diseños detallados para la subestación.

16.2 INFORMACIÓN GENERAL La caseta de celdas tiene una altura total hasta el primer obstáculo de la placa de techo de 3,56 metros. En caso de requerirse uso de ductos de gases el vendedor deberá dimensionarlos y suministrarlos en las mismas condiciones del equipo principal. No habrá lugar a pago adicional por este ítem.

Al hacerse la fabricación deberá tenerse en cuenta que los elementos queden libres de imperfectos o irregularidades que impidan su ensamble y con buen acabado y apariencia.

16.3 ACCESORIOS El calibre de lámina a utilizar en la fabricación de los ductos de gases será el determinado por el proveedor, el cual deberá presentar a GENSA S.A E.S.P las

 

    74

evaluaciones técnicas que demuestren el cumplimiento de los requerimientos de manufactura de los ductos. A la salida del ducto se deberá proveer aislamiento térmico y rejilla para impedir que objetos extraños, o animales se introduzcan en el ducto. La malla será del tipo troquelada, diámetro de los huecos no mayor a un milímetro. El ducto de gases deberá proveerse en su extremo de platina para conexión a tierra que permita el uso de cable de sección no inferior a Cu 2/0 AWG. El vendedor deberá suministrar todos los elementos necesarios para completar instalación de los ductos, tales como uniones, codos, tapas, accesorios para cruce sobre muros, soportes de ductos en vanos hacia el exterior.

El plano 0656-001-709-OC, ilustra la localización de celdas; de este plano se puede estimar la longitud del ducto de gases en caso de ser requerido. El proveedor debe considerar el accesorio en T para futuras celdas de 13,2 kV, y la cubierta removible del extremo derecho de las celdas.

16.4 SOPORTES El vendedor, para soportar los ductos en muros o techos, deberá suministrar soportes metálicos, construidos de manera que no se altere sustancialmente la presentación de los ductos ni las salas de celdas.

16.5 CARACTERÍSTICAS DUCTOS DE GASES

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 1 Fabricante 2 País 3 Referencia 4 Norma IEC 62271-200 5 Declaración de requerimiento por

parte del fabricante bajo lascondiciones de instalación

6 Documentación técnica de losductos de gases

Anexo N°

7 Cumplimiento con el sistema decalidad

ISO 9001

17. SISTEMA DE CONTROL

 

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17.1 ALCANCE Este capítulo especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, suministro, pruebas y puesta en servicio de la ampliación del sistema de control digital de subestación. Esta ampliación forma parte del suministro en esta fase, e incluye las actividades de integración al control existente.

La central dispone de sistema de automatización de subestación de Sicam PASS Siemens. La descripción se incluye en Anexo a estas especificaciones.

El equipo de control deberá cumplir con las características garantizadas requeridas que se especifican en este pliego.

17.2 NORMAS

El sistema de control debe cumplir con las prescripciones aplicables de la última edición de las siguientes normas:

a) IEC 60051: "Direct acting indicating analogue electrical-measuring instruments and their accesories”

b) IEC 60073: "Basic and safety principles for man-machine interface, marking and identification - coding principles for indication devices and actuators"

c) IEC 60255: “Electrical relays"

d) IEC 60297: "Dimensions of mechanical structures of the 482.6 mm (19 in) series"

e) IEC 60359: "Expression of the performance of electrical and electronic measuring equipment"

f) IEC 60381: "Analogue signals for process control systems"

g) IEC 61551: "Panel mounted equipment - Electrical measuring instruments - Dimensions for panel mounting ".

h) IEC 60688: "Electrical measuring transducers for converting a.c. electrical quantities to analogue or digital signals".

i) IEC 60947: "Low-voltage switchgear and controlgear"

j) IEC 60947-5-1: Low-voltage switchgear and controlgear – Part 5-1: Control circuit devices and switching elements – Electromechanical control circuit devices

k) IEC 61010 "Safety requirements for electrical equipment for measurement, control and laboratory use".

m) IEC 60793: "Optical fibers "

n) IEC 60794: "Optical fibers cables"

o) IEC 60870: "Telecontrol equipment and systems"

p) IEC 60874: "Connectors for optical fibers and cables "

q) IEC 61073: "Splices for optical fibers and cables "

 

    76

r) IEC 61131: "Programmable controllers"

s) IEC Technical Committee 57: "Telecontrol, teleprotection and associated telecommunications for electric power systems".

t) ANSI/IEEE C37.1: “IEEE Standard Definition, Specification, and Analysis of Systems Used for Supervisory Control, Data Acquisition, and Automatic Control”.

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

17.3 ALCANCE DEL SUMINISTRO El contratista debe ampliar el sistema de control existente, hardware y software. Los planos 0656-001-300-R1, 451-R1, 452-R1 y 453-R1 454-R1 muestran las funciones de control y protección asociadas a la subestación en el nivel 34,5 kV, 13,2 kV, 0,48 kV. La integración de la subestación se muestra en el plano 301. El plano G63076-X1019-302 muestra la arquitectura del sistema de control existente. Para la integración a red de comunicaciones de la subestación, se usará medio de transmisión en fibra óptica.

Los IED’s serán conectados a suiche Ethernet (RSG2100 existente), tipo industrial. En caso de requerirse transceivers serán suministrados por el proveedor.

Los sistemas de comunicaciones cumplirán los requisitos de IEC 61850 [21], IEEE 1613 [22] e IEEE 1615 [23].

Los servicios asociados a sistema de detección de incendio, no usarán la red SCADA.

En el sistema de la central se ha implementado comunicación con el Centro Nacional de Monitoreo IPSE Bogota mediante el protocolo IEC60870-5-104; para la red de gestión de medidores se usa protocolo MODBUS y para la comunicación con los IED’s (equipos de protección y control) protocolo IEC 61850.

El desarrollo de la ampliación del sistema debe considerar actualización de despliegues, lista de alarmas, lista de eventos, tendencias y toda otra función requerida en el sistema.

17.4 MODOS DE OPERACIÓN Se conservará la misma funcionalidad de sistema existente para las nuevas bahías de generación y transformación.

17.4.1 NIVEL 0 – EQUIPOS DE PATIO Para las celdas de media y baja tensión se permitirá la ejecución de mandos directamente desde los mecanismos de operación de los interruptores eléctricos y/o manuales, cuchillas de tierra manuales, cambiadores de tomas eléctricos y/o

 

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manuales. En los mecanismos de operación de cada uno de los equipos existirá un conmutador con los modos de operación REMOTO-DESCONECTADO-LOCAL.

• En el modo de operación REMOTO, sólo se podrán ejecutar comandos desde el compartimientos de control de las celdas desde la IHM de la subestación y desde el Centro Nacional de Monitoreo.

• En el modo de operación DESCONECTADO, no se debe poder realizar comandos.

• En el modo de operación LOCAL, sólo se podrán ejecutar comandos por medio de los pulsadores para cierre y apertura del mecanismo de operación, con base en los enclavamientos cableados. La lógica de enclavamientos locales solo permitirá maniobras de mantenimiento.

 

17.4.2 NIVEL 1 – SALA DE CONTROL Desde el compartimientos de control de las celdas, se podrá ejecuta el mando de operación de los interruptores automáticos, seccionadores con mando eléctricos, y cambiador de tomas con mando eléctrico. En el mecanismo de operación de cada equipo se requiere que el selector del modo de operación haya sido conmutado a la posición REMOTO.

En el modo de operación REMOTO, sólo se podrán ejecutar comandos desde la sala de control. En el tablero de control se dispondrá de un conmutador con los modos de operación REMOTO-LOCAL. En posición LOCAL se permitirá el comando solo desde el tablero de control o desde la IHM de la protección multifuncional; Solo podrán ejecutarse comandos si el selector del tablero se encuentra en remoto y el selector propio de IED en local si existe.

En el modo de operación REMOTO solo se podrán ejecutar comandos desde la IHM de la subestación y desde el Centro Nacional de Monitoreo.

Para comandos desde el nivel 1 de la subestación, la lógica de enclavamiento debe residir en la protección multifuncional, o en la unidad de control de bahía.  

17.4.3 UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA, UNIDADES DE CONTROL DE MEDIDA, PROTECCIÓN

Las funciones de control, medida y protección son llevadas a cabo en la subestación de diferentes formas:

a) Desde unidades de control, protección y medida. b) Desde selectores de mando en tableros de nivel 1.

El sistema de automatización, local o remoto, permitirá el comando de nivel 1 de las bahías desde la interfaz hombre maquina de las unidades de protección, control y medida integradas. No se requiere el uso de selectores de mando externo para condiciones de contingencia por el tipo de manufactura del equipo de media y tensión.

 

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17.4.4 NIVEL 2: NIVEL DE SUBESTACIÓN Para los equipos de subestación dotados de mecanismo de operación que permita comandos remotos, se permiten comandos desde la sala de control a través de la IHM de la consola de operación, utilizando bien sea los enclavamientos procesados por los relés de protección, UAD´s e IED´s, y/o por la lógica de operación residente en el sistema de automatización de la subestación.

En este nivel, el comando del equipo se efectúa con el selector de nivel 1 de la IED respectiva en la posición de remoto. En este nivel el sistema operará en modo subestación, pudiendo operar en modo remoto para comandos desde el Centro Nacional de Monitoreo.

17.4.5 NIVEL 3: CENTRO NACIONAL DE MONITOREO

Para los equipos de subestación dotados de mecanismo de operación que permita comandos remotos, se permiten comandos a través de la IHM de consola de operación del Centro Nacional de Monitoreo.

En este nivel, el comando se efectúa con el selector de nivel 2 del sistema de automatización en la posición de remoto. En este nivel el sistema operará en modo centro de control. En el nivel 3 se permiten las mismas funciones de comando del sistema de automatización; las rutinas y lógicas de operación residen en el sistema de automatización o en las IED’s. No hay funciones remotas de arranque, sincronización, o paro de unidades.

17.5 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIÓN

La unidad controladora de estación existente cumple todas las funciones de control y supervisión de todos los componentes de las subestación.

Tiene como función básica el cumplir las funciones de comunicación con el nivel 1 local y el nivel 3 remoto.

El sistema de automatización dispone principalmente de:

• Controlador de subestación. • IHM embebido. • Switch RUGGEDCOM RSG2100, RS400, RS416. • GPS para sincronización de tiempo. • Una (1) impresora local. • IED’s y otros dispositivos de campo.

17.6 FUNCIONES DE CONTROL

 

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17.6.1 CONTROL

Los equipos de subestación que dispongan de funciones de control remoto podrán ser comandados directamente por el operador, indirectamente mediante secuencias de operación, o automáticamente por las funciones de control diseñadas.

Las funciones de control deben permitir siempre:

• Comando de selección antes de operación. • Comandos desde diferentes localización de operador, esto es, desde el mecanismo

de operación, desde la unicad de control de bahía, desde la IHM de la subestación, o desde la IHM del Centro de Control.

• Operación desde un único lugar del operador a la vez. • Permiso para operación dependiendo de las condiciones de otras funciones, tales

como enclavamientos, sincrocheck, modo de operación, o condiciones externas. Las funciones de control también deberán incluir: • Función para evitar la doble operación. • Supervisión de comandos. • Selección del lugar de operación. • Bloqueo/desbloqueo de operación (consigna). • Bloqueo/desbloqueo de las indicaciones de posición. • Omisión de la función de enclavamiento.

Las funciones de automatización de la subestación deben tener estructura orientada a objetos para asegurar consistencia en el proceso de información usados para funciones de control de alto nivel.

17.6.2 SUPERVISIÓN La posición de cada aparato, interruptor, carro, seccionador, cuchilla de tierra, cambiador de tomas, servicios auxiliares, debe ser constantemente supervisada. Cada cambio detectado deberá causar un cambio en un diagrama unifilar, notación en la lista de eventos, y salida impresa. Deberán emitirse alarmas en el caso de cambios de posición que no hayan sido causaos por comandos del sistema.

Cada posición de un aparato deberá ser representada en dos indicaciones binarias, cada una de las cuales opuesta a la otra en posición normal. Una alarma deberá emitirse si ambas indicaciones, abierto y cerrado, muestran igual posición al mismo tiempo (11) o muestran estado rodando (00) más allá de un tiempo ajustable.

El estado actual de las señales, diferente a la indicación de posición deberá también mostrarse en IHM de la subestación y del Centro de Control.

17.6.3 ENCLAVAMIENTO

 

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La función de enclavamiento concede permiso para operar aparatos tales como interruptores, seccionadores y cuchillas de tierra, entre otros.

La función de enclavamiento se construye por medio de módulos preprobados. Esta función es y continuará siendo del tipo distribuido. Cada bahía dispondrá en sus unidades de control, medida y protección integradas o en las unidades de control de bahía de la lógica de enclavamientos que se indica en los planos que forman parte de estas especificaciones.

Se prevé que la comunicación de IED’s de las diferentes bahías permita para propósitos de enclavamientos el intercambio de información. Por lo tanto no se admite el uso de lógica cableada para este propósito.

Debe tenerse en cuenta que para uso especial, debe existir una función que permita omitir los enclavamientos. Esta función se podrá accederse mediante clave cuando se requiera el envió de un comando en modalidad de control directo. No obstante los selectores de mando local manual de los gabinetes usaran esta función para comando local convencional ante perdida de la UCB.

El oferente debe tener en cuenta que sus sistemas en nivel 2 y nivel 3 deben permitir cumplir las funciones de comando, incluido control directo excepcional, en todas las bahías.

Cuando un comando sea inhibido o rechazado a consecuencia de señalización lógica o por señales externas, el sistema proveerá un mensaje de indicación de este suceso. Igualmente el sistema indicará cual señalización ha inhibido o rechazado el comando; esta información permitirá del operador juzgar:

a) La secuencia de maniobra es incorrecta por lo que el enclavamiento ha inhibido la operación. En este caso el operador se regirá por el procedimiento e iniciará la secuencia en el orden correcto.

b) La frecuencia de maniobra es correcta pero el equipo se encuentra en condiciones de operación (falla SF6, baja presión, etc.); el comando es rechazado. En este caso el operador evaluará la situación y procederá a la toma de acciones correctivas.

c) La secuencia de maniobra es correcta, el equipo opera correctamente, pero existe condición operativa que inhibe la ejecución normal del comando (Indicación de posición fallida, falta de sincronismo, etc.). En este caso el operador evaluará la situación y determinará si ejecuta comando en modo de control directo.

17.6.4 MEDIDAS Deben estar disponibles en todas la bahías, mediante conexión directa a los PT´s y CT´s, las entradas de tensión y corriente por medio de las cuales se harán las medidas

 

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trifásicas como los valores de potencia activa (W), potencia reactiva (var), frecuencia (Hz) y los valores medios de tensión (U) y corriente (I). Dos tipos de medida estarán disponibles:

• Para facturación, proveniente de medidores de energía. Las medidas de energía estarán disponibles en despliegue de subestación.

• Para propósitos de operación, los valores de medida serán tomados de los

registros de los relés de protección o de las unidades de adquisición de datos. Para ambos tipos, los valores deben mostrarse localmente y en el MMI de subestación. El sistema debe permitir establecer límites en las mediciones para funciones de alarma.

17.6.5 MANEJO DE EVENTOS Y ALARMAS Los eventos y alarmas generados en los equipos, en los terminales, en el equipo de nivel de subestación se mostrarán en una lista de eventos de la IHM del respectivo nivel y en el nivel superior. En una lista separada, deberá mostrarse la situación actual de alarmas. Las alarmas/eventos, deberán también poderse enviar a impresora de eventos. Aunque no se dispondrá de impresoras de eventos permanente en las subestación, esta función podrá habilitarse a voluntad especialmente durante condiciones de puesta en marcha, pruebas periódicas y actualización del sistema.

Los eventos tendrán una etiqueta de tiempo, con una resolución de 1 ms.

De usarse controladores, PLC, para obtener alguna información en la subestación, estos dispondrán de todas las entradas con estampación de tiempo.

17.6.6 SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO El tiempo, dentro la automatización de la subestación, se ajusta desde el IHM de la subestación o desde la unidad de sincronización de reloj externa. El tiempo se distribuye hacia las unidades de control/protección mediante el bus de la subestación. La sincronización de tiempo que deberá ejecutarse mediante el bus de la subestación, requiere de una precisión de +/-1 ms

17.6.7 OTRAS FUNCIONES DE CONTROL

17.6.7.1 RECIERRE AUTOMÁTICO

La función de recierre automático podrá habilitarse o inhabilitarse a voluntad del operador desde la protección, desde el despliegue de operación de la subestación con el selector de mando de la bahía en remoto o desde el despliegue de la subestación en el Centro de Nacional de monitoreo.

17.7 OSCILOGRAFÍA

 

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La oscilografía residente en las protecciones podrá será obtenida directamente por conexión a puerto Ethernet de la protección.

Cada que se suceda un disturbio el sistema obtendrá la siguiente información:

a) Corriente de cortocircuito interrumpida por el interruptor asociado al elemento de red bajo falla.

b) Localización de la falla. Se obtendrá esta información para las protecciones que dispongan de localización de fallas.

El SAS obtendrá esta información automáticamente y la desplegara en reporte específico. El cual también estará disponible para el centro de control.

17.8 SEÑALIZACIÓN Y ALARMAS Se considerarán en general dos tipos de señalizaciones:

o Señalizaciones simples, cuyo estado es caracterizado por el valor de una

entrada lógica;

o Señalizaciones dobles, cuyo estado es caracterizado por el valor de un par de entradas lógicas. Esta información es dada por dos contactos, normalmente complementarios.

El sistema durante ejecución de maniobras o espontáneamente, deberá detectar cuando una maniobra se está ejecutando de forma cíclica (por ejemplo cierre – apertura – cierre de un seccionador) generando un mensaje de falla en la operación. El mensaje no debe ser emitido cuando se inicie un ciclo de cierre del interruptor.

17.8.1 LISTADO DE SEÑALES A continuación se listan las señales típicas que deben ser cableadas hasta los relés de protección, UADs e IEDs. Con base en estas señales y las características particulares de los equipos que se suministren, el Contratista deberá elaborar un listado completo de señales y someterla a aprobación de GENSA S.A. Las señales de protecciones o de posición de interruptores deberán ser tomadas de contactos directamente de los equipos o en su defecto de relés auxiliares con tiempo de operación inferior a 5 ms.

Entradas típicas para las celdas de media tensión Descripción Tipo ObservacionInterruptor abierto. Señalización Interruptor cerrado. Señalización

Doble indicación

Interruptor posición conectado. Señalización Interruptor posición desconectado. Señalización

Doble indicación

Interruptor posición prueba. Señalización

 

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Entradas típicas para las celdas de media tensión Descripción Tipo ObservacionInterruptor anomalía mecanismo de operación. Alarma Interruptor Falla circuito de disparo. Alarma Interruptor Falla interruptor etapa 0. Alarma Seccionador de puesta a tierra abierto. Señalización Seccionador de puesta a tierra cerrado. Señalización

Doble indicación

Protección sobrecorriente arranque fase R. Alarma Protección sobrecorriente arranque fase S. Alarma Protección sobrecorriente arranque fase T. Alarma Protección sobrecorriente arranque Neutro. Alarma Protección sobrecorriente disparo temporizado fase R. Disparo Protección sobrecorriente disparo temporizado fase S. Disparo Protección sobrecorriente disparo temporizado fase T. Disparo Protección sobrecorriente disparo temporizado Neutro. Disparo Protección sobrecorriente disparo instantáneo fase R. Disparo Protección sobrecorriente disparo instantáneo fase S. Disparo Protección sobrecorriente disparo instantáneo fase T. Disparo Protección sobrecorriente disparo instantáneo Neutro. Disparo Protección sobrecorriente falla interna. Alarma Conectada

ldOperación recierre Alarma Recierre bloqueado. Alarma Falla polaridad control y protección celda Alarma Conectada

Falla polaridad motor tensado Alarma Conectada

celda Protección diferencial fase R. Disparo Protección diferencial fase S. Disparo Protección diferencial fase T. Disparo Protección diferencial instantánea Disparo Protección diferencial falla interna. Alarma Temperatura aceite transformador Atabapo Alarma Temperatura aceite transformador Atabapo Disparo Temperatura devanado transformador Atabapo Alarma Temperatura devanado transformador Atabapo Disparo Buchholz transformador Atabapo Alarma Buchholz transformador Atabapo Disparo Sobrepresión transformador Atabapo Alarma Sobrepresión transformador Atabapo Disparo Nivel aceite transformador Atabapo Alarma Nivel aceite transformador Atabapo Disparo 1.

Entradas análogas típicas

Descripción Tipo Observacione

 

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Corriente Fase R salidas (Para cada celda de media Medida Corriente Fase S salidas (Para cada celda de media Medida Corriente Fase T salidas (Para cada celda de media Medida Corriente Fase R salidas (Para cada celda de baja Medida Corriente Fase S salidas (Para cada celda de baja Medida Corriente Fase T salidas (Para cada celda de baja Medida Tensión Fase S (Para cada celda de baja tensión) Medida Potencia activa (Para cada celda de media tensión) Medida Potencia activa (Para cada celda de baja tensión) Medida Potencia reactiva (Para cada celda de media tensión) Medida Potencia reactiva (Para cada celda de baja tensión) Medida 2.

Comandos Descripción Tipo ObservacioInterruptor abrir Mando Interruptor cerrar Mando Recierre bloquear Mando Recierre desbloquear Mando

17.9 EVENTOS El sistema de automatización dispondrá de un registro de secuencia de eventos. En este registro se incluyen todos los sucesos de importancia de la subestación y/o el sistema al momento de ocurrir una falla.

Los eventos deben ser estampados con una resolución de 1 milisegundo. La inserción de hora y fecha debe ser ejecutada por la unidad de adquisición de datos, unidad de control, protección y medida integrada o unidad de control de bahía, al instante de la detección.

El registro debe incluir la siguiente información:

1. Cambios de estado de los equipos. 2. Operación de equipos de protección. 3. Señalización de falla. 4. Violación de límites o retorno a valores de operación normales.

Cuando se produzca una operación espontánea del equipo, no causada por la operación de una protección, la ejecución de un comando local ó remoto o una secuencia automática, el sistema emitirá un mensaje de alerta al operador.

17.10 TIEMPOS DE RESPUESTA Los tiempos de respuesta del sistema de automatización de subestación no excederán las recomendaciones de IEEE C37.1

 

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17.10.1 AUXILIARES DE MANDO ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO

POR GENSAOFRECIDO FOLIO

1 Fabricante

2 País

3 Norma

4 Referencia

a) Conmutador rotativo de dosposiciones

b) Conmutador rotativo de dosposiciones de llave

c) Conmutador rotativo de tresposiciones con retornoautomático a cero

d) Conmutador rotativo de tresposiciones.

e) Pulsador

5 f) Cumplimiento con el sistemade calidad

ISO 9001

6 g) Adjuntar catálogo detallado Especificar

17.10.2 RELÉS AUXILIARES Y OPTOACOPLADORES ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO

POR GENSAOFRECIDO FOLIO

1 Relés auxiliares a) Fabricante b) País c) Referencia d) Norma e) Carga W f) Número de contactos g) Tensión nominal c.c. V 125 h) Margen de tensión para

operación % 80-110

i) Tiempo de operación a laenergización

ms

2 Optoacopladores a) Fabricante

 

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ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO POR GENSA

OFRECIDO FOLIO

b) País c) Referencia d) Tensión auxiliar • Tensión nominal c.c. V 125 • Margen de tensión para

operación % 80-110

• Carga W e) Tensión c.c de salida f) LED indicador de operación

(Sí/No)

g) Tiempo de operación ms ≤ 1 3 Adjuntar catálogo detallado Especificar 4 Cumplimiento con el sistema de

calidad ISO 9001

17.11 BORNERAS ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO

POR GENSA OFRECIDO FOLIO

1 Fabricante

2 País

3 Referencia

a) Para circuitos de controlseccionables

b) Para circuitos de corriente,seccionable ycortocircuitables

c) Para circuitos de tensiónseccionable

d) Para circuitos de fuerza

4 Norma IEC 60445

5 Color de bornes

a) Para circuitos de control Gris

b) Para circuitos de corriente Gris

 

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ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO POR GENSA

OFRECIDO FOLIO

c) Para circuitos de tensión Gris

d) Para circuitos de fuerza Verde/Amarilla

e) Fases Gris

f) Neutro Azul

g) Tierra Amarillo/azul

6 Tensión nominal V 600

7 Dimensiones

8 Adjuntar catálogo detallado Especificar

9 Cumplimiento con el sistema decalidad

ISO 9001

18. MATERIAL DE CONEXIÓN

18.1 ALCANCE  

Este capítulo especifica los requerimientos detallados para el diseño, fabricación, pruebas y suministro del material de conexión.

18.2 NORMAS Los conectores deben cumplir con las prescripciones de la última edición de las siguientes normas:

a) IEC 60114: "Recommendation for heat-treated aluminium alloy busbar material of the aluminium-magnesium - silicon type".

b) IEC 60518: "Dimensional standardization of terminals for high-voltage switchgear and controlgear".

c) IEEE 837: "IEEE Standard for Qualifying Permanent Connections Used in Substation Grounding".

d) NEMA CC1: "Electrical Power Connectors".

18.3 CONECTORES PARA ALTA TENSIÓN El Contratista debe suministrar todos los conectores necesarios para realizar las conexiones de media y baja tensión en la subestación, dentro de estos se incluyen

 

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conectores en T, paralelos, rectos, expansión, deslizantes, tipo grapa, etc, de acuerdo con el diseño final de la subestación.

Estos conectores deben garantizar el adecuado ajuste de todas las conexiones a ser realizadas en la subestación.

Las previsiones de GENSA en materia de las instalaciones consideran los siguientes requerimientos de conexión:

1. Dos (2) celdas de 13,2 kV. 2. Cuatro (4) celdas de 0,48 kV. 3. Conexiones de media tensión de cuatro (4) Transformadores. 4. Conexiones de baja tensión de cuatro (4) Transformadores. 5. Conexiones de baja tensión de cuatro (4) generadores.

18.4 TIPOS DE CONECTORES

La tabla siguiente lista el tipo de conectores requeridos en la subestación.

Tabla 3 Conexiones

Descripción de la conexión

Conector platina cable celda de media tensión y cable XLPE 15 kV AL 1/0

Conector platina 4/0 AWG para conductor neutro a 15 kV

Los conectores de transformador serán del tipo expansión y en el soporte de barras deslizante. Para protección del cable de media tensión se requiere el uso de terminales premoldeados.  

18.5 PRUEBAS  

18.5.1 PRUEBAS DE RUTINA Los conectores deben ser sometidos a las pruebas de rutina de acuerdo con lo estipulado en las normas respectivas.

18.6 CARACTERISTICAS TECNICAS GARANTIZADAS   

18.6.1 CONECTORES

 

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ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO POR GENSA

OFRECIDO FOLIO

1 Fabricante

2 País

3 Referencia

4 Norma NEMA CC1

5 Características de los conectores

a) Material

b) Resistencia de ruptura a latracción

N/mm²

c) Límite elástico N/mm²

d) Elongación %

e) Dureza Brinel HB

f) Conductividad a 20 °C m/ohm.mm²

g) Coeficiente de dilatación lineal 1/°C

6 Características de los tornillos ytuercas

a) Material

b) Resistencia de ruptura a latracción

N/mm²

c) Límite elástico N/mm²

d) Elongación %

e) Dureza Brinel HB

f) Conductividad a 20 °C m/ohm.mm²

g) Coeficiente de dilatación lineal 1/°C

7 Adjuntar catálogo detallado Especificar

8 Cumplimiento con el sistema decalidad

ISO 9001

18.6.2 TERMINALES PREMOLDEADOS

 

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ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 1 Fabricante

2 País

3 Referencia

Terminales 15 kV conductor 250MCM 133%

Especificar

Terminales 35 kV conductor 1/0AWG 133%

Especificar

4 Norma IEEE 48

5 Características de los terminales

a) Material

b) Tensión nominal utilización

Para cables 15 kV

Para cables 35 kV

c) Nivel de aislamiento

Para cables 15 kV 110

Para cables 35 kV 200

6 Bulones

a) Para cables 15 kV Requerido

b) Para cables 35 kV Requerido

c) Material

7 Adjuntar catálogo detallado Especificar

8 Cumplimiento con el sistema decalidad

ISO 9001

19. CABLES

19.1 OBJETO En este capítulo se especifican los requerimientos detallados para diseño, pruebas y suministro de cables aislados y de cobre desnudo.

El suministro debe incluir cables para las siguientes acometidas:

ITEM DESCRIPCION

1 Cable monopolar XLPE 13,2kV 3x1/0 AWG

 

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ITEM DESCRIPCION

2 Cable monopolar XHHW-2 0,6kV 3x10x750 MCM

5 Cable monopolar XLPE 0,6 kV 2/0 AWG

9 Cable monoplar XLPE 0,6 kv 4/0 AWG

10 Cable de control 4x10 +1 apantallado

11 Cable de control 2x10 +1 apantallado

12 Cable de control 7x14 +1 apantallado

13 Cable de control 7x16 +1 apantallado

14 Cable de control 4x14 +1 apantallado

15 Cable de control 4x24 +1 apantallado

19.2 NORMAS

Los cables deben cumplir las disposiciones aplicables de las últimas versiones de las siguientes normas:

a) Publicación IEC 60227: "Polyvinyl chloride insulated cables of rated voltages up to and including 450/750 V".

b) Publicación IEC 60228: "Conductors of insulated cables".

c) Publicación IEC 60332: "Test on electric cables under fire conditions".

d) Publicación IEC 60754: "Test on gases evolved during combustion of materials from cables".

e) ASTM B8: "Standard Specification for Concentric-Lay-Stranded Copper Conductors, Hard, Medium-Hard or Soft".

f) ASTM B 230: "Specification for Aluminum 1350-H19 Wire for Electrical Purposes".

g) ASTM B 231: "Specification for Concentric-Lay-Stranded Aluminum Conductors".

h) ASTM B416: “Concentric-Lay-Stranded, Aluminium Clad Steel Conductor”.

i) ASTM B496: "Compact Round Concentric-Lay-Stranded Copper Conductors".

j) Publicación IEC 60811: "Common test methods insulating and sheating material of electric cables".

k) Publicación IEC 60885: "Electrical test methods for electric cables".

 

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l) Publicación IEC 61089: " Round Wire Concentric Lay Overhead electrical stranded conductors".

19.3 CABLES AISLADOS DE MEDIA TENSIÓN El Contratista deberá suministrar cables a 15 kV con conductor de aluminio, aislamiento de polietileno reticulado y chaqueta de PVC, los cables tipo XLPE serán diseñados, fabricados y probados conforme a las Publicaciones IEC, ICEA e ICONTEC.

El conductor será de aluminio trenzado, clase B, de un área apropiada para manejar la corriente de las celdas de media tensión. Los hilos y el conductor de aluminio serán diseñados y probados conforme con las Publicaciones ASTM correspondientes. A continuación del conductor deberá disponerse una cinta semiconductora para permitir una completa adherencia del aislamiento.

El aislamiento será de polietileno reticulado extruido concéntricamente sobre la cinta semiconductora del conductor. El promedio y el mínimo del aislamiento estarán conforme a los requerimientos de las Publicaciones ICEA. El nivel de aislamiento deberá ser 133% para los cables de 35 y 15 kV. Sobre la superficie exterior del aislamiento deberá instalarse una cinta semiconductora instalada en forma concéntrica con la cinta interior, con el objeto de lograr una distribución uniforme y radial del campo eléctrico.

Sobre la cinta semiconductora exterior se deberá colocar una cinta metálica de cobre con las características establecidas en las Publicaciones ICEA.

Finalmente debe disponerse una chaqueta de PVC para protección mecánica del cable.

El Contratista deberá establecer la forma en que deberán ser puestas a tierra las pantallas de los cables.

El cable terminado deberá ser empacado en carretes de tal forma que se presente el menor desperdicio posible y que los tramos vengan completos ya que no se permiten empalmes de estos cables, sellándose los dos extremos del tramo incluido en el mismo y garantizando la protección mecánica del cable durante el transporte y manejo del cable para su instalación.

Para la conexión de los cables a los diferentes equipos se utilizarán terminales premoldeados diseñados por el fabricante de tal forma que cumplan con las características térmicas, mecánicas y de aislamiento de los sistemas a 15 kV garantizando su adecuado funcionamiento y durabilidad. El suministro deberá incluir también los conos de alivio de esfuerzos en los cables con su correspondiente puesta a tierra. El Contratista deberá diseñar la forma de fijación y protección del cable y su terminal y la conexión mediante platinas y enlaces flexibles de cobre de la suficiente

 

    93

capacidad, para fijación con pernos entre el terminal del cable, y los terminales de los diferentes equipos con los elementos requeridos para evitar esfuerzos de dilatación sobre los terminales, incluyendo las requeridas para la conexión del devanado terciario del transformador.

El Contratista deberá suministrar también prensaestopas metálicas del tamaño y capacidad adecuada para soportar los cables en las cajas donde llegarán. Estos prensaestopas no deberán permitir fenómenos de inducción que se tenga debido a la circulación de corriente en el cable.

19.4 CABLES AISLADOS DE BAJA TENSIÓN Será responsabilidad del Contratista el suministro de todos los cables aislados de control y fuerza requeridos para el proyecto los cuales deben cumplir con las características garantizadas requeridas.

19.4.1 CONDICIONES DE INSTALACIÓN

Los cables aislados deben ser instalados en bandejas, cárcamos, cámaras y ductos y por lo tanto deben soportar condiciones de inmersión en agua y roedores por períodos prolongados. El contratista debe analizar y garantizar la adecuada operación de los conductores a estas condiciones de tal manera que no implique detrimento de la vida útil del conductor.

19.4.2 REQUERIMIENTOS PARA LA FABRICACIÓN

19.4.2.1 CONDUCTORES Los conductores deben estar formados por alambres de cobre suave electrolítico de sección circular. Los conductores deben cumplir los requerimientos para la clase 2 estipulados en la Publicación 60228 de la IEC, con excepción de los cables especiales que deben cumplir los requerimientos para la clase 5 estipulados en la Publicación 60228 de la IEC ó los cables que bajo sus condiciones de instalación requieran otro tipo de estándar.

19.4.2.2 AISLAMIENTO

El aislamiento debe ser del tipo PVC/A retardante a la llama y cumplir con los requerimientos de la Tabla II de la Publicación IEC 60502 para los cables con aislamiento igual o menor que 0,6/1 kV.

Los cables con aislamiento 300/300 V deben cumplir con los requerimientos de la Tabla I de la Publicación IEC 60227-1.

El aislamiento debe aplicarse de tal forma que se le de la mayor adherencia posible pero permitiendo retirar el aislamiento, sin dañar el conductor.

 

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19.4.2.3 RELLENO Cuando sea necesario utilizar relleno en los intersticios de los cables para dar al conjunto una sección transversal sustancialmente redonda, se deben utilizar compuestos basados en plásticos. El relleno debe estar de acuerdo con los requerimientos de las Publicaciones 60227-1 y 60502.

19.4.2.4 CUBIERTA INTERIOR EXTRUIDA La cubierta interior extruida debe 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 debe penetrar los espacios entre los núcleos, pero sin adherirse a éstos. Una vez aplicada la cubierta interior, el conjunto debe tener una forma prácticamente circular.

La cubierta interior debe estar de acuerdo con los requerimientos de las Publicaciones 60227-1 y 60502.

19.4.2.5 PANTALLA La pantalla debe ser de cobre y su aplicación podrá ser preferiblemente mediante trenzas de tal forma que se obtenga al menos un recubrimiento del 90% para los cables. En cualquier caso, la resistencia a la corriente continua de la pantalla debe ser inferior a 2 ohm/km a 20ºC.

19.4.2.6 CHAQUETA La chaqueta debe ser de compuestos de policloruro de vinilo y cumplir con los requerimientos para el PVC/ST1 o PVC/ST2 para los cables con aislamiento 0,6/1 kV, de acuerdo con la Tabla VIII de la Publicación IEC 60502. Para los cables con aislamiento 300/300 V, la chaqueta debe cumplir con los requerimientos para el PVC/ST4, de acuerdo con la Tabla II de la Publicación 60227-1 de la IEC.

La chaqueta debe ser extruída sobre la pantalla pero sin adherirse a ésta. Un separador consistente en una película o una cinta puede ser usado para tal fin.

19.4.2.7 IDENTIFICACIÓND E LOS CABLES El cable debe ir adecuadamente marcado en la chaqueta con impresión en sobre relieve de manera legible, al menos con la siguiente información:

a) Fabricante. b) Identificación del cable (F= fuerza, C= control). c) Aislamiento.

• Uo/U = 300/300 V. • Uo/U = 0,6/1 Kv.

d) Número de núcleos. e) Sección de cada núcleo en mm².

 

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 La separación entre el final de una marca y el comienzo de la otra no debe exceder a 500 mm. El color de la chaqueta debe ser negro. Cuando por problemas de fabricación, no es posible que la marca en relieve sea correctamente legible, el fabricante podrá utilizar tinta indeleble para la identificación de los cables.

19.4.2.8 IDENTIFICACIÓN DE LOS NÚCLEOS Los núcleos de los cables de control deben ser identificados con números bajo las siguientes características:

a) Aislamiento de color negro. b) Números de color blanco. c) La numeración debe comenzar por uno en la capa interna. d) Debe colocarse una raya debajo de cada número. e) Cada número debe estar invertido con relación al precedente. f) La máxima separación entre números no debe exceder 50 mm. g) La impresión de los números debe ser legible e indeleble. Cuando el espesor del aislamiento no permita la utilización de la marcación mediante números que sea lo suficientemente legible (por ejemplo los núcleos de 0,5 mm²), se podrá utilizar marcación con código de colores.

19.5 PRUEBAS Para la aceptación de los cables se deben realizar las pruebas de rutina estipuladas en las Publicaciones mencionadas al principio del presente capítulo.

El cable de cobre desnudo debe ser sometido a las pruebas estipuladas en la Publicación ASTM B8.

19.6 CARACTERISTICAS GARANTIZADAS CABLES

19.6.1 CABLES 15 KV

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 1 Fabricante

2 Referencia del fabricante

3 Norma

4 Clase de aislamiento %

5 Material Aluminio

 

    96

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 6 Numero de alambres

Cable 750 MCM

7 Diámetro de cada alambre mm

Cable 750 MCM

8 Espesor 1er semiconductor mm

Cable 750 MCM

9 Espesor 2o semiconductor mm

Cable 750 MCM

10 Espesor mínimo de la chaqueta mm

Cable 750 MCM

11 Diámetro exterior mm

Cable 750 MCM

12 Radio de curvatura mínimo m

Cable 750 MCM

13 Voltaje nominal kV

14 Voltaje máximo de trabajo kV

15 Máxima resistencia del conductora la corriente directa a 20 gradoscentígrados

Ohm / km

Cable 750 MCM

16 Máxima resistencia del conductora 60 hz 70 gradoscentígrados

Ohm / km

Cable 750 MCM

17 Resistencia de aislamiento MOhm - Km

18 Capacidad de corriente de cortocircuito (1 seg.)

KA

Cable 750 MCM

19 Capacidad de corriente en tierra A

Cable 750 MCM

20 Capacidad de corriente en el aire A

 

    97

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO Cable 750 MCM

21 Tensión de prueba kV

22 Temperatura máxima deoperación normal

°C

23 Peso del cable Kg

Cable 750 MCM

24 Peso del carrete Kg

Cable 750 MCM

25 Longitud del cable en cadacarrete

m

26 Dimensiones para el transporte ,diámetro exterior y ancho

m

Cable 750 MCM

27 Tolerancia de despacho %

28 Adjuntar catálogo detallado Especificar

29 Cumplimiento con el sistema decalidad

ISO 9001

19.6.2 CABLES CON AISLAMIENTO 0,6/1 kV APANTALLADOS Diligenciar este formulario para cada sección de cable

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDOOFRECIDO FOLIO 1 Fabricante

2 Referencia del fabricante

3 Norma

4 Clase de aislamiento kV 0,6/1

5 Material Cobre

6 Sección del conductor mm2

7 Forma del conductor

8 Diametro de cada hilo mm

9 Espesor del aislamiento promedio mm

10 Espesor de la cinta separadoramínimo

mm

 

    98

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDOOFRECIDO FOLIO 11 Espesor de la chaqueta promedio mm

12 Espesor de la pantalla mm

13 Resistencia de la pantalla Ohm -km

13 Diámetro exterior mm

14 Radio de curvatura mínimo mm

15 Voltaje nominal kV

16 Voltaje máximo de trabajo kV

17 Máxima resistencia del conductora la corriente directa a 20 gradoscentígrados

Ohm / km

18 Máxima resistencia del conductora 60 hz 70 grados centígrados

Ohm / km

19 Capacidad de corriente de cortocircuito (1 seg.)

KA

20 Capacidad de corriente en tierra A

21 Capacidad de corriente en el aire A

22 Tensión de prueba DC kV

23 Temperatura máxima deoperación normal

°C

24 Peso del cable Kg

25 Peso del carrete Kg

26 Longitud del cable en cadacarrete

m

27 Dimensiones para el transporte ,diámetro exterior y ancho

m

28 Tolerancia de despacho %

29 Adjuntar catálogo detallado Especificar

30 Cumplimiento con el sistema decalidad

ISO 9001

19.6.3 CABLES CON AISLAMIENTO 0,6/1 kV SIN PANTALLA

 

    99

Diligenciar este formulario para cada sección de cable

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 1 Fabricante

2 Referencia del fabricante

3 Norma

4 Clase de aislamiento kV 0,6/1

5 Material Cobre

6 Sección del conductor mm2

7 Forma del conductor

8 Diámetro de cada hilo mm

9 Espesor del aislamiento promedio mm

10 Espesor de la chaqueta promedio mm

11 Diámetro exterior mm

12 Radio de curvatura mínimo mm

13 Voltaje nominal kV

14 Voltaje máximo de trabajo kV

15 Máxima resistencia del conductora la corriente directa a 20 gradoscentígrados

Ohm / km

16 Máxima resistencia del conductora 60 Hz 70 grados centígrados

Ohm / km

17 Capacidad de corriente de cortocircuito (1 seg.)

KA

18 Capacidad de corriente en tierra A

19 Capacidad de corriente en el aire A

20 Tensión de prueba DC kV

21 Temperatura máxima deoperación normal

°C

22 Peso del cable Kg

23 Peso del carrete Kg

24 Longitud del cable en cadacarrete

m

 

    100

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 25 Dimensiones para el transporte ,

diámetro exterior y ancho m

26 Tolerancia de despacho %

27 Adjuntar catálogo detallado Especificar

28 Cumplimiento con el sistema decalidad

ISO 9001

19.6.4 CABLES DESNUDOS

Diligenciar este formulario para cada sección de cable

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 1 Fabricante

2 Referencia del fabricante

3 Norma

4 Material Cobre

5 Sección del conductor mm2

6 Diámetro de cada hilo mm

7 Diámetro exterior mm

8 Radio de curvatura mínimo mm

9 Máxima resistencia del conductora la corriente directa a 20 gradoscentígrados

Ohm / km

10 Máxima resistencia del conductora 60 hz 70 gradoscentígrados

Ohm / km

11 Capacidad de corriente de cortocircuito (1 seg.)

KA

12 Capacidad de corriente en tierra A

13 Capacidad de corriente en el aire A

14 Temperatura máxima deoperación normal

°C

15 Peso del cable Kg

 

    101

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 16 Peso del carrete Kg

17 Longitud del cable en cadacarrete

m

18 Dimensiones para el transporte ,diámetro exterior y ancho

m

19 Tolerancia de despacho %

20 Adjuntar catálogo detallado Especificar

21 Cumplimiento con el sistema de calidad

ISO 9001

20. ESTRUCTURAS METÁLICAS

20.1 GENERALIDADES Este capítulo especifica los requerimientos detallados para el diseño, la fabricación, pruebas, inspección y suministro de las estructuras metálicas para soportes de equipos. Las estructuras metálicas deben cumplir con las características garantizadas requeridas en estas especificaciones, deben ser fabricadas de la mejor calidad, de acuerdo con los requerimientos de estas especificaciones y ser suministradas completas con pernos de escalera, pernos de anclaje, placas de identificación y demás accesorios, de acuerdo con los requerimientos y especificaciones estipulados en los planos de taller y en las características de cadenas y equipos a suministrar. Se suministraran dos soportes para cableado de transformador uno para lado 13,2 kV y otro para lado 0,48 kV.

20.2 NORMAS Todos los aspectos de fabricación, pruebas, inspección, materiales y suministros descritos en estas especificaciones deben ser ejecutados conforme a los requerimientos de la última revisión de las siguientes normas:

a) Publicación ASCE: American Society of Civil Engineers. • Manual No. 52: Guide for Design of Steel Transmission Towers. • Manual No. 74: Guidelines for Electrical Transmission Line Structural Loading.

b) Publicación AISC: American Institute of Steel Construction. • Load and Resistance Factor Desing, volúmenes I y II.

 

    102

c) Publicación NSR/2010: Diseño y Construcción Sismo Resistente.

d) Publicación AWS: American Welding Society. • D1.1 Structural Welding Code – Steel. • D1.3 Structural Welding Code - Sheet Steel

e) Publicación ANSI: American National Standards Institute • B.1.1 Unified Screw Threads • B.18.2.1 Heavy Hex Structural Bolts • B.18.2.2 Square and Hex Nuts • B.18.5 Round Head Bolts

f) Publicación ASTM: American Society for Testing and Materials • A-6: Specification for General Requirements for Delivery of Rolled Steel, Plates,

Sheet Piling and Bars for Structural Use. • A-36: Specification for Structural Steel • A-90: Weight of Coating and Zinc Coated (Galvanized) Iron or Steel Articles • A-123: Standard Specification for Zinc (Hot Dip) Galvanized Coatings on Steel

Products • A-143: Practice for Safeguarding Against Embrittlement of Hot-Dip Galvanized

Structural Steel Products and Procedure for Detecting Embrittlement. • A-153: Standard Specification for Zinc Coating (Hot-dip) on Iron and Steel

Hardware • A-239: Test Method for Location the Thinnest Spot in a Zinc (Galvanized)

Coating on Iron or Steel Article by the Preece Test (Cooper Sulfate Dip). • A-242: Standard Specification for High - Strength Low - Alloy Structural Steel • A-370: Mechanical Testing of Steel Products • A-384: Recommended Practice for Safeguarding Against Warpage and Distortion

During Hot Dip Galvanizing of Steel Structures. • A-394: Specification for Galvanized Steel Transmission Tower Bolts • A-441: High Strength Low-alloy Structural Manganese Vanadium Steel • A-563: Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts • A-572: Specification for High-Strength Low-Alloy Columbium-Vanadium • A-780: Standard Practice for Repair of Damaged and Uncoated Areas of Hot-Dip

Galvanized Coatings. • B-6: Standard Specification for Zinc (Slab Zinc) • B-695: Coatings of Zinc Mechanically Deposited on Iron and Steel Magnetic

Particle Examination • B-201: Standard Practice for Testing Chromate Coatings on Zinc and Cadmium

Surfaces.

20.3 PLANOS

 

    103

Para la manufactura de las estructuras de transformador, se suministran planos en estas especificaciones. La altura final de la columna de soporte de las conexiones del transformador se determina con el diseño del transformador de potencia. Por lo tanto el pedestal para la estructura de 13,2 kV y 0,48 kV del transformador (2000 mm) se adaptará a estas dimensiones. 20.4 MATERIALES DE FABRICACIÓN

Las estructuras metálicas deben fabricarse con aceros de la resistencia especificada en los planos.

20.5 FABRICACIÓN

20.5.1 GENERALIDADES La mano de obra debe ser de primera calidad y el fabricante debe emplear las mejores técnicas de fabricación.

La ejecución, el acabado y las tolerancias deben corresponder a prácticas de fabricación de elementos de alta calidad.

Una vez terminadas, todas las partes deberán quedar libres de abolladuras, torceduras, dobleces u otras deformaciones del material que dificulten el montaje de las estructuras o puedan herir las manos del personal que las maneje.

Los huecos, que deben ser cilíndricos y perpendiculares al plano del material, podrán ser taladrados o troquelados en materiales con un espesor máximo de 20 milímetros para acero de resistencia normal y 14 milímetros para acero de alta resistencia. En ningún caso un hueco podrá ser perforado completamente por medio de troquel, cuando el espesor del material exceda el diámetro del hueco a perforar.

En materiales de más de 20 milímetros de espesor en acero de resistencia normal o 14 milímetros para acero de alta resistencia, los huecos deben ser hechos con taladro o alternativamente troquelados a un diámetro 5 milímetros menor que el diámetro nominal del tornillo y posteriormente escarificados.

El diámetro de los huecos para los tornillos deberá ser igual al diámetro del tornillo más 1,6 mm.

Los huecos para tornillos localizados cerca de los dobleces, deben hacerse después de hecho el doblez, para evitar su distorsión. Cualquier rebaba que quede después del troquelado o taladrado debe ser removida con una herramienta de biselar adecuada, antes de la galvanización.

Los cortes deben hacerse normalmente con cizalla y deben quedar limpios, sin rebaba ni bordes salientes o cortantes. No se aceptarán cortes con soplete.

 

    104

Los trabajos de soldadura deben ser ejecutados por personal calificado conforme a los requerimientos exigidos por la publicación “Structural Welding Code” de la AWS (American Welding Society).

20.5.2 TORNILLOS, PERNOS DE ANCLAJE, PERNOS DE ESCALERA, TUERCAS Y ARANDELAS

Las dimensiones, tolerancias, tipo y material de los tornillos, tuercas y arandelas para las estructuras descritas en estas especificaciones deben estar en conformidad con las Publicaciones ASTM A-394 para tornillos tipo 0 y ASTM A-563 para arandelas y tuercas.

En la fabricación de los tornillos el fabricante debe tener especial cuidado con el tratamiento térmico a que son sometidos por las pérdidas de resistencia mecánica que ocasiona el proceso de fabricación, por esto, el fabricante debe garantizar por medio de certificados de pruebas de laboratorio que las propiedades mecánicas son las requeridas según la norma.

El suministro de estructura metálica debe incluir todos los tornillos, tuercas y arandelas requeridos para el correcto armado de las estructuras; todos los pernos de escalera de acuerdo con los requerimientos y especificaciones estipulados en los planos de taller y todos los pernos de anclaje para la fijación de las estructuras a la fundación, teniendo en cuenta lo siguiente:

a) Los tornillos a suministrar deben cumplir con las longitudes presentados en los planos de taller de tal manera que la parte roscada de los mismos esté fuera del plano de cizalladura. Así mismo, para esta longitud se debe cumplir que sobresalgan al menos tres roscas sin exceder de 10 mm una vez colocada la tuerca, en forma tal que la longitud no roscada permita apretar adecuadamente las partes que une.

b) Las dimensiones diametrales de las roscas y del vástago de los tornillos debe estar conforme a las Publicaciones ANSI B1.1, B18.2.1 y B18.2.2.

c) Las cabezas de los tornillos y tuercas deben ser de forma hexagonal d) Adicionalmente con cada tornillo deben suministrarse una tuerca hexagonal y una

arandela plana y de presión e) Las arandelas deben ser fabricadas en conformidad con la Publicación ANSI B

18.2.2 f) Los pernos de escalera deberán ajustarse a lo especificado en los planos de taller

Cuando se requieran arandelas adicionales para los tornillos, éstas podrán ser arandelas galvanizadas simples fabricadas en acero ANSI 1024 y en conformidad con la Publicación SAE J 403.

Todos los tornillos deben llevar en la cabeza una marca legible que indique la calidad del acero

 

    105

20.5.3 MARCAS PARA MONTAJE

Antes de galvanizar todos los miembros incluyendo todas las platinas y conjuntos soldados, deben ser estampados con los números y letras definitivos, debiendo corresponder con los planos de fabricación y la lista de materiales. Las marcas para montaje deberán contener la identificación de la subestación, del tipo de estructura, la calidad del acero y el número indicativo del ítem apropiado con base en la designación presentada en los planos de taller. Los números y las letras deben ser por lo menos de 20 mm de altura y ser claramente legibles después de la galvanización.

Las piezas cuya longitud sea mayor de 3,50 m, deben llevar marcas en los dos extremos, en caras alternas.

Las secciones transversales de los dos extremos de cada miembro deben ser pintadas con un color indeleble, que debe ser igual para todos los perfiles del mismo tipo de estructura.

20.5.4 GALVANIZACIÓN Después de terminados todos los trabajos de fabricación de las estructuras metálicas para pórticos, soportes de equipos y elemento de fijación en estructuras existentes, todas las piezas de acero deben limpiarse de óxido, escamas, polvo, grasa, aceite y cualquier otra sustancia extraña antes de ser galvanizadas en caliente.

Los trabajos de preparación del galvanizado y el proceso de galvanización en si, no deben afectar en forma adversa las propiedades mecánicas del acero. Se debe evitar que se presenten pandeos o torceduras en los elementos, al ser sumergidos en el baño de zinc de acuerdo con lo especificado en la Publicación ASTM A-384.

Para evitar pérdidas en la ductilidad y en la resistencia del acero que puedan producirse a causa del proceso de galvanización, deben seguirse las recomendaciones consignadas en la Publicación ASTM A-143.

Los perfiles, platinas y elementos similares para las estructuras de pórticos y soportes de equipos deben ser galvanizados de acuerdo con lo especificado en la Publicación ASTM A-123, así mismo, los pernos de anclaje, los pernos de escalera, tornillos, tuercas, y arandelas deben ser galvanizadas de acuerdo con las Publicaciones ASTM A-153 y ASTM B-695 según el tipo de tornillo. Las superficies galvanizadas deben cumplir con el recubrimiento mínimo especificado. Las roscas de las tuercas deben repasarse después de la galvanización y posteriormente deben lubricarse con aceite. La tuerca debe girar fácilmente, sin flojedad excesiva, a todo lo largo de la rosca del tornillo, permitiendo su atornillado a mano.

 

    106

El galvanizado debe quedar liso, limpio, uniforme, continuo y libre de defectos. El exceso de zinc en tornillos, tuercas, arandelas debe ser removido por centrifugado.

Los defectos tales como variaciones excesivas en el espesor de la capa de zinc, falta de adherencia, aspereza excesiva, constituirán causa suficiente para que las piezas afectadas sean rechazadas.

Los daños al galvanizado que originen pérdida de la capa de zinc hasta el punto de dejar expuesto al acero y que se causen durante las operaciones de fabricación, transporte, manejo, descargue y entrega del material, serán causa suficiente para que las piezas afectadas sean rechazadas.

Las piezas que se rechacen por defectos en la galvanización o daños al galvanizado, podrán ser reparadas de acuerdo con los métodos contenidos en la publicación ASTM A-780.

Cualquier elemento cuyo galvanizado se vuelva a dañar después del segundo baño, será rechazado definitivamente y no podrá solicitarse una nueva inspección ni formar parte de otros lotes.

Todas las piezas que se tuerzan o pandeen durante el proceso de galvanización deben enderezarse sin causar daño al galvanizado, en caso contrario serán rechazados.

Una vez terminado el proceso de galvanización las piezas de acero que sean almacenadas a la intemperie deben protegerse mediante la aplicación de una capa de dicromato de zinc con una concentración de 1,7 gr/l la cual debe cumplir con la publicación ASTM B-201.

Los trabajos de preparación y aplicación del dicromato no deben afectar en forma adversa las propiedades mecánicas del acero. Se debe evitar que se presenten pandeos o torceduras en los elementos al ser sumergidos en el baño de dicromato de zinc.

La calidad del material empleado en el proceso de galvanización, debe cumplir con los requisitos de la Publicación ASTM B-6.

20.6 PLACAS E IDENTIFICACIÓN DE ESTRUCTURAS

El Contratista debe suministrar las placas de identificación para las estructuras tal como lo indique GENSA S.A E.S.P. Los huecos requeridos para la fijación de todas las placas deben fabricarse en todos los elementos respectivos de la estructura antes de galvanizarlos. Todos los elementos para fijación de las placas se deben galvanizar en caliente según lo especificado. Las

 

    107

arandelas que van en contacto con las placas deben ser de nylon, resina sintética o similar para evitar dañar el acabado de las placas.

20.7 CARACTERÍSTICAS GARANTIZADAS SOPORTES DE CABLES ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 1 Fabricante 2 País 3 Certificado de conformidad con

norma del fabricante Sí

4 Dimensiones Soporte de terminales 13,2 Kv

• Columna a) Altura mm 2000 b) Ancho mm 300 c) Profundo mm 300 • Viga a) Altura mm 100 b) Ancho mm 300 c) Largo mm 1300 5 Dimensiones Soporte de

terminales 0,48 kV

• Columna d) Altura mm 2000 e) Ancho mm 300 f) Profundo mm 300 6 Perfiles a) Acero normal ASTM A-36

ASTM A-6

7 Tornillos y tuercas

a) Norma para características ASTM A-394

ASTM A-563

8 Pernos de anclaje, norma del material

SAE 1016

SAE 1020

 

    108

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO a) Largo mm b) Diametero mm 9 Soldadura, normas aplicables AWS D1.1

AWS D1.3

10 Galvanizado ASTM A-123

ASTM A-143

ASTM A-384

ASTM B-6

a) Norma del galvanizado en perfiles

ASTM A-123

ASTM A-143

ASTM A-384

ASTM B-6

b) Espesor mínimo de la capaen perfiles

µ 130

c) Norma del galvanizado en tornillos, tuercas, arandelas, pernos de anclaje y pernos de escalera

ASTM A-153

ASTM A-394

ASTM B-6

d) Espesor mínimo de la capa en tornillos, tuercas, arandelas, pernos de anclaje y pernos de escalera

µ 71

e) Norma para prueba del galvanizado

ASTM A-90

ASTM B-6

11 Dicromato de zinc

a) Norma para prueba del dicromato de zinc

ASTM B-201

b) Concentración de la solución de dicromato de zinc

gr/l 1,7

c) Número de capas Un 1

 

    109

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO 12 Pintura para reparar

galvanizado

a) Normas aplicables ASTM A-780 b) Espesor de la capa µ 30 c) Número de capas Un 3 13 Cumplimiento con el sistema de

calidad ISO 9001

21. CONTADOR DE ENERGÍA MULTIFUNCIONAL

21.1 GENERALIDADES Esta sección cubre el suministro de contadores de energía mutifuncionales con destino a las celdas de línea y generador.

21.2 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS MEDIDORES Los contadores de energía activa y reactiva deberán ser trifásicos de cuatro hilos, de tres elementos, conectables a un sistema de potencia trifásico desbalanceado. Adicionalmente, los medidores de energía deberán estar sincronizados a la señal GPS del sistema de control de la subestación. La precisión de los medidores de energía activa y reactiva debe estar dentro de los límites establecidos para contadores de clase IEC 0.2S, certificado por un laboratorio independiente al fabricante y con sede en Colombia. El certificado de calibración deberá ser entregado durante la puesta en servicio de la unidad de generación. El CONTRATISTA deberá presentar Certificado de Calidad de Empresa del fabricante de los medidores, que cumpla con la norma ISO 9001, expedido por una entidad autorizada en el país de origen. Los medidores de energía activa y reactiva deberán ser unidireccionales y estar equipados con registro de lectura local para energía exportada. Los registradores deberán tener mínimo siete (7) dígitos, con una resolución de un (1) kWh y un (1) kVARh. Los contadores de energía activa y reactiva deberán tener un emisor de impulsos u otro sistema de acceso directo a la información del contador para tele transmisión de los datos de la energía de exportación y de importación a la estación de control de la sala de control. El CONTRATISTA deberá entregar instrucciones completas que indiquen la forma y los procedimientos necesarios para cambiar la frecuencia del emisor de impulsos.

 

    110

Los medidores de energía activa y reactiva deberán suministrarse con un LED de salida, puerto óptico, para propósitos de prueba y verificación. Esta salida de referencia deberá permitir la verificación permanente del contador (número de impulsos en el LED de salida por unidad de energía medida), usando una cabeza de lectura óptica normal y no debe ser afectada por la selección del valor del impulso de transmisión, la cual deberá ser entregada con el suministro de los medidores. Los medidores de energía activa y reactiva deberán contar con registros no volátiles de lecturas primarias, es decir, que conserven sus registros aún ante las pérdidas de alimentación de potencia, con siete (7) dígitos decimales como mínimo. Los medidores de energía activa y reactiva deberán ser a prueba de polvo, con cubierta removible y ventana transparente. La fuente de alimentación para los circuitos electrónicos internos de los contadores deberá ser la misma proveniente de los transformadores de medida del sistema que se medirá y tener posibilidad de alimentación de respaldo cuando el circuito se desenergice desde el sistema de distribución de corriente alterna. Los contadores de energía multifuncionales deberán ser basados en microprocesadores, con la suficiente capacidad de memoria (RAM, ROM y/o RWM) para el almacenamiento de toda la programación, medidas de corriente, tensión, potencia y energía. Además deberán contar con sistemas de respaldo de memoria en caso de pérdida de la tensión de alimentación. Los medidores deberán tener memoria no volátil y/o respaldo con batería para almacenamiento de la programación y registro de medidas y parámetros obtenidos por ellos, que permita como mínimo almacenar al menos 30 días continuos de información de los datos registrados en los canales de información, con intervalos de grabación de 15 minutos. Se deberán grabar como mínimo las variables de energía, con asocio del tiempo. Los contadores de energía multifuncionales deberán funcionar correctamente, libres de interferencias eléctricas externas propias en subestaciones de alta y extra alta tensión. Los contadores de energía multifuncionales deberán tener la capacidad, dentro de la clase de precisión garantizada, de medición por fase y trifásica de energía activa (KWh), energía reactiva (KVARH) y demanda y como mínimo de las medidas adicionales de corriente (A), tensión (V), potencia activa (KW), potencia reactiva (KVAR) y factor de potencia.

 

    111

El período para los cálculos de las demandas deberá poder ser programable. La programación de los intervalos de demanda debe ser independiente de los intervalos de registro de los parámetros leídos o calculados. Los medidores deberán tener un panel de indicación local que permita mostrar la información de las diferentes medidas solicitadas, identificando claramente el parámetro medido; indicar la dirección y el valor para las medidas de energía activa y reactiva y deberá disponer de un teclado que permita la selección de las diferentes variables de medida así como de sus parámetros de ajuste. Los contadores de energía multifuncionales deberán permitir programar como mínimo los siguientes registros:

a) Constante de los pulsos del LED de salida.

b) Identificación del medidor.

c) Secuencia de indicación de las variables medidas.

d) Constantes del medidor.

e) Localización de los puntos decimales.

f) Reposición de la demanda.

g) Claves de acceso de seguridad.

Todas estas variables deben poder ser leídas y programadas por medio del panel de indicación local o a través del software de comunicación y programación asociado. La medida de energía también podrá ser transmitida al Centro Nacional de Monitoreo del IPSE trasmitiendo el dato de energía tomado serialmente de la red de contadores. El software de comunicación deberá ser en lo posible un protocolo abierto y permitir la integración de un gran número de contadores de energía dentro de una misma red. Así mismo el software para comunicación remota deberá cumplir con los requerimientos establecidos en la publicación IEC 60870-5-102 “Telecontrol equipment and systems - Transmission protocols - Companion standard for the transmission of integrated totals in electric power systems”. El Contratista deberá suministrar información detallada de los protocolos de comunicación y de los formatos de datos utilizados y 2 licencias del software suministrado. Los contadores de energía multifuncionales deberán tener funciones de monitoreo que inhiban los circuitos de medida en el caso de que la tensión auxiliar caiga a un nivel en donde no se garantice la operación del contador en los límites de precisión declarados, se deberá contar con los medios para señalización externa de fallas. Igualmente, no deben operar con carga nula.

 

    112

Los medidores deberán contar con reloj de tiempo real cuya base de tiempo sea independiente de la frecuencia de la red. Se deberá disponer de los medios de sincronización necesarios para garantizar una estabilidad tal que no exista una desviación de la hora fijada superior a 60 segundos en un año. Los medios para realizar la función de sincronización externa de la hora deben estar incluidos en el suministro y operar de manera “ON-LINE”, de tal forma que las funciones requeridas para garantizar la estabilidad solicitada sean ejecutadas sin afectar la operación normal y continua del medidor y sin que haya pérdida de información en el mismo.

21.3 RED DE CONTADORES DE ENERGÍA Los contadores de energía multifuncionales de la subestación deberán conectarse en una red local para permitir su integración al sistema de medición de energía vía internet satélital del IPSE desde su centro de recolección remoto, así como para su programación y configuración remota.

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO

1 Fabricante 2 País 3 Referencia 4 Norma IEC 60687 5 Tipo de red (Número de fases – Número

de hilos) 3φ -4h

6 Frecuencia nominal Hz 60 7 Número de elementos 3 8 Circuito de tensión

a) Tensión nominal fase – fase V 115

b) Carga VA

9 Circuito de corriente

a) Corriente nominal A 5

b) Carga VA

10 Clase de precisión 0,2S

 

    113

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO

a) Límite de error porcentual para los contadores a Un, de 0,01 In a 0,05 In y cosØ = f.p. = 1

±0,4

b) Límite de error porcentual para los contadores a Un, de 0.05 In a 1.2 In y cos Ø = f.p. = 1

± 0,2

c) Límite de error porcentual para los contadores a Un, de 0.02 In a 0.1 In y cos Ø = f.p. = 0.5 en atraso y 0.8 en adelanto

± 0,5

d) Límite de error porcentual para los contadores a Un, de 0.1 In a 1.2 In y cos Ø = f.p. = 0.5 en atraso y 0.8 en adelanto

± 0,3

e) Corriente máxima a la cual los contadores están dentro del límite de error

1,2 In

f) Influencia de la tensión (error adicional introducidos por cambios del 10 % en la tensión), de 0.05 In a 1.2 In, con un factor de potencia de 1 (%)

0,1

g) Influencia de la variación de frecuencia ( ± 5 %), 0.05 In a 1.2 In, factor de potencia = 0.5 en atraso (%)

0,1

h) Inducción magnética de origen externo a frecuencia nominal (mT)

0,0025

i) Variación del error ocasionado durante autocalentamiento para 1.2 In, factor de potencia de 1 (%)

0,1

j) Variación del error causado durante autocalentamiento para 1.2 In con factor de potencia de 0.5 en atraso (%)

0,1

k) Coeficiente de temperatura de 0.05 In a 1.2 In con factor de potencia de 1 (% º C)

0,01

l) Coeficiente de temperatura de 0.1 In a 1.2 In. factor de potencia de 0.5 en atraso (% º C)

0,02

m) Influencia de la inducción electromagnética de origen externo. 0.05 mT, In, factor de potencia de 1 (%)

0,5

11 Montaje en panel y a ras Sí

12 Despliegue local contadores

 

    114

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO

a) Número de dígitos (enteros/decimales)

b) Resoluciones para energía activa KWh ≤ 1

c) Resolución para energía reactiva Kvarh

≤ 1

d) Resolución de importación con indicación de actividad

Sí

e) Resolución de exportación con indicación de actividad

Sí

13 Tensión auxiliar (del PT de medida)

a) Tensión nominal V 120 b) Frecuencia nominal Hz 60 c) Carga VA

14 Memoria RAM a) Batería de respaldo para memoria

volátil Sí

b) Tiempo de duración de la batería Años 15 Memoria no volátil Kb 16 Medidas adicionales

a) Medida de tensión 1φ y 3φ Si b) Medida de corriente 1φ y 3φ Si c) Medida de factor de potencia (Sí/No) d) Medida de potencia activa Si e) Medida de potencia reactiva Si f) Medida de frecuencia (Sí/No)

17 Precisión para las medidas diferentes de energía

% ≤ 0,5

18 Emisor de impulsos Sí 19 Tensión máxima de corriente continua

permisible para los contactos de teletransmisión

Vcc 140

20 Puerto de comunicación RS232 para conexión con la interfaz de comunicación

Sí

a) RS232 (Cantidad) b) RS485 (Cantidad)

c) Ethernet (Cantidad)

 

    115

ÍTEM DESCRIPCIÓN UN REQUERIDO OFRECIDO FOLIO

21 Autodiagnóstico Sí 22 Comunicación serial

a) Centro Nacional de Monitoreo del IPSE

• Protocolo 23 Temperatura ambiente de operación de

los contadores -

20°C a

55°C

24 Adjuntar catálogo detallado Especificar 25 Cumplimiento con el sistema de calidad ISO 9001

22. ANEXOS Y PLANOS ANEXO N° 1 PLANOS

Plano 0656-001-000. Lista de planos

Plano 0656-001-001. Esquemático unifilar actual.

Plano 0656-001-002. Esquemático unifilar repotenciación.

Plano 0656-001-010-1. Diagrama unifilar generación.

Plano 0656-001-010-2. Diagrama unifilar distribución 13,2 kV.

Plano 0656-001-020. Unifilar esenciales alterna.

Plano 0656-001-021. Unifilar esenciales 1.

Plano 0656-001-022. Unifilar esenciales 2.

Plano 0656-001-023-1. Unifilar no esenciales.

Plano 0656-001-023-2. Unifilar no esenciales.

Plano 0656-001-024. Unifilar no esenciales.

Plano 0656-001-025. Distribución corriente continúa.

Plano 0656-001-026. Distribución corriente continúa.

Plano 0656-001-050-1. Nomenclatura operativa.

 

    116

Plano 0656-001-050-2. Nomenclatura operativa.

Plano 0656-001-060. Iluminación sala de celdas.

Plano 0656-001-062. Seguridad.

Plano 0656-001-100. Canalizaciones baja tensión cielorraso.

Plano 0656-001-201-1. Apantallamiento subestación.

Plano 0656-001-201-2. Apantallamiento subestación.

Plano 0656-001-202. Apantallamiento zona de transformadores.

Plano 0656-001-203. Malla de puesta a tierra.

Plano 0656-001-204-1. Detalles de puesta a tierra.

Plano 0656-001-204-2. Detalles de puesta a tierra.

Plano 0656-001-260-2. Lista de conectores.

Plano 0656-001-261. Conexiones media tensión.

Plano 0656-001-262-2. Conexiones media tensión.

Plano 0656-001-263. Lista equipos principales.

Plano 0656-001-300-2. Sistema de control.

Plano 0656-001-451. Enclavamiento TF9 34,5 KV.

Plano 0656-001-452. Enclavamiento TF9 13,2 KV.

Plano 0656-001-453. Enclavamiento línea 13,2 kV.

Plano 0656-001-454. Enclavamiento bahía llegada generador.

Plano G63076-x1019-302. Arquitectura sistema de Control existente

Documento MDINI108 SISTEMAS DE CONTROL. Revisión 1

 

1

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C

B

A

B CAMBIO DE ESCENARIO DEMANDA MEDIA 11-10 IDLTDA

1x1"

+K06 +K07 +K08 +K09 +K10 +K11 +K12

+K14

+NQ1

+NQ2

+VCC

+TI +NE1+NE1.A

RACK

COM.

1

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en.

C

B

A

CONTROL

TAB. SERV

AUX EMD

CAJA CONTROL

ALUMBRADO

04-02

04-0304-04

04-01

04-0504-06

3N°123N°12

3N°12

3N°12

3N°12

3N°12

04-07

3N°12

04-09

CAJA CONTROL ALUMBRADO

LUMINARIA 60x120CMS REJILLA PARABOLICA 120V 4x32W

P PULSADOR DE PRUEBA LAMPARA DE EMERGENCIA

S INTERRUPTOR SENCILLO

TUBERIA EMT A LA VISTA

LINEA DE ACCIONAMIENTO

BANDEJA 30x8 BAJA TENSION

CONVENCIONESNOTAS:

+K01 +K02 +K03 +K04 +K05

34

35

N1N6 N5 N3

+H01 +K15

N2 N4

04-08

LUMINARIA A INSERTAR

LUMINARIA A DESPLAZAR

B CAMBIO DE ESCENARIO DEMANDA MEDIA

-TUBERIA NO ESPECIFICADA ES EMT 3/4" A LA VISTA

-CABLE NO ESPECIFICADO ES COBRE N° 12 THHN

-LAS LUMINARIAS SON CONTROLADAS POR CONTACTORES DESDE EL TABLERO

DE ALUMBRADO ASI:

CIRCUITO 04-ALUMBRADO SALA CELDAS GENERACION

-TOMADO DE PLANO EL 11/17

ESCALA 1:100

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.

C

B

A

U1 U2 U3 U4 U5U6

2P/I/R/F-2

P-1

P-1

2

2

2 X 2 X 18

2 X 2 X 18 2 X 2 X 18 2 X 2 X 18

2 X 2 X 18

2 X 18

2 X 18

2 X 2 X 18

2 X 2 X 18 2 X 2 X 18

P-1

P-1

2 X 2 X 18

DETECTOR COMBINADO FOTOELECTRICO,IONIZACIÓN, TEMPERATURA Y TASA ELEVACIÓN

2 X 2 X 182 X 2 X 18

2 X 18 2 X 18

2 X 18

2 X 18

2 X 18

2 X 18

ESTACIÓN MANUAL DE INCENDIOP

CONVENCIONES

CANALIZACIÓN PARA CONDUCTORES POR TECHO

CANALIZACIÓN PARA CONDUCTORES POR PISO

CAJA DE PASO

AVISO DE SALIDA DE EMERGENCIA

DETECTOR DE HUMO FOTOELÉCTRICOP

P/I/R/F-13

ALARMA VISUAL, PARLANTE AUDIOEVACUACIÓN

IDLTDA11-10B CAMBIO ESCENARIO DEMANDA MEDIA

CERCO

CERCO

CERCO

CERCO

CERCO

CERCO

CERCO

VIA

AL

CO

CO

CELADOR

AFLORAMIENTO

CASETA

AGUA

VENTILADOR

CASETA

BOMBA

COMBUST.

EMD

AFLORAMIENTO

CIRCUITO1 CIRCUITO2

CIRCUITO3

AFLORAMIENTO

CIRCUITO4

2500 kVA

13,2KV

33,4KV

5000kVA

2500 kVA

13,2KV

U1 U2 U3 U4 U5U6

VI A

I NT E R I O

R

TANQUE # 4

TANQUE101000 Gal

AL3x1/0 AWG35kVAL3x1/0 AWG15kVAL3x250 MCM 15kV

1x4" PVC DB2x6" PVC DB

3x4" PVC DB

2x4" PVC DB

2x6" PVC DB

3x1/0 AWG XLPE 15 kV CIRCUITO 13x1/0 AWG XLPE 15 kV CIRCUITO 23x1/0 AWG XLPE 15 kV CIRCUITO 33x1/0 AWG XLPE 15 kV CIRCUITO 4RESERVA

AFLORAMIENTO SAN FERNANDO

DE ATABAPO

2x4" RESERVA

2x6" PVC DB

AFLORAMIENTO

A.A.02

A.A.01

RACK

COM.

IPSE

N1N6 N5 N3N4N2

+K01 +K02 +K03 +K04 +K05+H01 +K15

TANQUES DE COMBUSTIBLE

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 2X50cm

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 2X50cmCARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 2X50cm

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 2X50cm

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 1X50 y1x60cm

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 1X50 y1x60cm

3x1/0 AWG XLPE 15 kV CIRCUITO 13x1/0 AWG XLPE 15 kV CIRCUITO 23x1/0 AWG XLPE 15 kV CIRCUITO 33x1/0 AWG XLPE 15 kV CIRCUITO 4RESERVA

1x4" CIRCUITO43x1/0 XLPE15kV

1x4" CIRCUITO33x1/0XLPE 15kV5x4" RESERVA- CRUCEDEVÍA

1x4" CIRCUITO33x1/0XLPE15kV

2x4" y 2x6" PVC DB

CONDUCTOR 10X3X750 MCM CONDUCTOR 10X3X750 MCM

CONDUCTOR 10X3X750 MCMCONDUCTOR 6X3X750+7X3X350 CONDUCTOR 7X3X750+6X3X350

CONDUCTOR 6X3X750+8X3X350

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 2X50cm

CONDUCTOR 10X3X750 MCM

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 2X50cm

CONDUCTOR 10X3X750 MCM

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 2X50cm

CONDUCTOR 10X3X750 MCM

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 1X50 y1x60cm

CONDUCTOR 6X3X750+8X3X350

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 1X50 y1x60cm

CONDUCTOR 7X3X750+6X3X350

CARCAMO DE 0,8X0,7

BANDEJAS DE 2X50cm

CONDUCTOR 6X3X750+7X3X350TF9

TF1 TF3 TF2TF4 TF5 TF6

DD

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B

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B

A

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EE

FF

GG

BAN 4X50cm

BAN 2X50cm

BAN 1X50cm + 1X60cm

BAN 2X50cm

BAN 1X50cm + 1X60cm

BAN 2X50cm

BAN 2X50cm

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B CAMBIO DE ESCENARIO DEMANDA MEDIA 11-10 IDLTDA

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C

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B CAMBIO DE ESCENARIO DEMANDA MEDIA 11-10 IDLTDA

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B CAMBIO DE ESCENARIO DEMANDA MEDIA 11-10 IDLTDA

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C

B

A

B IDLTDA11-10

C CAMBIO DE ESCENARIO DEMANDA MEDIA

CONEXIÓN ATABAPO

IDLTDA11-10

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B CAMBIO ESCENARIO DEMANDA MEDIA 11-10 IDLTDA

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C

B

A

2000 mm

3000 mm 3000 mm

2000 mm

IDLTDA11-10CAMBIO ESCENARIO DEMANDA MEDIAB

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B

A

B CAMBIO DE ESCENARIO DEMANDA MEDIA 11-10 IDLTDA

Item Descripcion Cantidad

1 Transformador 2,5 MVA 13,2 0,48 kV

Terminal premoldeado 15 KV 1/0 AL_AWG Exterior 18

Terminal premoldeado 15 KV 1/0 AL_AWGInterior 18

Bulón 1/0 MCM 18

Conector platina cable 1/0 MCM 9

Conector tubo 1" IPS pasante 18

2 DPS 12 KV lado transformador

DPS 12 KV lado transformador 18

3 Aislador soporte barras

Conector a tubo 1" IPS 18

Aislador soporte barras 15 KV 18

4 Derivación a DPS lado 15 KV

Conector tubo 1" IPS pasante 18

5 Conexión a transformador lado 15 KV

Conector flexible a tubo 1" IPS platina buje 18

6 Conexión a neutro 15 KV

Conector a cable 4/0 platina buje 6

7 Tubería IPS 1"

Conexión terminales 34,5 KV 9

Item Descripcion Cantidad

8 DPS 0,48 KV lado transformador 3F+N

DPS 0,48 KV lado transformador 3F+N 18

9 Estructura soporte 13,2 kV

Estructura soporte 13,2 kV 18

10 Estructura soporte 0,48 kV

Estructura soporte 0,48 kV 18

1

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C

B

A

B CAMBIO DE ESCENARIO DEMANDA MEDIA 11-10 IDLTDA

INSTALACION DE CONDUCTOR

EN EXCAVACIONINSTALACION DE CONDUCTOR

EMBEBIDO EN CONCRETO

CAJA DE INSPECCION

INSTALACION DE CONDUCTOR

BAJO ANDEN

Notas

1. Usar sellante de concreto en salida de colas

de piso.

COLAS DE TIERRA A EQUIPO

BARRA EQUIPOTENCIAL

MONTAJE DE LAS BARRAS AL MURO

SISTEMA DE ANCLAJE HIT HY20

DE HILTI O SIMILAR

CONDUCTOR COBRE

0,3 m

BANDEJA

IN S T A LA C IÓ N B A N D E J A P O R T A C A B LE S

P A R A 0,48 K V C A D A T R A M A

Nota:

1. Conectar bandeja a tierra en cada tramo.

2. Soportes en muro o estructura cada 0,9 m.

SOPORTE CABLE EN MURO

SOPORTE CABLE EN PLATINA

CABLE DE COBRE DESNUDO

CONEXION

EQUIPO Y BARRA TIERRA

CONEXION EN T

CONEXION EN X

CONEXION A VARILLA

SOPORTE CABLE EN BANDEJA

TANQUE # 4TANQUE

101000 Gal

TF9 TF1 TF4 TF3 TF2 TF5 TF6

+K01 +K02 +K03 +K04 +K05RACK

COM.

IPSE

N1N6 N5 N3

+H01 +K15

N2 N4

NOTA 1:

1) Para Atabapo solo se construye malla en sector TF9

2) La malla de tierra en cada unidad se construye luegode la demolición de la placa.

3) El cable de tierra continua con la malla sobre placahasta la respectiva celda de cada unidad.

4) El conductor 4/0 AWG se prolonga hasta la conexióna tierra del respectivo transformador por cárcamo..

5) Las bandejas portacables se aterrizan cada tramousando conectores Burndy al conector 4/0 AWG

6) El aterrizaje de los mástiles se encuentra a 0,2 m

del nivel del suelo

0656-001-203

DD

A

C

B

1 2 3 4 5 6

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C

ID L

TD

A

B

A

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.

REPOTENCIACIÓN CENTRAL INÍRIDA

MALLA DE PUESTA A TIERRA

7 8 9 10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

EE

FF

GG

ESCALA 1:200

1

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A

D

A

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B

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C

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A

CAMBIO ESCENARIO DEMANDA MEDIAB IDLTDA11-10

1

Rev. No. Descripcion

2

NombreFecha

3 4

Titulo

5

Doc. No.

Dept.

Orden

6

Rev. Leng.

Cont.

Hoja

D

IDLTDA11-10EMISIONA

A

D

A

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C

B

A

FACHADA VISTA EN PLANTA

NOTA

Pararrayos a instalar

B CAMBIO ESCENARIO DEMANDA MEDIA IDLTDA11-10

MASTIL 1MASTIL 2

2,02,0

U1 U2 U3 U4 U5U6

VI A

I NT E R

I OR

SENDERO

PEATONAL

+K01 +K02 +K03 +K04 +K05

RACK

COM.

IPSE

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

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FF

GG

RACK

COM.

IPSE

RACK

COM.

IPSE

N1N6 N5 N3

+H01 +K15

N4 N2

1

Rev. No. Descripcion

2

NombreFecha

3 4

Titulo

5

Doc. No.

Dept.

Orden

6

Rev. Leng.

Cont.

Hoja

D

IDLTDA11-09EMISIONA

A

D

A

C

B

1 2 3 4 5 6

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.

C

B

A

B CAMBIO DE ESCENARIO DEMANDA MEDIA 11-10 IDLTDA

11Configuración GeneralA.Roncancio / ED-EAAprobó

DePáginaH.Burgos / ED-EARevisó

(4)G63076-X1019-302Especificación Funcional Sistema de Protección y Control

L. Becerra / ED-EAElaboró

Documento No.S/E Puerto Inírida 13,2kVPower Transmission and Distribution

20.04.2009

Fecha Emisións

7SJ62

50/51

=KZ02 +K02Salida 1

ACTARIS

7SJ62

50/51

=KZ03 +K03Salida 2

7SJ62

50/51

=KZ03 +K04Salida 3

7SJ62

50/51

=KZ03 +K05Reserva

7SJ62

50/51

=KZ04 +K06Reserva

RSG2100RSG2100RS400RS400

RS232

RS

232 -

MO

DB

US

ACTARIS ACTARIS ACTARISTSXETG100

RS485

MODBUS

TCP/IP - IEC 61850

MODBUS TCP/IP

SNTP SERVERSNTP SERVER

IHM SICAM

PASS CC

TCP/IP

PULSOS

TCP/IP

Controlador Subestación=E00 +W00

Centro Nacional de MonitoreoIPSE BOGOTA

Existente

Suministro otros

PM810 PM810

SEPAM SEPAM SEPAM SEPAM

I/O BOX

SSAA

ION

TWIDO

WE

ST

ER

MO

TCP/IP

TCP/IPTCP/IP

IEC 61850

TCP/IP

IEC 61850

TCP/IPIEC 61850

ROUTER

IDU

MO

DB

US

TC

P/I

P

STATION UNITSTATION UNIT

SICAM PASSICAM PAS

SW 3com

RS416RS416

I/O BOX

SSAATCP/IP

PROTOCOLO

ION

MODBUS

TPC/IP (1)

MODBUS

TPC/IP (1)

GESTIÓN ENERGÉTICA S.A. ESP

ESTUDIOS PARA LA REPOTENCIACIÓN DE LA CENTRAL DE

GENERACIÓN DE INIRIDA

SISTEMAS DE CONTROL

MDINI108

REVISIÓN 1

MANIZALES, OCTUBRE DE 2011

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Control de revisiones

DESCRIPCION DEL DOCUMENTO

Nombre del proyecto REPOTENCIACION DE LA CENTRAL DE INIRIDA

Título del documento SISTEMAS DE CONTROL

Fecha elaboración del documento OCTUBRE 21 DE 2011

DISPOSICIÓN DEL DOCUMENTO

EMPRESA NOMBRE LOCALIZACIÓN MEDIO

GENSA E. AGUIRRE PROYECTOS ESPECIALES DIGITAL

ID INGENIERIA //GSA-INI-AMP/MEMORIAS DIGITAL

REVISIONES DEL DOCUMENTO

REVISIÓN ACTIVIDAD NOMBRE FECHA DESCRIPCIÓN

0

Elaboró P. Ceballos 2011/09/28 Emisión

Revisó F. Yepes 2011/09/28 Emisión

Aprobó F. Yepes 2011/09/28 Emisión

1 Elaboró P. Ceballos 2011/10/21 Cambio escenario demanda media

Revisó F. Yepes 2011/10/21 Cambio escenario demanda media

Aprobó F. Yepes 2011/10/21 Cambio escenario demanda media

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Contenido

i

CONTENIDO

1 INTRODUCCION ......................................................................................................................... 1-1

2 CONFIGURACIÓN SISTEMA DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN ............................................................... 2-1

3 FUNCIONES DE CONTROL ........................................................................................................... 3-1

3.1 SISTEMAS AUXILIARES ................................................................................................................... 3-2

3.2 FUNCIONES COMPLEMENTARIAS DE OPERACIÓN ........................................................................ 3-3

4 FUNCIONES DE MEDIDA ............................................................................................................. 4-1

4.1 DIMENSIONAMIENTO MEDICIÓN ................................................................................................. 4-1

4.2 MEDIDA DE ENERGÍA .................................................................................................................... 4-3

4.3 MEDIDA DE COMBUSTIBLE ........................................................................................................... 4-3

5 FUNCIONES DE PROTECCION ...................................................................................................... 5-1

5.1 PROTECCIÓN DE LÍNEAS 34,5 KV ................................................................................................... 5-1

5.2 PROTECCIÓN DE LÍNEAS 13,2 KV ................................................................................................... 5-2

5.3 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR 13,2/34,5 KV ....................................................................... 5-2

5.4 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR DE GENERADOR 13,2/0,48 KV ............................................ 5-3

6 FUNCIONES DE COMUNICACIÓN ................................................................................................ 6-1

7 ARQUITECTURA DEL SISTEMA .................................................................................................... 7-1

7.1 MODOS DE OPERACIÓN ................................................................................................................ 7-1 7.1.1 NIVEL 0 - EQUIPOS DE PATIO .................................................................................................... 7-1 7.1.2 NIVEL 1 – SALA DE CONTROL .................................................................................................... 7-2 7.1.3 UNIDADES DE CONTROL DE BAHIA. UNIDADES DE CONTROL, MEDIDA, PROTECCIÓN. .......... 7-2 7.1.4 NIVEL 2: NIVEL DE SUBESTACIÓN. ............................................................................................ 7-3 7.1.5 NIVEL 3: CENTRO NACIONAL DE MONITOREO ......................................................................... 7-3

7.2 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIÓN ....................................................................... 7-3

7.3 FUNCIONES DE CONTROL ............................................................................................................. 7-4 7.3.1 CONTROL .................................................................................................................................. 7-4 7.3.2 SUPERVISIÓN ............................................................................................................................ 7-4 7.3.3 ENCLAVAMIENTO ..................................................................................................................... 7-5 7.3.4 MEDIDAS .................................................................................................................................. 7-6 7.3.5 MANEJO DE EVENTOS Y ALARMAS. .......................................................................................... 7-6 7.3.6 SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO .................................................................................................. 7-7 7.3.7 OTRAS FUNCIONES DE CONTROL ............................................................................................. 7-7 7.3.8 RECIERRE AUTOMÁTICO ........................................................................................................... 7-7

7.4 OSCILOGRAFIA .............................................................................................................................. 7-7

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Contenido

ii

7.5 SEÑALIZACIÓN Y ALARMAS ........................................................................................................... 7-8 7.5.1 LISTADO DE SEÑALES ................................................................................................................ 7-8

7.6 EVENTOS ..................................................................................................................................... 7-10

7.7 TIEMPOS DE RESPUESTA ............................................................................................................. 7-10

8 PLANOS .................................................................................................................................... 8-1

9 ANEXOS .................................................................................................................................... 9-1

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo1, Introducción

1-1

SISTEMAS DE CONTROL

1 INTRODUCCION

Gestión Energética S.A. adelanta proyecto que se refiere a la repotenciación de la central

de Inírida, para brindar un mejor servicio y permitir atender la demanda de la población

de San Fernando de Atabapo. Se realizará la siguiente revisión y recolección de

información la cual estará orientada a cubrir el área de interés.

En el documento de memorias de diseño MDINI104, se muestran los diagramas unifilares

de la central, 0656-001-001-R1, 0656-001-002-R1, 0656-001-011-R1, 0656-001-010-R1.

Este documento contiene la descripción de los sistemas de control, medida y protección.

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 2, Configuración Servicios Auxiliares

2-1

2 CONFIGURACIÓN SISTEMA DE MEDIA Y BAJA TENSIÓN

La subestación de la central de generación de Inírida usa configuración de barra sencilla.

En la construcción actual, se identifican dos secciones de barras; la primera para llegada

de generación y localizadas entre los ejes I7 e I10 y L7 y L10. La segunda para salidas de

línea y localizadas entre los ejes F11 y F13 y G11 y G13.

La subestación de generación, alimenta mediante cuatro (4) líneas de salida de 13,2 kV el

Municipio de Inírida como se muestra en el plano 0656-001-001-R1 Diagrama Unifilar

Actual. Los requerimientos de llegada/salidas de la subestación se muestran como sigue:

• Una (1) salida a 13,2 kV para el circuito Nº 1, SIMOPRIME (Siemens) existente.

• Una (1) salida a 13,2 kV para el circuito Nº 2, SIMOPRIME (Siemens) existente.

• Una (1) salida a 13,2 kV para el circuito Nº 3, SIMOPRIME (Siemens) existente.

• Una (1) salida a 13,2 kV para el circuito Nº 4, SIMOPRIME (Siemens) existente.

• Una (1) celda de llegada con la medida de tensión de barras y acople de las mismas

con las celdas existentes, SIMOPRIME (Siemens) existente.

• Tres llegadas para generadores Cummins 1, 2 y 3, NEX (Schneider) existentes.

• Celda 4,16 kV unidad EMD, NEX (Schneider) existentes.

• Celda 13,2 kV unidad EMD, NEX (Schneider) existentes.

El sistema de baja tensión dispone de celdas de 480 voltios las cuales serán reemplazadas.

La celda de 4,16 de la unidad EMD será retirada al reemplazarse esta unidad.

Para la repotenciación de la central se instalarán los siguientes nuevos equipos:

• Una (1) celda de media tensión para 17,5 kV de reserva. Esta celda se prefiere se

instala aledaña a existentes NEX.

• Una (1) celda de media tensión para 34,5 kV que alimentará a San Fernando de

Atabapo.

• Cinco (5) transformadores de media potencia 2500 KVA 13,2 kV / 0,48 kV.

• Un (1) transformador de media potencia 4 MVA 34,5 kV / 13,2 kV.

• Seis (6) celdas de baja tensión con interruptores extraíbles de 3200 A, 480 V.

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 3, Funciones de control

3-1

3 FUNCIONES DE CONTROL

La central de Inírida operada por GENSA, es del tipo atendida.

La central dispone de sistema de automatización de subestación de Sicam PASS Siemens.

Para la ampliación de la subestación se hacen por lo tanto las siguientes consideraciones:

• Distribución de polaridades: Se dispondrá en el compartimiento de control y protección

de la celda de 34,5 kV tres polaridades para funciones de control y protección, 125 Vcc.

Cada una de las polaridades de alimentación dispondrá de funciones de supervisión.

• Distribución de polaridades: Se dispondrá en el compartimiento de control y protección

de las celdas de 13,2 kV dos polaridades para funciones de control y protección, 125 Vcc.

Cada una de las polaridades de alimentación dispondrá de funciones de supervisión.

• Cada Circuito de disparo en el nivel de 33 kV: Se dispondrán de dos circuitos de disparo.

Cada uno de los circuitos de disparo dispondrá de función de supervisión externa.

• Circuito de disparo en el nivel de 13,2 kV: Se dispondrá de un circuito de disparo. El

circuito de disparo dispondrá de función de supervisión externa.

• La celda de reserva 13,2 kV y la celda de San Fernando de Atabapo 34,5 kV, dispondrá de

cuchillas de puesta tierra. Se instalará unidad de verificación de sincronismo en el lado

de 13,2 kV y en 34,5 kV.

• Los equipos de maniobra, interruptor, cuchilla de tierra y carro serán completamente

supervisados y su información será suministrada al sistema de automatización de

subestación local o remotamente a centro de supervisión.

• Para el nivel de 0,48 kV se instalarán nuevas celdas las cuales deben contener, además

del interruptor de baja tensión, protección de sobrecorriente del lado de baja tensión,

unidad de verificación de sincronismo para cada unidad. Los comandos de cierre de la

unidad de sincronización propia incorporada en el panel de control de la unidad será

supervisada por la unidad de verificación de sincronismo; igual sucederá con los

comandos de cierre manuales.

• Funciones de control de nivel 0: Para los equipos de maniobra solo se permitirán

ejecución de comandos para funciones de mantenimiento en el nivel 0. Las operaciones

manuales de cuchilla e interruptor serán enclavadas mecánicamente. Debe tenerse en

cuenta que toda funciones de control debe supervisar el interruptor de baja tensión de

las unidades de generación.

• Funciones de control de nivel 1: Para los equipos de maniobra se permitirán ejecución de

comandos para funciones de prueba, mantenimiento y energización desde el nivel 1.

Debe tenerse en cuenta que toda funciones de control debe supervisar el interruptor de

baja tensión de las unidades de generación.

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 3, Funciones de control

3-2

• Funciones de control de nivel 2: Las celdas serán integradas a sistema de automatización

local de subestación o remoto. Para el efecto se considerará que el protocolo de

comunicaciones será IEC 61850. Los equipos de control y protección se integrarán suiche

de fibra para comunicaciones locales o remotas. Todos los equipos usarán interfaces

electro-ópticas incorporadas.

• En cada celda se instalará IED para funciones de control y protección integradas

considerando la configuración final de la subestación de la central. Se requiere

protección de sobrecorriente no direccional para alimentadores. Para las llegadas de

generación ser usarán protecciones de sobrecorriente y protecciones diferenciales de

generador transformador; las protecciones serán separadas. La protección de

sobrecorriente integrará también las funciones de medida. Una protección de falla

interruptor de una etapa será implementada.

Los planos 0656-001-451-R1, 0656-001-452-R1, 0656-001-453-R1 y 0656-001-454-R1 muestran

las funciones de control y protección asociadas a la subestación en el nivel 34,5 kV, 13,2 kV,

0,48 kV. La integración de la subestación se muestra en el plano 0656-001-300. El plano

G63076-X1019-302 muestra la arquitectura del sistema de control existente.

3.1 SISTEMAS AUXILIARES

En la subestación de la central de Inírida existe sistema de servicios auxiliares a los cuales se les

adicionará:

SISTEMA CORRIENTE CONTINUA 125 VCC:

1. Una (1) salida alimentación control y protección 125 Vcc, celda 34,5 kV; CB7, plano 0656-

001-026.

2. Una (1) salida alimentación motor 125 Vcc, celda 34,5 kV; CB10, plano 0656-001-026

3. Una (1) salida alimentación control y protección 125 Vcc, celda 13,2 kV de reserva; se

conecta de celda +K11, CB2, plano 0656-001-026.

4. Una (1) salida alimentación motor 125 Vcc, celda 13,2 kV de reserva; se conecta de

celda +, CB4, plano 0656-001-026.

5. Una (1) salida alimentación control y protección 125 Vcc, celda 13,2 kV de San Fdo.

Atabapo; se conecta de celda +K01, CB1, plano 0656-001-026.

6. Una (1) salida alimentación motor 125 Vcc, celda 13,2 kV de San Fdo de Atabapo; CB3,

plano 0656-001-026.

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 3, Funciones de control

3-3

SISTEMA CORRIENTE ALTERNA 120 VCA:

1. Una (1) salida alimentación fuerza 120 Vca, celda 34,5 kV; CB8 no esenciales, plano

0656-001-23-1 de 2.

2. Una (1) salida alimentación fuerza, celda 13,2 kV de reserva; se conecta de celda +K06,

esenciales 2, plano 0656-001-022.

3. Una (1) salida sistema de detección incendio; CB4 esenciales 2, plano 0656-001-022.

4. Una (1) salida para tratamiento de Diesel, CB4 esenciales 1, plano 0656-001-021.

5. Una (1) salida alimentación fuerza 120 Vca, celda 13,2 kV San Fdo. Atabapo; CB8 no

esenciales, plano 0656-001-23-1 de 2.

Los planos 0656-001-020-R1, 0656-001-021-R1, 0656-001-022-R1, 0656-001-023-R1, 0656-001-

024-R1, 0656-001-025-R1, 0656-001-026-R1 muestra las funciones asociadas al complemento

de los servicios auxiliares de la subestación.

3.2 FUNCIONES COMPLEMENTARIAS DE OPERACIÓN

Las funciones de control se asocian a facilidades de operación cuyas principales consideraciones

son:

a) Operación manual del interruptor, mando eléctrico local, para funciones de operación

normal, mantenimiento o emergencia.

b) El interruptor solo podrá ser cerrado con la cuchilla de tierra abierta cuando esté en

posición insertado; en posición extraída podrá operarse libremente.

c) La señal de tensión de barras será desplegada en la interface hombre máquina local de

todas las celdas.

d) La interface hombre máquina de la protección permitirá los comandos locales de apertura,

cierre del interruptor. Desplegará un diagrama mímico en el cual se muestre el interruptor,

su posición en la celda, insertado – extraído y la posición de la cuchilla de tierra.

e) La interface hombre máquina desplegará mediante led´s y en la IHM indicaciones de

operación y alarmas de la celda y supervisará funciones complementarias de la celda anexa.

f) La protección de sobrecorriente será programada usando información vía 61850 de las

celdas contiguas de manera que se permita establecer lógica de comando y funciones de

control automáticas básicas.

g) Una función de vigilancia de tensión, interna a la protección de sobrecorriente, dará orden

de apertura al interruptor de potencia, al presentarse falta de fase, baja tensión o alta

tensión en la respectiva celda.

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 3, Funciones de control

3-4

h) El cierre de los interruptores de alta tensión de generador serán supervisados por la

posición del interruptor de baja tensión.

i) El cierre de los interruptores de baja tensión de generador serán supervisados por la

posición del interruptor de alta tensión y por la unidad de verificación de sincronismo.

j) El cierre de los interruptores del 13,2 kV y 34,5 kV de San Fernando de Atabapo usarán

unidad de verificación de sincronismo.

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capítulo 4, Funciones de medida

4-1

4 FUNCIONES DE MEDIDA

En los siguientes párrafos se hacen las consideraciones de medida de La subestación de la Central de Inírida.

4.1 DIMENSIONAMIENTO MEDICIÓN

El dimensionamiento del sistema de medida se hace para las condiciones operativas iniciales y máximas esperadas en la subestación.

Tabla 1 Corrientes Nominales Salidas 34,5 kV

DESCRIPCION CAPACIDAD

[A]

CAPACIDAD

[MVA]

SALIDA TRANSFORMADOR 13,2 kV/34,5 kV ATABAPO 67 4,00 MVA

Tabla 2 Corrientes Nominales Salidas de 13,2 kV

DESCRIPCION CAPACIDAD

[A]

CAPACIDAD

[MVA]

SALIDA TRANSFORMADOR 13,2 kV/34,5 kV ATABAPO 175 4,00 MVA

SALIDA 13,2 kV LÍNEA DE RESERVA 88 2,00 MVA

LLEGAD 13,2 kV GENERACION 109 2,50 MVA

La Tabla 3 contiene el dimensionamiento de los transformadores de instrumentos, corrientes y tensiones nominales en el nivel de 34,5 kV.

Tabla 3 Transformadores de instrumentos nivel 34,5 kV

Ítem Descripción Inírida

a. Tensión nominal, (kV) 34,5

b. Frecuencia asignada, (Hz) 60

c. Puesta a tierra Solida

d. Número de fases 3

e. Tensión asignada del equipo, (kV) 38

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 4, Funciones de medida

4-2

Ítem Descripción Inírida

f. Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo, (Kvp) 170

g. Tensión asignada soportada a la frecuencia industrial,(kV)

70

h. Relación de transformación transformadores de corriente.

Línea – Transformador Atabapo 50-100/5-5

i. Corriente de carga continua máxima.

Línea – Transformador Atabapo 60-120

j. Corriente de cortocircuito simétrica, (kA) 16

k.

Relación de transformación de tensión

- Devanados medida 34.500/√3 /

115/√3

- Devanados protección 34.500/√3 /

115/3

La Tabla 4 contiene el dimensionamiento de los transformadores de instrumentos, corrientes y tensiones nominales en el nivel de 13,2 kV.

Tabla 4 Transformadores de instrumentos nivel 13,2 kV

Ítem Descripción Bosques

a. Tensión nominal, (kv) 13,2

b. Frecuencia asignada, (Hz) 60

c. Puesta a tierra Sólida

d. Número de fases 3

e. Tensión asignada del equipo, (kv) 17,5

f. Tensión asignada soportada al impulso tipo rayo, (kvp) 95

g. Tensión asignada soportada a la frecuencia industrial,(kv) 38

h. Relación de transformación transformadores de corriente.

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 4, Funciones de medida

4-3

Ítem Descripción Bosques

Líneas 50-100/5-5

Generadores 50-100/5-5

Transformador Atabapo 100-200/5-5

i.

Corriente de carga continua máxima.

Líneas 60-120

Generadores 60-120

Transformador Atabapo 120-240

j. Corriente de cortocircuito simétrica, (ka) 16

k.

Relación de transformación de tensión

- Devanados medida 13.200/√3 /

115/√3

- Devanados protección 13.200/√3 /

115/3

4.2 MEDIDA DE ENERGÍA

Tanto las llegadas de generación, salidas de línea y transformación Atabapo, requieran equipo de medida para facturación. Las celdas deben incluir el equipo de medida respectivo. La salida de transformador de San Fernando de Atabapo tendrá la medida en el lado de 13,2 kV.

EQUIPO DE MEDIDA:

1. Un (1) contador multifuncional para la llegada de generador N° 6. 2. Un (1) contador multifuncional para la salida a San Fernando de Atabapo.

4.3 MEDIDA DE COMBUSTIBLE

Para cada una de las unidades se instalarán medidores de consumo de combustible los cuales serán integrados a red de SCADA de la central.

EQUIPO DE MEDIDA:

1. Seis (6) medidores de combustible.

Gestión Energética S.A. E.S.P.

Ingeniería y Desarrollos Ltda Capítulo 5, Funciones de proteccion

5-1

5 FUNCIONES DE PROTECCION

Esta sección contiene los requisitos de protección principales para cada uno de los tipos de celdas a instalar en la subestación de la central de Inírida.

5.1 PROTECCIÓN DE LÍNEAS 34,5 KV

Una línea de 34,5 kV se instala inicialmente en Inírida. Los relés de sobrecorriente usarán facilidades de protocolo IEC 61850. Para el nivel de tensión, se usará como protección principal de línea relé con funciones de sobrecorriente. La conectividad de redes, podría eventualmente permitir flujo bidireccional por lo tanto se requiere que las protecciones dispongan de:

• Función principal de protección 67/67N.

• Entradas configurable y lógica interna que permita establecer esquema de disparo permisivo para rápido despeje de fallas.

Adicionalmente la protección de línea de 34,5 kV permitirá:

• Dos grupos de ajuste configurables por entradas digitales comandos desde sistema de automatización local o remoto.

• Función secundaria de protección de sobrecorriente ANSI 50/51, 50N/51N, configurable en cada grupo de ajuste.

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

• Funciones de protección de baja frecuencia ANSI 81L.

• Funciones de recierre tripolar.

• Función de falla interruptor una etapa, salida de disparo libremente configurable.

• Contacto de disparo libremente configurables para dos circuitos de disparo.

La protección de sobrecorriente dispondrá adicionalmente de:

• Lógica configurable que permita desarrollar esquemas de coordinación basados en selectividad lógica.

• Función de disparo maestro ANSI 86.

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Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 5, Funciones de protección

5-2

Adicionalmente la protección estará asociada a unidades de supervisión de ambos circuitos de disparo; supervisión externa. No se permitirá operar el sistema con puesta a tierra aislada en 34,5 kV.

5.2 PROTECCIÓN DE LÍNEAS 13,2 KV

Una salida de línea de 13,2 kV será instalada en la subestación Inírida. La protección de línea de 13,2 kV dispondrá de las siguientes funciones principales.

• Función principal de protección según ANSI 51/51N.

• Función principal de protección según ANSI 50/50N.

• Entradas configurable y lógica interna que permita establecer esquema de coordinación basados en selectividad lógica.

Adicionalmente la protección de línea de 13,2 kV permitirá:

• Funciones de protección seleccionables y configurables simultáneamente en cada grupo de ajuste.

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

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

• Funciones de recierre tripolar.

• Función de falla interruptor una etapa, salida de disparo libremente configurable.

• Contacto de disparo configurables para un circuitos de disparo.

• Función supervisión circuito de disparo, un circuito de disparo.

• Función de disparo maestro ANSI 86.

5.3 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR 13,2/34,5 KV

Se usarán como complemento de las protecciones mecánicas las siguientes:

• Protección diferencial porcentual de transformador dos devanados ANSI 87T.

• Dos (2) protecciones de respaldo por sobrecorriente ANSI 50/51, ANSI 50N/51N, una en cada lado del transformador, alta y baja. La protección será una unidad separada a la diferencial de transformador. La protección del lado de alta actuará como protección de línea.

• Funciones de protección de sobre y baja tensión ANSI 59/27, pueden incorporarse en la protección de sobrecorriente.

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

• Función de falla interruptor, salida de disparo libremente configurable.

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Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 5, Funciones de protección

5-3

• Contacto de disparo configurables para dos circuitos de disparo en 34,5 kV y uno en 13,2 kV.

• Función de supervisión de circuito de disparo, dos circuitos de disparo en 34,5 kV y uno en 13,2kV.

• Función de disparo maestro ANSI 86.

• Contacto de disparo configurables para circuitos de disparo de alta y baja tensión. La protección de sobrecorriente dispondrá de las siguientes funciones principales.

• Función principal de protección según ANSI 51/51N.

• Función principal de protección según ANSI 50/50N.

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

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

• Entradas configurable y lógica interna que permita establecer esquema de coordinación basados en selectividad lógica.

• Funciones de protección seleccionables y configurables simultáneamente en cada grupo de ajuste.

• Función de falla interruptor una etapa, salida de disparo libremente configurable.

• Contacto de disparo configurables para circuitos de disparo de alta y baja tensión.

• Función de supervisión de los circuitos de disparo.

• No se permitirá operar el sistema con puesta a tierra aislada 13,2 kV.

5.4 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR DE GENERADOR 13,2/0,48 KV

Se usarán como complemento de las protecciones mecánicas las siguientes:

• Protección diferencial porcentual de transformador dos devanados ANSI 87T.

• Una (1) protección de respaldo por sobrecorriente ANSI 50/51, ANSI 50N/51N, en el lado de alta del transformador; para el lado de baja se usará la protección de sobrecorriente del interruptor de baja tensión.

• Funciones de protección de sobre y baja tensión ANSI 59/27, pueden incorporarse en la protección de sobrecorriente.

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

• Función de falla interruptor, salida de disparo libremente configurable.

• Contacto de disparo configurables para dos circuitos de disparo en 33 kV.

• Función de supervisión de circuito de disparo, un circuito de disparo en 13,2 kV.

• Función de disparo maestro ANSI 86.

• Contacto de disparo configurables para circuitos de disparo de alta y baja tensión. La protección de sobrecorriente dispondrá de las siguientes funciones principales.

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Ingeniería y Desarrollos Ltda Capitulo 5, Funciones de protección

5-4

• Función principal de protección según ANSI 51/51N.

• Función principal de protección según ANSI 50/50N.

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

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

• Entradas configurable y lógica interna que permita establecer esquema de coordinación basados en selectividad lógica.

• Funciones de protección seleccionables y configurables simultáneamente en cada grupo de ajuste.

• Función de falla interruptor una etapa, salida de disparo libremente configurable.

• Contacto de disparo configurables para circuitos de disparo de alta y baja tensión.

• Función de supervisión de circuito de disparo. La cobertura de la protección diferencial incluirá la unidad de generación (87GT).

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Ingeniería y Desarrollos Ltda Capítulo 6, Funciones de comunicación

6-1

6 FUNCIONES DE COMUNICACIÓN

Para la integración a red de comunicaciones de la subestación, se usará medio de transmisión en fibra óptica. Los IED’s serán conectados a suiche Ethernet (RSG2100 existente), tipo industrial. En caso de requerirse transceivers serán suministrados por el proveedor. Los sistemas de comunicaciones cumplirán los requisitos de IEC 61850 [21], IEEE 1613 [22] e IEEE 1615 [23]. Los servicios asociados a sistema de detección de incendio, no usarán la red SCADA.

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Ingeniería y Desarrollos Ltda Capítulo 7, Arquitectura del sistema

7-1

7 ARQUITECTURA DEL SISTEMA

El sistema de control de la subestación de la central de Inírida dispone de funciones de automatización y adquisición de datos. A este sistema se integrará a información de las nuevas celdas. El plano G63076-X1019-302 muestra la arquitectura del sistema de control existente. En el sistema de la central se ha implementado comunicación con el Centro Nacional de Monitoreo IPSE Bogotá mediante el protocolo IEC60870-5-104; para la red de gestión de medidores se usa protocolo MODBUS y para la comunicación con los IED’s (equipos de protección y control) protocolo IEC 61850. El desarrollo de la ampliación del sistema debe considerar actualización de despliegues, lista de alarmas, lista de eventos, tendencias y toda otra función requerida en el sistema.

El Anexo N° 2 contiene información del sistema existente.

7.1 MODOS DE OPERACIÓN

Se conservará la misma funcionalidad de sistema existente para las nuevas bahías de generación y transformación.

7.1.1 NIVEL 0 - EQUIPOS DE PATIO

Para las celdas de media y baja tensión se permitirá la ejecución de mandos directamente desde los mecanismos de operación de los interruptores eléctricos y/o manuales, cuchillas de tierra manuales, cambiadores de tomas eléctricos y/o manuales. En los mecanismos de operación de cada uno de los equipos existirá un conmutador con los modos de operación REMOTO-DESCONECTADO-LOCAL.

• En el modo de operación REMOTO, sólo se podrán ejecutar comandos desde el compartimientos de control de las celdas desde la IHM de la subestación y desde el Centro Nacional de Monitoreo.

• En el modo de operación DESCONECTADO, no se debe poder realizar comandos.

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Ingeniería y Desarrollos Ltda Capítulo 7, Arquitectura del sistema

7-2

• En el modo de operación LOCAL, sólo se podrán ejecutar comandos por medio de los pulsadores para cierre y apertura del mecanismo de operación, con base en los enclavamientos cableados. La lógica de enclavamientos locales solo permitirá maniobras de mantenimiento.

7.1.2 NIVEL 1 – SALA DE CONTROL

Desde el compartimientos de control de las celdas, se podrá ejecuta el mando de operación de los interruptores automáticos, seccionadores con mando eléctricos, y cambiador de tomas con mando eléctrico. En el mecanismo de operación de cada equipo se requiere que el selector del modo de operación haya sido conmutado a la posición REMOTO.

En el modo de operación REMOTO, sólo se podrán ejecutar comandos desde la sala de control. En el tablero de control se dispondrá de un conmutador con los modos de operación REMOTO-LOCAL. En posición LOCAL se permitirá el comando solo desde el tablero de control o desde la IHM de la protección multifuncional; Solo podrán ejecutarse comandos si el selector del tablero se encuentra en remoto y el selector propio de IED en local si existe

En el modo de operación REMOTO solo se podrán ejecutar comandos desde la IHM de la subestación y desde el Centro Nacional de Monitoreo.

Para comandos desde el nivel 1 de la subestación, la lógica de enclavamiento debe residir en la protección multifuncional, o en la unidad de control de bahía.

7.1.3 UNIDADES DE CONTROL DE BAHIA. UNIDADES DE CONTROL, MEDIDA,

PROTECCIÓN.

Las funciones de control, medida y protección son llevadas a cabo en la subestación de diferentes formas:

a) Desde unidades de control, protección y medida. b) Desde selectores de mando en tableros de nivel 1.

El sistema de automatización, local o remoto, permitirá el comando de nivel 1 de las bahías desde la interfaz hombre máquina de las unidades de protección, control y medida integradas. No se requiere el uso de selectores de mando externo para condiciones de contingencia por el tipo de manufactura del equipo de media y tensión.

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7-3

7.1.4 NIVEL 2: NIVEL DE SUBESTACIÓN.

Para los equipos de subestación dotados de mecanismo de operación que permita comandos remotos, se permiten comandos desde la sala de control a través de la IHM de la consola de operación, utilizando bien sea los enclavamientos procesados por los relés de protección, UAD´s e IED´s, y/o por la lógica de operación residente en el sistema de automatización de la subestación.

En este nivel, el comando del equipo se efectúa con el selector de nivel 1 de la IED respectiva en la posición de remoto. En este nivel el sistema operará en modo subestación, pudiendo operar en modo remoto para comandos desde el Centro Nacional de Monitoreo.

7.1.5 NIVEL 3: CENTRO NACIONAL DE MONITOREO

Para los equipos de subestación dotados de mecanismo de operación que permita comandos remotos, se permiten comandos a través de la IHM de consola de operación del Centro Nacional de Monitoreo.

En este nivel, el comando se efectúa con el selector de nivel 2 del sistema de automatización en la posición de remoto. En este nivel el sistema operará en modo centro de control. En el nivel 3 se permiten las mismas funciones de comando del sistema de automatización; las rutinas y lógicas de operación residen en el sistema de automatización o en las IED’s.

No hay funciones remotas de arranque, sincronización, o paro de unidades.

7.2 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIÓN

La unidad controladora de estación existente cumple todas las funciones de control y supervisión de todos los componentes de las subestación. Tiene como función básica el cumplir las funciones de comunicación con el nivel 1 local y el nivel 3 remoto. El sistema de automatización dispone principalmente de:

• Controlador de subestación.

• IHM embebido.

• Switch RUGGEDCOM RSG2100, RS400, RS416.

• GPS para sincronización de tiempo.

• Una (1) impresora local.

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7-4

• IED’s y otros dispositivos de campo.

7.3 FUNCIONES DE CONTROL

7.3.1 CONTROL

Los equipos de subestación que dispongan de funciones de control remoto podrán ser comandados directamente por el operador, indirectamente mediante secuencias de operación, o automáticamente por las funciones de control diseñadas. Las funciones de control deben permitir siempre:

• Comando de selección antes de operación.

• Comandos desde diferentes localización de operador, esto es, desde el mecanismo de operación, desde la unicad de control de bahía, desde la IHM de la subestación, o desde la IHM del Centro de Control.

• Operación desde un único lugar del operador a la vez.

• Permiso para operación dependiendo de las condiciones de otras funciones, tales como enclavamientos, sincrocheck, modo de operación, o condiciones externas.

Las funciones de control también deberán incluir:

• Función para evitar la doble operación.

• Supervisión de comandos.

• Selección del lugar de operación.

• Bloqueo/desbloqueo de operación (consigna).

• Bloqueo/desbloqueo de las indicaciones de posición.

• Omisión de la función de enclavamiento. Las funciones de automatización de la subestación deben tener estructura orientada a objetos para asegurar consistencia en el proceso de información usados para funciones de control de alto nivel.

7.3.2 SUPERVISIÓN

La posición de cada aparato, interruptor, carro, seccionador, cuchilla de tierra, cambiador de tomas, servicios auxiliares, debe ser constantemente supervisada. Cada cambio detectado deberá causar un cambio en un diagrama unifilar, notación en la lista de

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7-5

eventos, y salida impresa. Deberán emitirse alarmas en el caso de cambios de posición que no hayan sido causados por comandos del sistema. Cada posición de un aparato deberá ser representada en dos indicaciones binarias, cada una de las cuales opuesta a la otra en posición normal. Una alarma deberá emitirse si ambas indicaciones, abierto y cerrado, muestran igual posición al mismo tiempo (11) o muestran estado rodando (00) más allá de un tiempo ajustable. El estado actual de las señales, diferente a la indicación de posición deberá también mostrarse en IHM de la subestación y del Centro de Control.

7.3.3 ENCLAVAMIENTO

La función de enclavamiento concede permiso para operar aparatos tales como interruptores, seccionadores y cuchillas de tierra, entre otros. La función de enclavamiento se construye por medio de módulos preprobados. Esta función es y continuará siendo del tipo distribuido. Cada bahía dispondrá en sus unidades de control, medida y protección integradas o en las unidades de control de bahía de la lógica de enclavamientos que se indica en los planos que forman parte de estas especificaciones. Se prevé que la comunicación de IED’s de las diferentes bahías permita para propósitos de enclavamientos el intercambio de información. Por lo tanto no se admite el uso de lógica cableada para este propósito. Debe tenerse en cuenta que para uso especial, debe existir una función que permita omitir los enclavamientos. Esta función se podrá accederse mediante clave cuando se requiera el envió de un comando en modalidad de control directo. No obstante los selectores de mando local manual de los gabinetes usaran esta función para comando local convencional ante perdida de la UCB. El oferente debe tener en cuenta que sus sistemas en nivel 2 y nivel 3 deben permitir cumplir las funciones de comando, incluido control directo excepcional, en todas las bahías. Cuando un comando sea inhibido o rechazado a consecuencia de señalización lógica o por señales externas, el sistema proveerá un mensaje de indicación de este suceso. Igualmente el sistema indicará cual señalización ha inhibido o rechazado el comando; esta información permitirá del operador juzgar:

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a) La secuencia de maniobra es incorrecta por lo que el enclavamiento ha inhibido la operación. En este caso el operador se regirá por el procedimiento e iniciará la secuencia en el orden correcto.

b) La frecuencia de maniobra es correcta pero el equipo se encuentra en condiciones de operación (falla SF6, baja presión, etc.); el comando es rechazado. En este caso el operador evaluará la situación y procederá a la toma de acciones correctivas.

c) La secuencia de maniobra es correcta, el equipo opera correctamente, pero existe condición operativa que inhibe la ejecución normal del comando (Indicación de posición fallida, falta de sincronismo, etc.). En este caso el operador evaluará la situación y determinará si ejecuta comando en modo de control directo.

7.3.4 MEDIDAS

Deben estar disponibles en todas la bahías, mediante conexión directa a los PT´s y CT´s, las entradas de tensión y corriente por medio de las cuales se harán las medidas trifásicas como los valores de potencia activa (W), potencia reactiva (var), frecuencia (Hz) y los valores medios de tensión (U) y corriente (I). Dos tipos de medida estarán disponibles:

• Para facturación, proveniente de medidores de energía. Las medidas de energía estarán disponibles en despliegue de subestación.

• Para propósitos de operación, los valores de medida serán tomados de los registros de los relés de protección o de las unidades de adquisición de datos.

Para ambos tipos, los valores deben mostrarse localmente y en el MMI de subestación. El sistema debe permitir establecer límites en las mediciones para funciones de alarma.

7.3.5 MANEJO DE EVENTOS Y ALARMAS.

Los eventos y alarmas generados en los equipos, en los terminales, en el equipo de nivel de subestación se mostrarán en una lista de eventos de la IHM del respectivo nivel y en el nivel superior. En una lista separada, deberá mostrarse la situación actual de alarmas. Las alarmas/eventos, deberán también poderse enviar a impresora de eventos. Aunque no se dispondrá de impresoras de eventos permanente en las subestación, esta función podrá habilitarse a voluntad especialmente durante condiciones de puesta en marcha, pruebas periódicas y actualización del sistema. Los eventos tendrán una etiqueta de tiempo, con una resolución de 1 ms.

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De usarse controladores, PLC, para obtener alguna información en la subestación, estos dispondrán de todas las entradas con estampación de tiempo.

7.3.6 SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO

El tiempo, dentro la automatización de la subestación, se ajusta desde el IHM de la subestación o desde la unidad de sincronización de reloj externa. El tiempo se distribuye hacia las unidades de control/protección mediante el bus de la subestación. La sincronización de tiempo que deberá ejecutarse mediante el bus de la subestación, requiere de una precisión de +/-1 ms.

7.3.7 OTRAS FUNCIONES DE CONTROL

7.3.8 RECIERRE AUTOMÁTICO

La función de recierre automático podrá habilitarse o inhabilitarse a voluntad del operador desde la protección, desde el despliegue de operación de la subestación con el selector de mando de la bahía en remoto o desde el despliegue de la subestación en el Centro de Nacional de monitoreo.

7.4 OSCILOGRAFIA

La oscilografía residente en las protecciones podrá será obtenida directamente por conexión a puerto Ethernet de la protección. Cada que se suceda un disturbio el sistema obtendrá la siguiente información:

a) Corriente de cortocircuito interrumpida por el interruptor asociado al elemento de red bajo falla.

b) Localización de la falla. Se obtendrá esta información para las protecciones que dispongan de localización de fallas.

El SAS obtendrá esta información automáticamente y la desplegara en reporte específico. El cual también estará disponible para el centro de control.

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7-8

7.5 SEÑALIZACIÓN Y ALARMAS

Se considerarán en general dos tipos de señalizaciones:

o Señalizaciones simples, cuyo estado es caracterizado por el valor de una entrada

lógica;

o Señalizaciones dobles, cuyo estado es caracterizado por el valor de un par de entradas lógicas. Esta información es dada por dos contactos, normalmente complementarios.

El sistema durante ejecución de maniobras o espontáneamente, deberá detectar cuando una maniobra se está ejecutando de forma cíclica (por ejemplo cierre – apertura – cierre de un seccionador) generando un mensaje de falla en la operación. El mensaje no debe ser emitido cuando se inicie un ciclo de cierre del interruptor.

7.5.1 LISTADO DE SEÑALES

A continuación se listan las señales típicas que deben ser cableadas hasta los relés de protección, UADs e IEDs. Con base en estas señales y las características particulares de los equipos que se suministren, el Contratista deberá elaborar un listado completo de señales y someterla a aprobación de GENSA S.A. Las señales de protecciones o de posición de interruptores deberán ser tomadas de contactos directamente de los equipos o en su defecto de relés auxiliares con tiempo de operación inferior a 5 ms. Entradas típicas para las celdas de media tensión Descripción Tipo Observaciones Interruptor abierto. Señalización Doble indicación

Interruptor cerrado. Señalización Interruptor posición conectado. Señalización Doble indicación

Interruptor posición desconectado. Señalización Interruptor posición prueba. Señalización Interruptor anomalía mecanismo de operación. Alarma Interruptor Falla circuito de disparo. Alarma Interruptor Falla interruptor etapa 0. Alarma Seccionador de puesta a tierra abierto. Señalización Doble indicación

Seccionador de puesta a tierra cerrado. Señalización Protección sobrecorriente arranque fase R. Alarma Protección sobrecorriente arranque fase S. Alarma Protección sobrecorriente arranque fase T. Alarma Protección sobrecorriente arranque Neutro. Alarma Protección sobrecorriente disparo temporizado fase R. Disparo

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Entradas típicas para las celdas de media tensión Descripción Tipo Observaciones Protección sobrecorriente disparo temporizado fase S. Disparo Protección sobrecorriente disparo temporizado fase T. Disparo Protección sobrecorriente disparo temporizado Neutro. Disparo Protección sobrecorriente disparo instantáneo fase R. Disparo Protección sobrecorriente disparo instantáneo fase S. Disparo Protección sobrecorriente disparo instantáneo fase T. Disparo Protección sobrecorriente disparo instantáneo Neutro. Disparo Protección sobrecorriente falla interna. Alarma Conectada a

celda contigua. Operación recierre Alarma Recierre bloqueado. Alarma Falla polaridad control y protección celda Alarma Conectada a

celda contigua. Falla polaridad motor tensado Alarma Conectada a

celda contigua. Protección diferencial fase R. Disparo Protección diferencial fase S. Disparo Protección diferencial fase T. Disparo Protección diferencial instantánea Disparo Protección diferencial falla interna. Alarma Temperatura aceite transformador Atabapo Alarma Temperatura aceite transformador Atabapo Disparo Temperatura devanado transformador Atabapo Alarma Temperatura devanado transformador Atabapo Disparo Buchholz transformador Atabapo Alarma Buchholz transformador Atabapo Disparo Sobrepresión transformador Atabapo Alarma Sobrepresión transformador Atabapo Disparo Nivel aceite transformador Atabapo Alarma Nivel aceite transformador Atabapo Disparo

Entradas análogas típicas Descripción Tipo Observaciones Corriente Fase R salidas (Para cada celda de media tensión) Medida Corriente Fase S salidas (Para cada celda de media tensión) Medida Corriente Fase T salidas (Para cada celda de media tensión) Medida Corriente Fase R salidas (Para cada celda de baja tensión) Medida Corriente Fase S salidas (Para cada celda de baja tensión) Medida Corriente Fase T salidas (Para cada celda de baja tensión) Medida Tensión Fase S (Para cada celda de baja tensión) Medida Potencia activa (Para cada celda de media tensión) Medida Potencia activa (Para cada celda de baja tensión) Medida Potencia reactiva (Para cada celda de media tensión) Medida Potencia reactiva (Para cada celda de baja tensión) Medida

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Comandos Descripción Tipo Observaciones

dss ss s Interruptor abrir Mando Interruptor cerrar Mando Recierre bloquear Mando Recierre desbloquear Mando

7.6 EVENTOS

El sistema de automatización dispondrá de un registro de secuencia de eventos. En este registro se incluyen todos los sucesos de importancia de la subestación y/o el sistema al momento de ocurrir una falla. Los eventos deben ser estampados con una resolución de 1 milisegundo. La inserción de hora y fecha debe ser ejecutada por la unidad de adquisición de datos, unidad de control, protección y medida integrada o unidad de control de bahía, al instante de la detección. El registro debe incluir la siguiente información:

1. Cambios de estado de los equipos. 2. Operación de equipos de protección. 3. Señalización de falla. 4. Violación de límites o retorno a valores de operación normales.

Cuando se produzca una operación espontánea del equipo, no causada por la operación de una protección, la ejecución de un comando local ó remoto o una secuencia automática, el sistema emitirá un mensaje de alerta al operador.

7.7 TIEMPOS DE RESPUESTA

Los tiempos de respuesta del sistema de automatización de subestación no excederán las recomendaciones de IEEE C37.1

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Ingeniería y Desarrollos Ltda Capítulo 8, Planos

8-1

8 PLANOS

Plano 0656-001-451. Enclavamiento TF9 34,5 kV. Plano 0656-001-452. Enclavamiento TF9 13,2 kV. Plano 0656-001-453. Enclavamiento línea 13,2 kV. Plano 0656-001-454. Enclavamiento bahía llegada generador. Plano G63076-x1019-302. Arquitectura del sistema de control existente. Plano 0656-001-20. Diagrama Unifilar Corriente Alterna. Plano 0656-001-21. Diagrama Unifilar General. Servicios esenciales 1. Plano 0656-001-22. Diagrama Unifilar General. Servicios esenciales 2. Plano 0656-001-23. Diagrama Unifilar General. Servicios no esenciales. Plano 0656-001-25. Diagrama Unifilar General. Corriente continua. Plano 0656-001-26. Diagrama Unifilar General. Distribución corriente continua. Plano 0656-001-24. Inversor.

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Ingeniería y Desarrollos Ltda Capítulo 9, Anexos

9-1

9 ANEXOS

Anexo N° 1 Información SCADA existente.