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EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S.A. ESP

VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN

SOLICITUD ESPECIAL DE OFERTAS VT-SEO 3000001125-2014

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

CONVOCATORIA UPME-07-2013

ANEXO 2B – ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS S/E CONVENCIONAL

MAYO DE 2014, BOGOTÁ D.C. - COLOMBIA

Solicitud Especial de Ofertas VT-SEO 3000001125-2014 Anexo 2B Especificaciones eléctricas SE Convencional

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CONTENIDO

1. INFORMACIÓN GENERAL .................................................................................................................... 6

1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .......................................................................................................... 6 1.2. DETALLES DEL PROYECTO ..................................................................................................................... 8 1.3. AREAS DE CONSTRUCCIÓN ................................................................................................................... 9 1.4. INFORMACIÓN TÉCNICA ADICIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO ....................................................... 9

2. ESPECIFICACIONES ............................................................................................................................ 10

2.1. CARACTERÍSTICAS DEL SITIO .......................................................................................................... 10 2.1.1. CONDICIONES CLIMÁTICAS .................................................................................................................... 10 2.1.2. INFORMACIÓN SÍSMICA BÁSICA .............................................................................................................. 10 2.1.3. INFORMACIÓN EÓLICA BÁSICA: ............................................................................................................. 11 2.2. PARÁMETROS ELÉCTRICOS DEL SISTEMA ...................................................................................... 11 2.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES ...................................................................................... 12 2.3.1. DISTANCIAS DE FUGA MÍNIMAS ............................................................................................................. 12 2.3.2. NIVELES DE AISLAMIENTO .................................................................................................................... 12 2.3.3. DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS Y ALTURA DE SOPORTES DE EQUIPOS ......................................................... 13 2.3.4. TENSIONES DE SERVICIOS AUXILIARES ..................................................................................................... 13 2.4. PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN .......................................................................................................... 13 2.5. DISEÑO .......................................................................................................................................... 13 2.6. PLANOS .......................................................................................................................................... 14 2.7. NORMAS ........................................................................................................................................ 14 2.8. SISTEMA DE CALIDAD .................................................................................................................... 15

3. EQUIPO DE PATIO ............................................................................................................................. 16

3.1. INTERRUPTORES DE POTENCIA ...................................................................................................... 16 3.1.1. ALCANCE .......................................................................................................................................... 16 3.1.2. NORMAS .......................................................................................................................................... 16 3.1.3. TIPO ................................................................................................................................................ 16 3.1.4. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO ......................................................................................................... 17 3.1.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS .................................................................................................................. 19 3.1.6. PRUEBAS .......................................................................................................................................... 19 3.2. SECCIONADORES ........................................................................................................................... 19 3.2.1. ALCANCE .......................................................................................................................................... 19 3.2.2. NORMAS .......................................................................................................................................... 20 3.2.3. TIPO ................................................................................................................................................ 20 3.2.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS .................................................................................................................. 20 3.2.5. GENERALES ........................................................................................................................................ 21 3.2.6. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO ......................................................................................................... 21 3.2.7. PRUEBAS .......................................................................................................................................... 23 3.3. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ............................................................................................ 23 3.3.1. ALCANCE .......................................................................................................................................... 23 3.3.2. NORMAS .......................................................................................................................................... 24 3.3.3. TIPO Y ACCESORIOS ............................................................................................................................. 24 3.3.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS .................................................................................................................. 24 3.3.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS .................................................................................................................. 25 3.3.6. PRUEBAS .......................................................................................................................................... 25


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3.4. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN ................................................................................................ 26 3.4.1. ALCANCE .......................................................................................................................................... 26 3.4.2. NORMAS .......................................................................................................................................... 26 3.4.3. TIPO ................................................................................................................................................ 26 3.4.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS .................................................................................................................. 26 3.4.5. REQUISITOS GENERALES ....................................................................................................................... 27 3.4.6. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO ......................................................................................................... 27 3.4.7. PLACA DE CARACTERÍSTICAS .................................................................................................................. 28 3.4.8. PRUEBAS .......................................................................................................................................... 28 3.5. PARARRAYOS ................................................................................................................................. 28 3.5.1. ALCANCE .......................................................................................................................................... 28 3.5.2. NORMAS .......................................................................................................................................... 29 3.5.3. TIPO ................................................................................................................................................ 29 3.5.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS .................................................................................................................. 29 3.5.5. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO ......................................................................................................... 29 3.5.6. PRUEBAS .......................................................................................................................................... 30 3.6. AISLADORES ................................................................................................................................... 31 3.6.1. ALCANCE ........................................................................................................................................ 31 3.6.2. NORMAS ........................................................................................................................................ 31 3.6.3. GENERAL ........................................................................................................................................ 31 3.6.4. CARACTERÍSTICAS TECNICAS ......................................................................................................... 31 3.6.5. PRUEBAS .......................................................................................................................................... 32

4. CONDUCTORES, BARRAJES Y CONECTORES....................................................................................... 33

4.1. ALCANCE ........................................................................................................................................ 33 4.2. NORMAS ........................................................................................................................................ 33 4.3. CONDUCTORES Y BARRAJES................................................................................................................... 33 4.4. CONECTORES ..................................................................................................................................... 33 4.5. PRUEBAS .......................................................................................................................................... 34

5. SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE ALTERNA Y CONTINUA ......................................................... 35

5.1. DESCRIPCIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES ................................................................................ 35 5.2. NORMAS ........................................................................................................................................ 35 5.3. INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS ................................................................................................... 35 5.4. TRANSFERENCIAS .......................................................................................................................... 36 5.4.1. BARRAJE PRINCIPAL DE 208VCA ............................................................................................................ 36 5.4.2. BARRAJE DE CARGAS ESENCIALES DE 208VCA ........................................................................................... 36 5.4.3. BARRAJES PRINCIPALES DE 125VDC ...................................................................................................... 36 5.4.4. MANDOS Y TRANSFERENCIAS LOCALES MANUALES ..................................................................................... 36 5.5. CONTROLADORES LÓGICOS PROGRAMABLES ............................................................................... 37 5.6. GRUPO MOTOR - GENERADOR DIESEL ........................................................................................... 38 5.7. SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES DE 125VDC ............................................................................ 38 5.7.1. BANCO DE BATERIAS 125VDC ........................................................................................................ 38 5.7.2. CARGADORES DE BATERIAS DE 125VDC ........................................................................................ 39 5.7.3. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE 125VDC ........................................................................................ 41 5.8. SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES DE 208/120VAC .................................................................... 42 5.8.1. TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES ...................................................................................... 43 5.8.2. TABLERO DE TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA ................................................................................ 43 5.8.3. TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA ..................................................................................................... 44 5.8.4. INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS DE BAJA TENSIÓN ...................................................................... 44 5.8.5. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE 208/120 VAC ................................................................................ 45


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5.9. EQUIPOS ELECTRÓNICOS INTELIGENTES DE NIVEL UNO ................................................................ 46 5.9.1. MEDIDORES MULTIFUNCIONALES ........................................................................................................... 46 5.9.2. CONTROLADOR DE SERVICIOS AUXILIARES ................................................................................... 46 5.9.3. OTROS COMPONENTES DEL NIVEL 1........................................................................................................ 47 5.10. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL .................................................................................. 47 5.11. PRUEBAS ........................................................................................................................................ 47

6. ILUMINACIÓN Y TOMACORRIENTES PATIO DE CONEXIONES ............................................................ 48

6.1. ALCANCE ........................................................................................................................................ 48 6.2. ILUMINACIÓN EXTERIOR ............................................................................................................... 48 6.3. TOMACORRIENTES ........................................................................................................................ 48 6.4. TOMAS TELEFÓNICAS .................................................................................................................... 48 6.5. INVERSOR Y FUENTE DE POTENCIA ININTERRUMPIDA .................................................................. 48 6.6. REGULACIÓN EN LOS CIRCUITOS DE SERVICIOS AUXILIARES ......................................................... 49

7. MALLA A TIERRA ............................................................................................................................... 50

7.1. ALCANCE ........................................................................................................................................ 50 7.2. DISEÑO .......................................................................................................................................... 50 7.3. MATERIALES .................................................................................................................................. 50 7.3.1. CABLES DE COBRE DESNUDO ................................................................................................................. 50 7.3.2. VARILLAS DE PUESTA A TIERRA ............................................................................................................... 51 7.4. CONEXIONES ..................................................................................................................................... 51 7.5. CARACTERÍSTICAS DE LA MALLA .................................................................................................... 51 7.6. PRUEBAS ........................................................................................................................................ 51

8. REPUESTOS Y HERRAMIENTAS ESPECIALES ....................................................................................... 52

8.1. ALCANCE ........................................................................................................................................ 52 8.2. REPUESTOS .................................................................................................................................... 52 8.3. HERRAMIENTAS ESPECIALES ......................................................................................................... 52

9. MONTAJE, PRUEBAS DE CAMPO Y PUESTA EN SERVICIO .................................................................. 53

9.1. ALCANCE ........................................................................................................................................ 53 9.2. GENERALIDADES ............................................................................................................................ 53 9.3. MONTAJE ....................................................................................................................................... 53 9.4. PRUEBAS DE CAMPO ..................................................................................................................... 54 9.4.1. SUPERVISIÓN DEL FABRICANTE .............................................................................................................. 54 9.4.2. PLAN DE PRUEBAS............................................................................................................................... 54 9.5. PUESTA EN SERVICIO ..................................................................................................................... 55

10. OPERACIÓN, CAPACITACIÓN Y ENTREGA .......................................................................................... 56

10.1. ALCANCE ........................................................................................................................................ 56 10.2. OPERACIÓN ................................................................................................................................... 56 10.3. CAPACITACIÓN .............................................................................................................................. 56 10.4. ENTREGA ....................................................................................................................................... 57

11. ESTUDIOS, DISEÑOS, PLANOS, MANUALES ....................................................................................... 58

11.1. ALCANCE ........................................................................................................................................ 58 11.2. NORMAS ........................................................................................................................................ 58 11.3. ESTUDIOS Y CÁLCULOS .................................................................................................................. 58 11.3.1. SOBRETENSIONES Y COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ............................................................................ 59 11.3.2. MALLA A TIERRA ............................................................................................................................ 59


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11.3.3. APANTALLAMIENTO ....................................................................................................................... 59 11.3.4. BARRAJES, INTERCONEXIONES Y CABLE DE GUARDA ............................................................................... 59 11.3.5. DISTANCIAS DE FUGA ...................................................................................................................... 60 11.3.6. CARGAS MECÁNICAS ....................................................................................................................... 60 11.3.7. AJUSTE DE PROTECCIONES Y REGISTRADORES DE FALLAS ......................................................................... 60 11.3.8. CIRCUITOS SECUNDARIOS DE TENSIÓN Y CORRIENTE. ............................................................................. 60 11.3.9. DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA DE CONTROL. ........................................................................................ 61 11.3.10. EQUIPOS DE COMUNICACIONES. ....................................................................................................... 61 11.3.11. AIRE ACONDICIONADO, VENTILACIÓN Y EQUIPOS CONTRA INCENDIO......................................................... 61 11.3.12. ESPECIFICACIONES DETALLADAS. ....................................................................................................... 61 11.3.13. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS. ....................................................................................... 61 11.4. DISEÑOS Y PLANOS ........................................................................................................................ 61 11.4.1. PLANOS DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN ............................................................................................... 62 11.4.2. PLANOS DE PLANTAS Y CORTES ......................................................................................................... 62 11.4.3. DIAGRAMAS DE PRINCIPIO. .............................................................................................................. 62 11.4.4. DIAGRAMAS DE CIRCUITO (ESQUEMÁTICOS) ........................................................................................ 63 11.4.5. DIAGRAMAS DE DISPOSICIÓN FÍSICA DE ELEMENTOS. ............................................................................. 63 11.4.6. PLANOS DE SERVICIOS AUXILIARES Y DE EMERGENCIA ............................................................................ 63 11.5. TABLAS DE CABLEADO. ......................................................................................................................... 63 11.6. LISTA DE CABLES. ................................................................................................................................ 63 11.7. MANUALES .................................................................................................................................... 63 11.8. APROBACIÓN Y ENTREGA .............................................................................................................. 64


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1. INFORMACIÓN GENERAL

1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

a) Subestación Chinú 500kV

Ampliación de la Subestación Chinú 500kV.

Tipo convencional aislada en aire.

Configuración interruptor y medio.

Un (1) diámetro incompleto, compuesto por un corte para completar el diámetro existente que conecta el banco de transformación ATR2 500/110kV “1/3 de diámetro”, con el fin de conectar el banco de transformación 500/230kV de 450MVA (3x150MVA) y una unidad de reserva (1x150MVA) para cambio rápido.

Una (1) bahía de transformación con la instalación de un banco de autotransformadores 500/230kV de 450MVA (3x150MVA) y una unidad de reserva (1x150MVA) para cambio rápido.

Sistema de control, protecciones, comunicaciones e infraestructura asociada.

Ver diagrama unifilar en la figura 3 de los documentos de selección de la Convocatoria UPME-07-2013.

b) Subestación Chinú 230kV

Construcción de la nueva Subestación Chinú 230kV en predio adyacente a la actual Subestación Chinú 500/110kV.



Un (1) diámetro incompleto, compuesto por dos cortes, uno asociado a una de las barras y el corte central “1 x 2/3 de diámetro”, con el fin de conectar la línea Montería.

Un (1) diámetro incompleto, compuesto por dos cortes, uno asociado a una de las barras y el corte central “1 x 2/3 de diámetro”, con el fin de conectar el banco de transformación 500/230kV de 450MVA (3x150MVA) y una unidad de reserva (1x150MVA) para cambio rápido.

Previsión de las dos bahías asociadas a los diámetros incompletos, objeto de la presente convocatoria, para instalación de bahías futuras ya sean de línea o de transformación.

Previsión de un diámetro completo para instalación de futuras bahías ya sean de línea o de transformación.


Ver diagrama unifilar en la figura 4 de los documentos de selección, de la Convocatoria UPME-07-2013.

c) Subestación Montería 230kV

Construcción de la nueva Subestación Montería 230kV en predio adyacente a la actual Subestación Montería 110/34.5/13.8kV.


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Un (1) diámetro completo con el fin de conectar la línea Montería-Chinú 230kV y el transformador 230/110kV del OR.

Un (1) diámetro completo con el fin de conectar la línea Montería-Urabá 230kV y el transformador 230/110kV del OR.

Previsión de dos diámetros completos para instalación de futuras bahías ya sean de línea o de transformación.



d) Subestación Urabá 230kV

Ampliación de la Subestación Urabá 230kV.


Configuración barra principal y de transferencia.

Una (1) bahía de línea para la línea Urabá-Montería 230kV.



El suministro de los transformadores a instalarse en la subestación Montería NO hace parte del alcance de la presente convocatoria. La frontera comercial entre el Transmisor y el OR será en los bornes de alta de los transformadores. El OFERENTE deberá suministrar hasta 200 metros de conductor por fase para la conexión entre las bahías y los transformadores del OR, incluyendo las estructuras y aisladores soporte.

Para la subestación Chinú, el suministro de los bancos de autotransformadores y transformador Zig-Zag para servicios auxiliares NO hacen parte de la presente Solicitud Especial de Ofertas VT-SEO 3000001125-2014. Los OFERENTES deberán considerar las actividades y costos asociados a las obras civiles, montaje y puesta en servicio de estos equipos, incluyendo el cambio rápido de la unidad de reserva. LA EMPRESA entregará los autotransformadores en el sitio de ubicación de la subestación Chinú sobre la plataforma de transporte, por lo tanto los OFERENTES deben considerar el descargue de dichos equipos. Para la etapa de montaje del banco de los Autotransformadores, se contará con la superación por parte del fabricante de estos equipos.

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

La construcción y puesta en servicio del proyecto forma parte del objeto de la Convocatoria Pública UPME-07-2013. Los anexos técnicos de los “Documentos de Selección” de la convocatoria emitidos por la UPME, forman parte de estas especificaciones.


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1.2. DETALLES DEL PROYECTO

Para la presentación de oferta y posterior ejecución del proyecto el contratista debe tener en cuenta las siguientes condiciones:

Durante las visitas a las subestaciones objeto de la presente convocatoria, el CONTRATISTA debe verificar el estado actual de los suelos incluidos en el objeto de la presente convocatoria, contemplar obras civiles de adecuación y/o ampliación de terreno como filtros, drenajes, pozos sépticos y de aguas lluvias, conexión a alcantarillado vecino, la instalación de la malla de puesta a tierra, cárcamos comunes e iluminación del patio de conexiones. Las condiciones en las que se entregará el terreno se encuentran descritas en el Anexo 4B - Criterios de Diseño y Especificaciones Técnicas de Obras Civiles.

El CONTRATISTA deberá dejar adecuado el terreno para la fácil instalación de los equipos en los espacios de reserva previstos para futuras ampliaciones del STN descritos en el ítem 1.1 Descripción del Proyecto, es decir, los espacios de reserva deberán quedar con malla de puesta a tierra, iluminación perimetral, encerramiento de la subestación con malla eslabonada, filtros y drenajes, cárcamos comunes, acabado en gravilla, vías de mantenimiento y perimetrales con acabado en asfalto o en concreto.

Las vías de acceso a la subestación e internas a los patios de conexiones objeto de la presente convocatoria, deben ser verificadas por los oferentes para determinar su condición para tránsito vehicular durante la ejecución del proyecto. En caso que estas vías requieran adecuación antes o durante la ejecución del proyecto o resulten averiadas por causas derivadas de las obras, el contratista será responsable por la reparación y adecuación de las mismas.

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

Las ampliaciones en las subestaciones Chinú 500kV y Urabá 230kV solo requieren casetas de relés las cuales deben contener espacios para oficina (PC-IHM, silla y escritorio) y estar dotados con equipos para proveer los servicios auxiliares de corriente continua (cargador y banco de baterías).

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

El Oferente deberá considerar dentro de su oferta el esquema de protecciones de línea mencionado en el numeral 3.3.1 del Anexo 5.

No se requiere intervención sobre el sistema SCADA existente de la subestación Chinú 500kV y Urabá 230kV, se debe suministrar un sistema de control nuevo e independiente que cumpla con los protocolos suministrados en la arquitectura del Anexo 5. Se requiere dejar libre y disponible un puerto de comunicaciones para establecer comunicación mediante protocolo IEC 60870-5-101 entre el nuevo SAS y el SAS actual de la subestación. El Contratista deberá realizar la configuración del puerto dejando programadas y probadas las señales que se entregarán por este puerto.


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Para la subestación Chinú 500/230kV, el Oferente deberá realizar el estudio de coordinación de aislamiento y determinar la necesidad de instalar o no, en los autotransformadores, descargadores de sobretensión en el lado de alta tensión, baja tensión y terciario, al igual que en el transformador Zig-Zag para servicios auxiliares.

Los interruptores asociados a las bahías del lado de alta tensión (500kV) y baja tensión (230kV) del banco de autotransformadores a instalarse en la subestación Chinú son los únicos interruptores de todo el proyecto que deben contemplar relé de mando sincronizado para su operación.

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

1.3. AREAS DE CONSTRUCCIÓN

Las áreas a intervenir en cada una de las subestaciones objeto de la presente convocatoria UPME-07-2013 se encuentran descritas en el Anexo 4B – CRITERIOS DE DISEÑO Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE OBRAS CIVILES.

1.4. INFORMACIÓN TÉCNICA ADICIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO

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


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2. ESPECIFICACIONES

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

2.1. CARACTERÍSTICAS DEL SITIO

2.1.1. CONDICIONES CLIMÁTICAS

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

Tabla 2.1.1

Ítem Parámetros Chinú

500/230kV Montería

230kV Urabá 230kV

1 Altitud sobre el nivel del mar, m 120 20 20

2

Temp. Amb. oC

Máxima (anual)

Promedio (anual)

Mínima (anual)

38 26 16

42 28 16

40 28 16

3 Nivel ceráunico Días/año (*)

210 180 180

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

3 2 5

5 Nivel de contaminación Medio Medio Medio

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

2.1.2. INFORMACIÓN SÍSMICA BÁSICA

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

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

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


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TABLA 2.1.2

LOCALIZACIÓN ( Nota 1 )

SUBESTACIÓN Departamento Municipio Zona de amenaza Sísmica

Aceleración pico efectiva

(Aa)

Velocidad pico efectiva

(Av)

Chinú 500/230kV Córdoba Chinú Intermedia 0.10 0.15

Montería 230kV Córdoba Montería Intermedia 0.10 0.15

Urabá 230kV Antioquia Urabá Alta 0.25 0.25

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

2.1.3. INFORMACIÓN EÓLICA BÁSICA:

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

TABLA 2.1.3

SUBESTACIÓN Departamento Municipio Región Velocidad del viento Básico

( V, m/s )

Chinú 500/230kV Córdoba Chinú 2 22 m/s

(80 km/h)

Montería 230kV Córdoba Montería 2 22 m/s

(60 km/h)

Urabá 230kV Antioquia Urabá 2 22 m/s

(80 km/h)

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

2.2. PARÁMETROS ELÉCTRICOS DEL SISTEMA

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

TABLA 2.2

Ítem Parámetros 500kV / 230kV

1 Voltaje nominal, kV 500 / 230

2 Tensión asignada al equipo kV 550 / 245

3 Número de fases 3

4 Frecuencia del sistema, Hz 60

5 Sistema de tierra Sólido


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

2.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES

2.3.1. DISTANCIAS DE FUGA MÍNIMAS

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

TABLA 2.3.1

Ítem Subestación Nivel de

Contaminación

1 S/E Chinú Nivel II

2 S/E Monería Nivel II

3 S/E Urabá Nivel II

2.3.2. NIVELES DE AISLAMIENTO

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

TABLA 2.3.2

Ítem Parámetros kV

1

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

1050 NA 950

2

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

1550 1175 1425

3 Tensión 60 Hz,

1 minuto Según IEC para los niveles

de aislamiento definidos

6

Corrientes nominales

Todas las bahías, A

Barrajes, A

2000 / 1600

(*)

7 Corriente de falla, 1s, kA simétricos 40

8 Corriente pico, kA 104

9

Duración de fallas:

Trifásica, ms máximo

Monofásica, ms máximo

75 / 95 75 / 95


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2.3.3. DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS Y ALTURA DE SOPORTES DE EQUIPOS

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

TABLA 2.3.3

Ítem Parámetros

1 Distancias eléctricas mínimas, fase-tierra, m:

500kV

3.60

2 Distancias eléctricas mínimas, fase-fase, m:

500kV

4.20

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

2.40

4 Distancias eléctricas mínimas, fase-tierra, m:

230kV

2.10

5 Distancias eléctricas mínimas, fase-fase, m:

230kV

2.60

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

2.40

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

2.3.4. TENSIONES DE SERVICIOS AUXILIARES

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

TABLA 2.3.4

ITEM SISTEMA TENSIÓN

1 Corriente continua 125 +10% -20% VDC

2 Corriente alterna 208 +5% -10% VAC 120 +5% -10% VAC

2.4. PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN

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

Centro de Control EEB: IEC 60870-5-101

Centro de Control EEB: IEC 60870-5-104

2.5. DISEÑO

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


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

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

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

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

2.6. PLANOS

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

2.7. NORMAS

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

IEC o equivalente.

Normas Técnicas Colombianas NTC.

CCITT (UIT-T).

CCIR.

Norma Colombiana de diseño y construcción sismo resistente NSR-10.

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

ASTM (aspectos no relacionados en normas las anteriores).

AISC (aspectos no relacionados en las normas anteriores).

NEMA.

Si el Contratista desea usar materiales o equipos cuyas normas y especificaciones son equivalentes a las normas mencionadas anteriormente, debe incluir en su propuesta para aprobación, el texto completo en inglés o español de la norma propuesta.


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2.8. SISTEMA DE CALIDAD

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


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3. EQUIPO DE PATIO

3.1. INTERRUPTORES DE POTENCIA

3.1.1. ALCANCE

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

3.1.2. NORMAS

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

3.1.3. TIPO

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

Todos Los interruptores deben ser de disparo libre.

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

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

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

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

Características Técnicas

Las siguientes son las características técnicas de los interruptores:

TABLA 3.1.3

ITEM DESCRIPCIÓN

CARACTERISTICAS TÉCNICAS UNIDAD

CARACTERÍSTICAS 500kV / 230kV

1. Mínima corriente nominal, líneas y banco de autotransformadores

A 3150 / 3150

2. Frecuencia nominal Hz 60


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ITEM DESCRIPCIÓN

CARACTERISTICAS TÉCNICAS UNIDAD

CARACTERÍSTICAS 500kV / 230kV

3. Duración del corto circuito s 1

4. Corriente de corto circuito nominal kA 40

5. Valor de corriente pico admisible kA 104

6. Voltaje nominal máximo, kV kV 550 / 245

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

kV Pico Ver Tabla 2.3.2

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

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

10. Distancia Mínima de Fuga mm Ver Tabla 2.3.1

11.

Nivel de Radio Interferencia:

Interruptor cerrado, a tierra

Interruptor Abierto, a tierra

Según Norma IEC-62271-100

12. Tiempo de apertura total máximo Ciclos 2

13.

Corriente de apertura de corto circuito nominal:

Corriente de corto circuito

Porcentaje de componente D.C.

kA %

40 65

14. Cámaras de extinción 2 / 1

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

104

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


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

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

19. Comportamiento de apertura de corrientes capacitivas.

Según Normas, IEC

20.

Comportamiento de apertura de pequeñas corrientes inductivas.


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

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

3.1.4. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO

Los interruptores de potencia deben ser aptos para trabajar en las condiciones del sitio de instalación indicadas en el Capítulo 2 de las Especificaciones.

Los interruptores pueden ser equipados con resistencias de apertura y capacitancias homogenizadoras de campo eléctrico en paralelo con las cámaras de extinción. Se debe incluir información técnica de los diferentes aparatos y equipos que se suministren con los interruptores para la reducción de sobretensiones de maniobra en líneas de transmisión y en los transformadores. Se debe indicar la experiencia de estos aparatos en otras


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instalaciones y se deben adjuntar copias certificadas de las pruebas de operación y efectividad de las mismas. El diseño de los interruptores debe incluir los elementos necesarios tal que se minimice el efecto corona.

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

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

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

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

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

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

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

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


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visual en campo para la posición del mismo.

3.1.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS

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

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

Distancia de fuga en mm.

Altitud de diseño en m.

Peso completo del interruptor en kg.

3.1.6. PRUEBAS

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

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

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

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

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

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

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

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

Medida de tiempos de operación de los contactos principales.

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

Resistencia de aislamiento de la cámara y soporte.

Verificación de enclavamiento.

Medida de resistencia de los contactos principales.

Corriente de consumo de las bobinas de apertura y cierre.

3.2. SECCIONADORES

3.2.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros


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de los seccionadores para 500kV y 230kV, y para las cuchillas de puesta a tierra, completos con sus estructuras de soporte.

3.2.2. NORMAS

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

3.2.3. TIPO

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

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

3.2.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

Las siguientes son las características técnicas de los seccionadores:

TABLA 3.2.4

Ítem DESCRIPCIÓN Unidad CARACTERÍSTICAS

500kV / 230kV

1. Mínima corriente nominal bahías de línea

A 2000 / 1600


3. Duración del corto circuito s 1

4. Corriente de corto circuito nominal kA 40

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

kA 104

6. Voltaje nominal máximo, kV kV 550 / 245

7.

Nivel máximo de aislamiento por impulso de rayo:

A tierra

A través Distancia Aislamiento

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2 Según Norma IEC 62271-102

8.

Nivel máximo de aislamiento por maniobra:

A tierra

A través Distancia Aislamiento

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2 Según Normas IEC 62271-102

9.

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

A tierra

A través de aparato abierto

kV kV

Según Normas IEC 62271-100

10. Distancia Mínima de Fuga Mm Ver Tabla 2.3.1

11. Capacidad de apertura de corrientes:


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Ítem DESCRIPCIÓN Unidad CARACTERÍSTICAS

500kV / 230kV

Capacitivas

Inductivas

A A

1 2

12. Elevación de temperatura De acuerdo con tabla V,

IEC 62271-1 e IEC 60694

3.2.5. GENERALES

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

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

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

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

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

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


a) Cuchillas

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

b) Contactos de los seccionadores

Los contactos deben ser del tipo de alta presión, diseñados para llevar la corriente nominal y las corrientes de corto circuitos sin sobrecalentamientos ni daños. Los contactos deben ser de cobre plateado. Para los seccionadores tipo pantógrafo y


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semipantógrafo deben suministrarse los contactos fijos (counter contacts), para utilizarse en los barrajes exteriores de la subestación de acuerdo con el diseño respectivo. El diseño de instalación de los seccionadores pantógrafos y semipantógrafos, debe ser tal que se asegure un correcto cierre de las cuchillas durante flechas máximas y mínimas de los barrajes y en presencia de viento fuerte.

c) Contactos auxiliares

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

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

d) Cuchillas de puesta a tierra

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

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

e) Mecanismo manual de operación

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

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

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

f) Mecanismo motorizado de operación

Todos los seccionadores y cuchillas de puesta a tierra deben suministrarse con un motor de 125VDC (Ver Numeral 2.3.4).

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

Por cada seccionador trifásico se debe suministrar una caja de control que contenga


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todos los elementos necesarios para un control local y remoto incluyendo un selector “Local / Remoto”

g) Placas de características

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




Peso completo del seccionador en kg.

3.2.7. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

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

b) Pruebas de rutina

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

c) Pruebas de puesta en servicio

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

Medida de tiempos de operación.

Verificación de enclavamiento.

Medida de resistencia de los contactos principales.

Medida de resistencia de aislamiento.

Operación de contactos de reserva.

Corriente de consumo del motor.

3.3. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

3.3.1. ALCANCE


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

3.3.2. NORMAS

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

3.3.3. TIPO Y ACCESORIOS

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

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

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

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

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

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


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

TABLA 3.3.4

ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD 500kV / 230kV

1 Voltaje máximo fase-fase kV 550 / 245

2 Frecuencia nominal Hz 60

3 Factor de corriente 1.2

4 Límite de elevación de temperatura oC 60

5 Nivel de aislamiento por impulso de rayo

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2


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ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD 500kV / 230kV

6 Nivel de aislamiento por maniobra. kV Pico

Ver Tabla 2.3.2

7 Voltaje de aislamiento a 60 Hz,

1 minuto, seco kV Ver Tabla 2.3.2

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

9 Corriente dinámica kA pico 104

10 Distancia mínima de fuga Mm Ver Tabla 2.3.1

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


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




Peso completo del transformador de corriente en kg.

3.3.6. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

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

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


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


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

Medidas de resistencia de aislamiento.

Tangente delta.


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Medida de relación de transformación.

Polaridad.

Curvas de excitación.

Resistencia de devanados y resistencia de aislamiento.

3.4. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN

3.4.1. ALCANCE

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

3.4.2. NORMAS

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

3.4.3. TIPO

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


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

TABLA 3.4.4

ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD CARACTERÍSTICAS 500kV / 230kV

1. Voltaje primario nominal, fase tierra

kV 500/√3 / 230/√3


3. Voltaje nominal secundario, para todas las bobinas

V 115/√3 / 115/√3

4.

Salida nominal a 0.8 factor de potencia:

Para todas las bobinas Carga máxima simultánea

VA

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

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

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

5.

Factor nominal de voltaje:

Continuo

Durante 30s

1.2 1.5


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ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD CARACTERÍSTICAS 500kV / 230kV

6. Límite de elevación de temperatura

oC 65

7. Nivel máximo de aislamiento por impulso de rayo

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2

8. Nivel máximo de aislamiento por maniobra.

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2

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

kV Según Normas IEC

10.

Clase de precisión de acuerdo con la Norma IEC:

Protección

Medida

3P 0.2

12 Distancia mínima de fuga Mm Ver tabla 2.3.1

3.4.5. REQUISITOS GENERALES

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

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

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


a) Terminales

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

b) Accesorios

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

Dispositivo amortiguador de ferro-resonancia

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

Dispositivos para drenaje y llenado de aceite.

Indicador de nivel de aceite.


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

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

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


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




Peso completo del divisor capacitivo de tensión en kg.

3.4.8. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

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


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


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

Medidas de resistencia de aislamiento.

Medida de relación de transformación.

Tangente delta.

Resistencia de devanados y resistencia de aislamiento

3.5. PARARRAYOS

3.5.1. ALCANCE


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

3.5.2. NORMAS

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

3.5.3. TIPO

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


Las siguientes son las características técnicas de los pararrayos:

TABLA 3.5.4

ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD CARACTERÍSTICAS

500kV / 230kV

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


3. Sistema de puesta a tierra Aterrizado

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

5. Voltaje nominal kV 444,5 / 198

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

7. Nivel máximo de aislamiento por impulso de rayo

kV Pico Ver Tabla 2.3.2

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

9. Distancia mínima de fuga mm Ver Tabla 2.3.1

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

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

kV Pico Numeral 7.3.1 IEC 60099-4

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


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


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

15. Capacidad del aparato de alivio de presión kA 40

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

ISO 9001



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Pararrayos ofrecidos

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

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

Contadores de descarga

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

Placa de características

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




Peso completo del pararrayos en kg.

Accesorios

Los pararrayos se deben suministrar con los siguientes accesorios:

Base aislante.

Contador de descargas con conector para puesta a tierra.

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

Placa de características.

3.5.6. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

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

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


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

b) Pruebas de rutina y de aceptación

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

c) Pruebas de puesta en servicio.

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

Prueba de contadores de descarga.

Medida de resistencia aislamiento.

Medida de Vatios disipados.

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

3.6. AISLADORES

3.6.1. ALCANCE

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

3.6.2. NORMAS

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

3.6.3. GENERAL

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

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

3.6.4. CARACTERÍSTICAS TECNICAS

Aisladores de suspensión y tipo poste

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


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

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

Aisladores tipo poste.

Los aisladores tipo poste deben ser preferiblemente de porcelana.

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

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

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

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

3.6.5. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

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


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


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4. CONDUCTORES, BARRAJES Y CONECTORES

4.1. ALCANCE

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

4.2. NORMAS

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

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

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

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

4.3. CONDUCTORES Y BARRAJES

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

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

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

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

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

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

4.4. CONECTORES


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

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

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

4.5. PRUEBAS

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


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5. SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE ALTERNA Y CONTINUA

5.1. DESCRIPCIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES

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

Para los servicios auxiliares de AC de la subestación Chinú 230kV se debe considerar dos fuentes de alimentación en forma independiente, uno será tomado del terciario del banco de Autotransformadores a través de un transformador Zig-Zag y el otro será un punto de conexión de la red local de MT de la subestación Chinú 110kV previo contrato celebrado entre LA EMPRESA y el Operador de la subestación. Adicionalmente se contará con un grupo electrógeno (planta Diésel) de emergencia como respaldo de los servicios auxiliares. El CONTRATISTA debe considerar dentro de su suministro el grupo electrógeno y el transformador de servicios auxiliares a instalarse en la red local de MT.

La subestación Montería 230kV contará con servicios auxiliares tomados de la red local de MT y un grupo electrógeno (planta Diésel) como respaldo. Adicionalmente, se debe considerar una conexión futura a un circuito de MT proveniente de uno de los trasformadores a instalar por el OR en la subestación. El CONTRATISTA debe considerar dentro de su suministro el grupo electrógeno y los dos (2) transformadores de servicios auxiliares a instalarse en la red local de MT.

En la subestación Urabá 230kV los servicios auxiliares de AC serán tomados de la propia subestación, previo contrato celebrado entre LA EMPRESA y el Operador de la subestación.

5.2. NORMAS

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

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

5.3. INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS

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

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

La capacidad de ruptura de los interruptores automáticos debe ser mayor a las corrientes


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de corto circuito esperadas.

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

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

5.4. TRANSFERENCIAS

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

5.4.1. BARRAJE PRINCIPAL DE 208VCA

Selecciona un orden de prioridad para las fuentes de alimentación. En caso de falla de la alimentación, comprueba que la fuente alterna tenga tensión dentro de los límites aceptables y realiza la transferencia automática. Retorna a la fuente prioritaria cuando ésta se restablezca por un periodo programable.

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

El sistema debe tener los enclavamientos adecuados para prevenir errores.

5.4.2. BARRAJE DE CARGAS ESENCIALES DE 208VCA

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

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

El sistema debe tener los enclavamientos adecuados para prevenir errores.

5.4.3. BARRAJES PRINCIPALES DE 125VDC

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

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

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

5.4.4. MANDOS Y TRANSFERENCIAS LOCALES MANUALES


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

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

Transferencia de cargadores de baterías.

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

5.5. CONTROLADORES LÓGICOS PROGRAMABLES

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

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

Versión tropicalizada.

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

Entradas binarias para 125VDC.

Salidas binarias mediante contacto físico libre de potencial.

Los circuitos de alimentación y las entradas de señales deben soportar, sin daños ni errores de operación, las sobretensiones e interferencias transitorias esperadas en subestaciones de extra alta tensión, para lo cual deben cumplir con las normas de las series IEC 60255 o alternativamente con las normas ANSI C37.90.

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

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

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

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

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

Como alternativa al sistema de controladores distribuido, puede utilizarse un solo controlador con unidades de entrada y salida ubicadas en cada gabinete donde se


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requiera recibir información o emitir comandos.

5.6. GRUPO MOTOR - GENERADOR DIESEL

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

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

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

Bomba manual para limpieza del tanque.

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

5.7. SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES DE 125VDC

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

5.7.1. BANCO DE BATERIAS 125VDC

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

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

TABLA 5.7.1

SUBESTACIÓN Capacidad de descarga del Banco

Batería Caseta de Control (Ah)

CHINÚ 500/230kV 300 Ah*

MONTERIA 230kV 300 Ah*


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Batería Caseta de Control (Ah)

URABÁ 500kV 300 Ah*

* Estos valores son referenciales.

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

Voltaje máximo en las baterías de 144VDC.

Voltaje máximo en las cargas de 132VDC.

Voltaje mínimo en las cargas de 105VDC.

Voltaje en carga a fondo de 157,2VDC.

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

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

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

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

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

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

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

5.7.2. CARGADORES DE BATERIAS DE 125VDC

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

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

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


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

TABLA 5.7.2


Batería Caseta de Control

CHINÚ 500/230kV 60 A

MONTERIA 230kV 60 A

URABÁ 230kV 60 A

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

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

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

Tensión de salida.

Corriente de salida.

Corriente de las baterías.

Corriente de la carga.

Temperatura del cargador.

Temperatura de las baterías.

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

Fusible de carga abierto.

Fusible de baterías abierto.

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

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

Falla a tierra.

Falla en la alimentación de entrada de corriente alterna.

Alta temperatura cargador.

Alta temperatura baterías.

Falla internas cargador.

Estados de carga en flotación, carga normal y carga a fondo (señalización).

Señalización abierto y disparado de los interruptores.

El contratista debe incluir el software de gestión del cargador/rectificador sin limitantes para su utilización.

El cargador/rectificador deberá ser instalado en un gabinete metálico completo con todos sus accesorios. Los módulos de potencia y el módulo de control del cargador/rectificador


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deben ser para montaje en bastidor estándar de 19 pulgadas. Los gabinetes de los cargadores de baterías deberán tener las dimensiones apropiadas según requerimientos de los equipos que albergará.

El cargador/rectificador modular debe poder cargar cualquier tipo de banco de baterías, bien sea del tipo abiertas o del tipo selladas (VRLA), y deberá poder operar en un amplio rango de tensiones de entrada de corriente alterna.

El cargador/rectificador deberá monitorear permanentemente la temperatura del banco de baterías (para el caso de baterías tipo VRLA) y la corriente y la tensión del banco de baterías, y deberá tomar automáticamente las acciones pertinentes con el fin de mantener alimentada la carga, mantener el banco de baterías en un estado óptimo de carga, proteger el banco de baterías y maximizar su vida útil.

El cargador/rectificador debe manejar de manera automática las corrientes y tensiones de carga del banco de baterías en los modos de flotación, carga normal y carga a fondo. Los niveles de tensión de salida en todos los modos de operación deberán ser ajustables desde el panel de operación del módulo de control:

Flotación: En este modo, con la alimentación de corriente alterna disponible, se alimentarán las cargas conectadas al sistema y simultáneamente se mantendrá la carga de las baterías aplicando la tensión de flotación en forma tal que siempre tendrán su plena capacidad disponible.

Carga normal: En este modo el cargador/rectificador debe asumir el suministro de la corriente de carga y al mismo tiempo, si la tensión en el banco de baterías ha caído por debajo de un valor de seguridad predeterminado, cargará el banco de baterías hasta que se alcance la tensión de operación definida.

Carga a fondo: La carga a fondo de las baterías se usará después de que hayan sido sometidas a una descarga profunda. Aplica para baterías del tipo abiertas.

El cargador/rectificador de baterías debe ser suministrado con diodos, los cuales deben ser dimensionados en forma tal que cuando se utilice la carga a fondo, la tensión alimentación a la carga no sobrepase el 110% del valor nominal.

El sistema de control del cargador/rectificador debe permitir la realización de pruebas y diagnostico periódico automático o manual del banco de baterías, incluyendo por lo menos las siguientes pruebas:

Prueba de autonomía.

Carga de flotación e igualación, estas se pueden hacer manuales, automáticas o periódicas.

Prueba de capacidad del banco según la curva del fabricante.

Todos los equipos deben ser completamente ensamblados y ajustados en fábrica y el Contratista debe efectuar las pruebas de rutina requeridas por la norma IEC 60478-4 para asegurar la funcionalidad, confiabilidad y seguridad en la operación de todas sus partes.

Las pruebas en fábrica de los equipos y los métodos de prueba utilizados deben estar de acuerdo con las especificaciones aplicables y se deberá proveer a la Empresa copia de los reportes de prueba respectivos.

5.7.3. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE 125VDC


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Los tableros de distribución deberá ser conectado al sistema de corriente continua conformado por los cargadores de baterías a 125VDC, y las baterías, por medio de un circuito de dos conductores aislados de tierra a través de un interruptor de caja moldeada cuyas características eléctricas deberán ser definidas por el contratista.

Es importante aclarar que el fabricante deberá tener como guía los planos del diagrama unifilar de servicios auxiliares que se tiene para cada subestación.

Los tableros deberán ser del tipo de bajo voltaje, blindaje metálico, para uso interior, con las partes energizadas separadas del operador, de las dimensiones necesarias para alojar todos los interruptores necesarios para alimentar las cargas de corriente continua de la subestación.

Las características eléctricas del tablero deberán ser las siguientes:

TABLA 5.7.3

DESCRIPCIÓN CARACTERÍSTICAS

Voltaje nominal 125VDC

Voltaje máximo de operación 250VDC

Capacidad de corriente permanente del barraje principal 200A

Corriente nominal momentánea 10kA

El tablero de distribución deberá ser autosoportado y el fabricante deberá suministrar los elementos para su alce, movilización y anclaje.

Los interruptores deberán ser del tipo minicircuit breaker (MCB), bipolares, de cierre y apertura rápida. Deberán tener un frame de 100A, con una capacidad de interrupción de 10kA a 125VDC y se deberán suministrar con contactos de posición y de disparado cableados a borneras de control para su señalización.

El tablero deberá estar dotado de equipo de medida de corriente y voltaje, para indicación local.

Los interruptores deberán tener contactos de posición abierto-cerrado y disparado, los cuales deberán ser cableados a borneras para ser utilizados en el sistema de control de la subestación.

5.8. SISTEMA DE SERVICIOS AUXILIARES DE 208/120VAC

Se deberá suministrar un sistema de alimentación de servicios auxiliares a 208/120VAC para alimentar las cargas de AC correspondientes a equipos de propiedad de la Empresa instalados en la subestación objeto de la presente convocatoria. Entre estas cargas de AC se encuentran los cargadores para el sistema de 125VDC mencionados en el numeral anterior, tomas de patio, iluminación y tomas de la caseta de relés, iluminación, calefacción y tomas de gabinetes concentradores de patio y de tableros de control y protección.

El sistema de servicios auxiliares de 208/120VAC, deberá contener al menos los siguientes elementos:

Controlador de servicios auxiliares: Este equipo deberá integrarse a la red de comunicaciones de Nivel 1 de la subestación.


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Transferencia automática accionada por el controlador de los servicios auxiliares.

Tablero de distribución de servicios auxiliares de 208/120VAC.

El tablero de distribución, el controlador y la transferencia podrán estar incluidos en un tablero.

5.8.1. TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES

Tipo intemperie, ONAN, encapsulado (pad mounted), con cambiador de tomas sin carga con siete tomas, ±7,5% en pasos de 2,5%. Conexión y capacidad de acuerdo a los estudios de carga para servicios auxiliares. Aislado en aceite. Con resistencia de puesta a tierra tipo intemperie en el neutro del primario, para limitación de corrientes de falla. Con derivaciones a 208VAC para alimentación de los servicios auxiliares, con interruptores de seccionamiento y protección de térmica.

5.8.2. TABLERO DE TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA

El tablero de transferencia automática de corriente alterna, deberá contener los siguientes elementos:

Barrajes de potencia asociados y su configuración mecánica para dar cumplimiento a los requerimientos eléctricos del esquema de servicios auxiliares, es decir configurar dos barrajes acoplados mediante un interruptor.

Un interruptor totalizador automático que alimentará la barra de cargas Esenciales de la subestación. Dicho equipo deberá contar con contactos libres de potencial llevados hasta borneras, para ser utilizados en el control y señalización de la subestación.

Un interruptor totalizador automático que alimentará la barra de cargas No Esenciales de la subestación. Dicho equipo deberá contar con contactos libres de potencial llevados hasta borneras, para ser utilizados en el control y señalización de la subestación.

Un interruptor totalizador automático que acoplará la barra de cargas No Esenciales con la barra de cargas Esenciales de la subestación. Dicho equipo deberá contar con contactos libres de potencial llevados hasta borneras, para ser utilizados en el control y señalización de la subestación.

Unidades de medida para cada una de las barras antes descritas, las cuales estarán conformadas por CT’S, MCB’s, Medidor Multifuncional, y todos los elementos necesarios para su correcto funcionamiento.

Controlador de servicios auxiliares.

Medidor de energía del tipo “power meter”, con todos los accesorios necesarios para su correcta instalación.

El tablero de transferencia automática de corriente alterna deberá tener las siguientes dimensiones:

Altura: 2200mm.

Ancho: 800mm.

Profundidad: 800mm.


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El tablero asociado con la transferencia y el controlador de servicios auxiliares deberá tener una disposición tal que facilite la conexión de todas las señales de control y señalización que serán integradas en el sistema de control de la subestación, para lo cual deberá estar dotado de las canaletas y regletas de borneras que faciliten esta exigencia.

5.8.3. TRANSFERENCIA AUTOMÁTICA

Los interruptores de las dos fuentes de alimentación a 220Vca deberán enclavarse eléctricamente, para que bajo ninguna circunstancia puedan cerrarse simultáneamente.

La ejecución de la transferencia automática de las fuentes se deberá realizar mediante el controlador de unidad de servicios auxiliares, el cual realizará todas las funciones de control y supervisión de la transferencia de las fuentes de una manera segura y confiable.

Dicho controlador deberá tener previsiones para conectarse con el sistema de control de la subestación, de manera que desde dicho control se puedan ver los estados y maniobras y se pueda además, en el modo manual, ejecutar las transferencias de una fuente a la otra y de determinar en el modo automático, cuál de las dos fuentes provenientes de las unidades se selecciona como principal. A través de la unidad controladora o alternativamente desde el sistema de control de la subestación, se deberá poder seleccionar la transferencia en modo automático o manual.

La transferencia automática será siempre con retorno automático a la fuente seleccionada como principal, un tiempo predeterminado después de que se normalice la tensión en esta fuente. Este automatismo podrá ser bloqueado en la unidad controladora.

En caso de que se tenga ausencia de tensión en el alimentador principal, el controlador dará orden de desconexión del interruptor de esta fuente y el acople de barras y dará la orden de cierre del interruptor de alimentación de la fuente de emergencia que permanecerá conectada hasta un tiempo predeterminado después de que se tenga tensión en la fuente principal.

Todas las señales fundamentales deberán reflejarse en el tablero local y repetirse en el sistema de control de la subestación.

El controlador deberá cumplir con estándares industriales ampliamente aceptados para sistemas abiertos, de manera que permita ampliarlo o remplazarlo completamente. El controlador deberá tener el número de entradas y salidas digitales requeridas para la operación requerida.

La tensión disponible para alimentar el controlador y el sistema de transferencia es 125 VDC. El contratista deberá prever cualquier otro nivel de tensión que sea requerido a través de conversores de corriente directa.

5.8.4. INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS DE BAJA TENSIÓN

Los interruptores de acometida del tablero de transferencia automática deberán ser de caja moldeada, tripolares, 600VAC, 60Hz, motorizados, para uso industrial, aptos para ser usados en centros de potencia. La capacidad mínima de cortocircuito deberá ser 25kA, rms simétrico a 250Vca. Los interruptores deberán estar provistos de todos los elementos requeridos para realizar en forma confiable la transferencia automática descrita en este numeral.


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Los interruptores para los circuitos de salida deberán ser de caja moldeada, y sus puntos de salida deberán estar cableados a borneras para la conexión de cables externos.

Los interruptores principales del tablero de transferencia automática deberán estar provistos de accionamiento manual y motorizado; el mecanismo de operación eléctrico deberá ser accionado por un motor de 125VDC. Los interruptores de acometida y acople de barras del tablero de transferencia automática deberán estar equipados con un disparador termomagnético, que deberá ser ajustable la protección de sobrecarga y corto circuito.

Estos interruptores deberán suministrarse con un número suficiente contactos auxiliares de posición del interruptor (abierto y cerrado), para señalización local y remota y circuitos de alarma, por acción de disparo del mismo. Estos contactos deberán quedar debidamente cableados a borneras para la señalización al sistema de control de la subestación. Los contactos deberán ser rateados para 250VDC, 10A.

Los interruptores de acometida y acople de barras del tablero de transferencia automática deberán estar equipados con un indicador visible de la posición de los contactos principales del interruptor (abierto-cerrado) y, donde sea aplicable, del acumulador de energía (cargado-descargado).

El motor del mecanismo de operación deberá ser protegido por medio de un guardamotor (motor circuit-breaker), el cual deberá tener un contacto para señalización local y remota cuando se encuentre en posición abierto o disparado.

5.8.5. TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE 208/120 VAC

Los tableros de distribución de corriente alterna, podrán ser de asociados a servicios Esenciales y/o a servicios No Esenciales, los cuales deberán contener los siguientes elementos:

Los interruptores que alimentarán las cargas de servicios no esenciales o las cargas de servicios esenciales según sea el caso.

Medidor de energía del tipo “power meter”, con todos los accesorios necesarios para su correcta instalación. El medidor de energía utilizado debe cumplir con la norma NCC14 del AMM.

El tablero de distribución de corriente alterna deberá tener las siguientes dimensiones:

Altura: 2200mm.

Ancho: 800mm.

Profundidad: 800mm.

El tablero deberá ser del tipo de bajo voltaje, blindaje metálico, para uso interior, con las partes energizadas separadas del operador, de las dimensiones necesarias para alojar todos los interruptores necesarios para alimentar las cargas de corriente alterna de la subestación.

Los interruptores para los circuitos de salida deberán ser fijos, en caja moldeada, de accionamiento manual y deberán estar provistos de los terminales apropiados en el lado de carga, para la conexión de cables externos de cobre aislados a 600V.

Los interruptores deberán suministrarse con contactos auxiliares de posición del interruptor (abierto-cerrado y disparado), para señalización local y remota. Estos contactos deberán quedar debidamente cableados a borneras para la señalización al


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sistema de control de la subestación. Los contactos deberán ser rateados para 250VDC, 10 A. Se podrán agrupar las señales dependiendo del tipo de indicación.

5.9. EQUIPOS ELECTRÓNICOS INTELIGENTES DE NIVEL UNO

Para el equipo de alta tensión y los servicios auxiliares corresponden al mando de los equipos de maniobra desde el controlador de bahía a través del panel frontal.

En la subestación se deben instalar los gabinetes de relés para alojar los paneles de control, medida y protección de cada bahía dentro del área asociada con los módulos a controlar. Estos paneles deben alojar todos los dispositivos electrónicos inteligentes que conformen los sistemas de control, medida y protección de los equipos de la bahía. Los paneles deben ser convencionales de montaje interior.

Los siguientes son los equipos de control, medida y protección solicitados:

5.9.1. MEDIDORES MULTIFUNCIONALES

Los medidores para los servicios auxiliares correspondientes al proyecto, deberán ser equipos de última tecnología, aptos para trabajar en ambiente de subestaciones, deberán estar previamente certificados, calibrados y patronados por una entidad debidamente autorizada y certificada por el agente regulador. Estos medidores deben ser clase 0.5 y tener puerto de comunicación para envío de información a la IHM.

5.9.2. CONTROLADOR DE SERVICIOS AUXILIARES

Debe ser diseñado, probado para ser ampliamente utilizados en subestaciones de alta tensión. Debe permitir la medida, supervisión y control de los servicios auxiliares de la subestación y contar con los mismos protocolos del controlador de bahía.

Debe preparar y enviar la información asociada con los servicios auxiliares a la interfaz IHM y a los niveles superiores. Debe integrarse al sistema de control de la Subestación y estar sincronizados con todos los dispositivos de la Subestación. El controlador de servicios auxiliares debe contar con un mímico amplio en LCD que permitirá las siguientes funcionalidades como mínimo:

Despliegue del diagrama mímico de la bahía que muestre la información del proceso.

Despliegue de alarmas.

Despliegue de eventos.

Despliegue de medidas de proceso.

Manejo de la posición del control de la bahía (Local/Remoto) mediante botones de función.

Despliegue del estado de las tarjetas que forman parte del equipo.

Deben también tener LEDs de anuncio de alarma configurables. Deben contar con puertos para la comunicación.

Los Controladores numéricos de Bahía de bahías de línea y los controladores de Servicios Auxiliares deben integrarse a los sistemas de control de la subestación y estar


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sincronizados con todos los dispositivos de la subestación, para el correcto acoplamiento en el envío de información hacia el Centros de Control de la EMPRESA, y recibir los comandos aplicables enviados desde dicho centro.

5.9.3. OTROS COMPONENTES DEL NIVEL 1

También hacen parte del nivel 1 los sistemas de control, supervisión, protección, registro de fallas, dispositivos inteligentes especificados para las líneas, acopladores y servicios auxiliares.

5.10. ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL

En documento adjunto Anexo 5 - REQUERIMIENTOS - ESPECIFICACIONES TÉCNICAS SISTEMAS DE CONTROL, PROTECCIÓN, MEDIDA Y COMUNICACIONES EN SUBESTACIONES DE ALTA TENSIÓN, se encuentra la arquitectura propuesta para el sistema de control, protecciones y medida del proyecto.

5.11. PRUEBAS

En el sitio de montaje se deben realizar las pruebas individuales y de conjunto que aseguren que los equipos y sistemas están conectados de acuerdo con los diseños y cumplen con las funciones previstas. Las pruebas de los equipos de protección deben incluir la inyección primaria y secundaria de señales, y la comprobación de fases y direccionalidad con señales secundarias reales.

Para las protecciones de líneas se deben realizar pruebas sincronizadas por satélite (End-to-End) mediante inyección simultánea en los dos extremos de archivos en formato COMTRADE que simulen la respuesta real de fallas monofásicas, bifásicas, trifásicas con alta y baja resistencia, en diferentes puntos, dentro y fuera de la zona de protección.


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6. ILUMINACIÓN Y TOMACORRIENTES PATIO DE CONEXIONES

6.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño y la construcción de la iluminación y los tomacorrientes en la subestación.

6.2. ILUMINACIÓN EXTERIOR

El alumbrado exterior para las vías de acceso, perimetrales y zonas de parqueo debe ser con luminarias de vapor de sodio de alta presión 150W, 208V, con reflector de aluminio anodizado con electro abrillantado de dispersión lumínica uniforme y equipada con vidrio templado resistente al impacto y a alta temperatura. El nivel de iluminación de estas zonas deben ser de 20 luxes, altura de instalación 8 metros e ínter distancias aproximadas de 30 a 35 metros.

Los elementos de sujeción de las luminarias deben ser de acero galvanizado en caliente, así mismo tener brazo metálico para la instalación de la luminaria si el poste no lo tiene incorporado a él.

La iluminación de las vías secundarias debe ser con luminarias ornamentales de sodio de alta presión, con una altura de instalación de 3.5 a 4 metros, 70W, 208V. El nivel de iluminación debe ser de 15 luxes e ínter distancias de instalación aproximadamente de 12 metros.

6.3. TOMACORRIENTES

En la zona de la subestación encapsulada, se deben dejar tomacorrientes trifásicas 208V y/o 480V, con la capacidad para la conexión de las plantas de tratamiento de gas.

En toda la extensión de los patios se debe dejar tomas trifásicas y monofásicas tipo necesarias para poder efectuar el mantenimiento de los equipos, a una distancia no mayor de 15 metros hasta los equipos a mantener.

6.4. TOMAS TELEFÓNICAS

Se debe prever una red telefónica en la zona de equipos para instalar salidas en diferentes puntos estratégicos.

6.5. INVERSOR Y FUENTE DE POTENCIA ININTERRUMPIDA

Su función es alimentar cargas de corriente alterna que no admitan interrupciones en su


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fuente de alimentación. Sin embargo estas cargas no deben ser esenciales para el control, supervisión o protecciones caso en el cual deben alimentarse directamente del sistema de corriente continua.

La forma de onda y el rango de variación de tensión deben ser adecuados para los equipos alimentados.

6.6. REGULACIÓN EN LOS CIRCUITOS DE SERVICIOS AUXILIARES

Los conductores de los circuitos de servicios auxiliares deben escogerse con una sección suficiente que garantice que la caída de tensión por regulación entre el tablero principal y cualquier dispositivo final sea inferior al 5% en corriente alterna y motores de corriente continua e inferior al 3% en los demás circuitos.


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7. MALLA A TIERRA

7.1. ALCANCE

A continuación se especifican los requisitos para el diseño y la construcción de la malla de tierra con los elementos y herramientas especiales.

7.2. DISEÑO

El Contratista es el responsable del diseño de la malla a tierra de la subestación del proyecto, así como las mediciones de resistividad de terreno de donde se instalará la malla a tierra de la Subestación. El diseño debe estar de acuerdo con la última revisión de la norma IEEE-80. El diseño y las medidas de resistividad deben ser aprobados por la EMPRESA.

La resistencia máxima de la malla de la subestación debe ser 1 Ohm.

Las corrientes de falla a tierra, para efectos del diseño de la malla, es el siguiente:

TABLA 7.2

SUBESTACIÓN VOLTAJE (kV) Icc (kA)

Chinú 500 40

Chinú 230 40

Montería 500 40

Urabá 500 40

El tiempo de duración de la falla para efectos de diseño de las mallas a tierra se debe tomar como 0,5 segundos.

7.3. MATERIALES

El Contratista debe suministrar el cable de cobre desnudo, las varillas de puesta a tierra y los materiales requeridos por la instalación de la malla a tierra. Los materiales suministrados deben cumplir los siguientes requisitos:

7.3.1. CABLES DE COBRE DESNUDO

Deben ser fabricados con alambre de cobre suave, electrolítico, recocido, sin estañar, trenzados en capas concéntricas. La malla principal y las conexiones a los equipos de potencia se deben hacer con conductores de cobre de calibre no menor a 4/0AWG. Los conductores equipotenciales deben tener un calibre no inferior a No 2/0AWG.

Todo el equipo eléctrico y partes metálicas expuestas, deben tener al menos, dos conexiones a la malla de tierra independientes.

Los cables deben probarse de acuerdo con la norma ASTM-B3.


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7.3.2. VARILLAS DE PUESTA A TIERRA

Deben ser de acero recubiertas en cobre (Copperweld) de longitud mínima de 1.80m y 22mm de diámetro. Pueden usarse varillas más largas para obtener el valor de resistencia especificado.

7.4. CONEXIONES

Las uniones de la malla, sus conexiones a los equipos y a las varillas deben hacerse mediante soldadura exotérmica o conectores de compresión.

7.5. CARACTERÍSTICAS DE LA MALLA

Deben preverse cajas de inspección en diferentes sitios de la malla.

Las cercas metálicas de cerramiento se deben conectar a la malla cada 5m, y deben tener varillas de puesta a tierra cada 20m.

Deben preverse varillas de puesta a tierra para las bajantes de los neutros, divisores capacitivos de tensión y pararrayos.

7.6. PRUEBAS

Una vez construida la malla se deben medir la resistencia y las tensiones de paso y contacto en sitios representativos, de acuerdo con la norma IEEE 81. En caso de superarse los valores límites se deben realizar los complementos necesarios.


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8. REPUESTOS Y HERRAMIENTAS ESPECIALES

8.1. ALCANCE

Este numeral describe los repuestos y herramientas especiales que se deben cotizar con el fin de que la EMPRESA pueda tomar la mejor decisión técnico-económica para incluirlos o no dentro del alcance de los suministros.

8.2. REPUESTOS

Se deben cotizar equipos de repuesto del mismo tipo a los incluidos en la oferta del proyecto, así como partes de repuesto de equipos tales como interruptores, seccionadores, CTs. PTs, Cuchillas de puesta atierra, equipos electrónicos, componentes de tableros, sistema de comunicaciones, sistemas de control, sistemas contra incendio y demás equipos que contengan piezas remplazables.

Los repuestos suministrados se deben empacar de tal manera que resistan el transporte y almacenaje por periodos prolongados. Las cajas deben tener una identificación clara y duradera del contenido, del equipo al cual pertenecen los repuestos, del proveedor, de la EMPRESA y del contrato.

8.3. HERRAMIENTAS ESPECIALES

Se deben recomendar y cotizar todas las herramientas especiales que se requieran para el mantenimiento o remplazo de los equipos y sistemas del proyecto. Dentro de la cotización se deben incluir además las siguientes herramientas especiales, las cuales se solicitarán según criterio de la EMPRESA:

Tabla 8.3

Ítem Descripción Cantidad

1 Clavijas de prueba para relés, de cada tipo (Peines) 2

Se debe incluir en la oferta la descripción y especificaciones de las herramientas especiales cotizadas.


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9. MONTAJE, PRUEBAS DE CAMPO Y PUESTA EN SERVICIO

9.1. ALCANCE

Las presentes especificaciones contemplan los lineamientos generales que debe cumplir el Contratista para el montaje, pruebas y puesta en servicio de la subestación.

9.2. GENERALIDADES

El montaje de cada componente, equipo o sistema incluye, según sea aplicable, la revisión, protección contra lluvia o suciedad, instalación, alineamiento, nivelación, fijación, desbloqueos, calibraciones, pulido, limpieza, pintura, identificación del equipo, conexiones de alta tensión, conexiones de baja tensión, identificación de conductores, conexión de tierra, verificaciones de correcta instalación o funcionamiento, elaboración y entrega de planos “tal como construido”.

Las pruebas en sitio incluyen las medidas y verificaciones necesarias para demostrar que el componente, equipo o sistema, no tiene daños, está correctamente instalado, cumple las funciones para las cuales fue previsto e informar sobre las condiciones iniciales para los registros históricos del mantenimiento. Si alguna prueba no es satisfactoria, se deben corregir las causas y repetir la prueba. Todas las pruebas deben constar en formatos previamente aprobados por la EMPRESA.

La puesta en servicio de un componente, equipo o sistema representa su condición normal de operación, integrado al resto de componentes de la subestación cuando ésta se encuentra operando en las condiciones de transmisión para las cuales fue prevista.

Para los montajes, pruebas y puesta en servicio se deben utilizar las herramientas y equipos adecuados, en buen estado, con calibración certificada y vigente.

El personal debe ser calificado y con experiencia para la labor que desempeñe.

9.3. MONTAJE

El montaje de los equipos se debe realizar de acuerdo con las instrucciones generales de los fabricantes, los planos e instrucciones particulares elaboradas por el Contratista y aprobados por la EMPRESA, y bajo la supervisión del personal especializado del fabricante y la EMPRESA.

El personal del Contratista debe tener todos los medios y elementos de seguridad que minimicen los riesgos de accidentes.

Todas las actividades del montaje deben obedecer a una justificación técnica y el Contratista debe disponer de los medios adecuados para comprobar que se cumplen tales justificaciones.

Las instrucciones y métodos de montaje deben garantizar que los componentes, equipos y sistemas permanezcan en condiciones óptimas de operación durante períodos


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prolongados, sin requerir mantenimientos o ajustes frecuentes, inmunes a las condiciones climatológicas y a las perturbaciones electromagnéticas, protegidos contra entrada de animales o acumulación de agua, y minimizando los riesgos de iniciar o propagar incendios.

9.4. PRUEBAS DE CAMPO

9.4.1. SUPERVISIÓN DEL FABRICANTE

Las pruebas de campo las ejecutará el Contratista con supervisión del fabricante de los equipos o el diseñador de los sistemas. El supervisor debe proponer los formatos para el registro de la prueba de los equipos. El Contratista debe elaborar los protocolos de las pruebas y verificaciones para la puesta en servicio.

9.4.2. PLAN DE PRUEBAS

El Contratista debe elaborar un plan de pruebas que incluya al menos la siguiente información:

Equipo o sistema a probar.

Fecha prevista para la ejecución de las pruebas.

Objeto y descripción de la prueba

Normas que rigen la prueba.

Procedimientos, incluyendo formato del fabricante o diseñador para el registro de la prueba.

Parámetros que se deben medir.

Esquemas o ayudas para ubicar los instrumentos en los sitios requeridos.

Equipos e instrumentos de prueba y criterios de calibración.

Identificación de riesgos y medidas de mitigación.

Criterios de aceptación de las pruebas.

Cálculos requeridos.

Guías para elaborar las conclusiones.

Las pruebas deben incluir todas las medidas y comprobaciones de funcionamiento de los equipos individuales y del conjunto de sistemas que demuestren que los trabajos realizados en campo por el personal del Contratista se ajustan a las instrucciones de montaje y a los planos. Que los equipos y sistemas cumplen los objetivos para los cuales fueron diseñados. Que no se han cometido errores u omisiones. Que ningún equipo o sistema está incompleto o ha sufrido daño durante su transporte, almacenamiento, montaje, configuración o conexión. Que se disponen de los datos iniciales para realizar el seguimiento a eventuales degradaciones durante la operación normal.

Para la selección de las pruebas de campo se debe tener en cuenta que todo equipo o sistema debe demostrar, mediante una prueba verificable por la EMPRESA, su óptima condición.

El plan de pruebas de cada componente, equipo o sistema requiere aprobación de la EEB.


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En la oferta se debe incluir un resumen de las pruebas propuestas y de los equipos de pruebas que se pretenden utilizar.

9.5. PUESTA EN SERVICIO

Una vez finalizadas y aprobadas por la EMPRESA las pruebas de campo de la subestación, el Contratista debe proceder a realizar las pruebas de integración y de conjunto y las pruebas de energización de las bahías de línea, barrajes, acopladores y transformador, bajo la dirección del Centro de Control de Transmisión CCT de la EMPRESA.

Todos los equipos y sistemas deben ser sometidos a una inspección final bajo la prueba de operación comercial, mediante la cual se deben realizar las maniobras, observaciones y medidas que permitan verificar, en cuanto sea posible, que el funcionamiento, medidas y registros asociados son los esperados.

Esta verificación incluye los equipos y sistemas de la subestación así como su reflejo en el Centro de Control de la EMPRESA.

La actividad de “Puesta en Servicio” debe incluirse en los protocolos de pruebas que debe entregar el Contratista.


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10. OPERACIÓN, CAPACITACIÓN Y ENTREGA

10.1. ALCANCE

En esta sección se describe la operación del proyecto que debe realizar el Contratista una vez concluida la fase de puesta en servicio y la capacitación que debe impartir al personal de la EMPRESA.

10.2. OPERACIÓN

Una vez se hayan terminado satisfactoriamente todas las pruebas de puesta en servicio de la subestación, la EMPRESA, en coordinación con el Centro Nacional de Despacho, autorizará la entrada en operación comercial de la subestación y por lo tanto se deben conectar los nuevos elementos (barrajes, líneas y transformador) al Sistema de Transmisión Nacional.

La operación se debe realizar de acuerdo con las reglamentaciones vigentes para el Sistema de Transmisión Nacional, y con supervisión desde el Centro de Control de la EMPRESA a cargo de esta última.

Durante el período inicial mencionado, sesenta (60) días, el Contratista debe tener disponible un ingeniero que conozca los detalles de los sistemas de control, protecciones y comunicaciones de la subestación para resolver las dudas y corregir los inconvenientes y anomalías que se pudieran presentar. Este ingeniero debe poderse comunicar en cualquier momento con el personal del Centro de Control de la EMPRESA y si es necesario se debe desplazar a sus instalaciones para dar las instrucciones a que haya lugar.

El ingeniero debe conocer los detalles del diseño de los sistemas de control, protecciones y servicios auxiliares de la subestación, conocer los detalles de los interruptores, seccionadores y haber participado en las pruebas de puesta en servicio de los componentes mencionados.

10.3. CAPACITACIÓN

El Contratista junto con sus supervisores de montaje y sus ingenieros de pruebas de puesta en servicio, deben preparar un curso de entrenamiento y capacitación para instruir y entrenar al personal de la EMPRESA en aspectos relacionados con el conocimiento detallado de los equipos, su operación y mantenimiento preventivo y correctivo.

En este sentido, deben divulgar y transmitir en forma precisa, el detalle de la información relevante contenida en los planos y en manuales de montaje, operación y mantenimiento, para lo cual el Contratista debe prever el tiempo necesario.

Las labores mencionadas deben ser realizadas en idioma español y a completa satisfacción de la EMPRESA.


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El Contratista debe remitir a la EMPRESA, con treinta (30) días de anticipación al inicio de las labores de capacitación, todo el material didáctico que se vaya a utilizar en la instrucción y el entrenamiento. Igualmente debe informar de ayudas didácticas tales como computadores, proyector de acetatos, videobeam, etc., que va a utilizar.

El Contratista debe presentar un programa preliminar de capacitación con las siguientes actividades:

Instrucción: Esta actividad se debe desarrollar en aula, en donde se debe realizar una presentación teórica del principio de funcionamiento del equipo y del desempeño que se espera de éste.

Entrenamiento: Esta actividad se debe desarrollar en el campo, en donde se debe presentar la concepción general del equipo o plano, analizar cada uno de sus módulos o componentes, indicar las pautas para mantenimiento, dar las guías para reparación, dar las pautas para la utilización de los equipos de pruebas y herramientas especiales asociados. En general, proveer suficiente conocimiento de los equipos y de los planos al personal de la EMPRESA, de forma tal que éstos queden aptos para operar, mantener y reparar todos los equipos y sistemas de la subestación.

Supervisión de montaje: Esta actividad tiene como objetivo constatar que los equipos y sistemas queden adecuadamente instalados, sin que se presenten riesgos para su integridad y de forma tal, que se pueda tener el máximo provecho de sus capacidades. Esta actividad debe ser realizada en conjunto entre el Contratista y el personal de la EMPRESA.

Puesta en servicio: Esta actividad tiene como objetivo realizar todas las medidas calibraciones, ajustes, configuraciones y pruebas que sean necesarias para verificar el correcto funcionamiento de los equipos y sistemas. De igual forma, se debe propender para que los equipos queden integrados de forma óptima a los sistemas de que hacen parte. Esta actividad debe ser realizada en conjunto entre Contratista y el personal de la EMPRESA.

10.4. ENTREGA

La entrega de la subestación se debe realizar una vez que se hayan corregido a satisfacción de la EMPRESA todos los elementos y sistemas que hayan presentado anomalías durante la prueba de operación comercial.


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11. ESTUDIOS, DISEÑOS, PLANOS, MANUALES

11.1. ALCANCE

En esta sección se describen los estudios, diseños, planos y manuales a cargo del Contratista.

11.2. NORMAS

Las normas que se deben utilizar son las de la IEC, del IEEE.

11.3. ESTUDIOS Y CÁLCULOS

Los trabajos a cargo del Contratista incluyen como mínimo los siguientes estudios, cálculos e informes asociados al diseño electromecánico, pero sin limitarse a estas y cumpliendo con el código de redes y los requerimientos del CND, vigentes:

Sobretensiones y coordinación de aislamiento.

Distancias eléctricas y de seguridad.

Mallas de tierra.

Apantallamiento.

Barrajes, interconexiones y cable de guarda.

Servicios auxiliares.

Distancias de fuga.

Cargas mecánicas.

Ajuste y estudio de coordinación de protecciones eléctricas y registradores de fallas.

Equipos de comunicaciones.

Circuitos secundarios de tensión y corriente.

Disponibilidad del sistema de control.

Aire acondicionado, ventilación y equipos contra incendio.

Especificaciones detalladas.

Características técnicas garantizadas.

Para la elaboración de los estudios y cálculos se deben tener en cuenta las especificaciones y criterios de prediseño entregados por la EMPRESA, las normas y recomendaciones de la Comisión Electrotécnica Internacional, el IEEE, el CIGRE, el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, así como las prácticas de la ingeniería eléctrica usuales en proyectos de características similares.

La información entregada por la EMPRESA es de referencia y por lo tanto debe ser verificada, ampliada y eventualmente modificada por el Contratista, con el objeto de que los estudios y cálculos se ajusten a las necesidades del proyecto.

El alcance de los estudios y cálculos es el siguiente:


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11.3.1. SOBRETENSIONES Y COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

Se debe simular el sistema de líneas y subestaciones de 500kV y 230kV y calcular las máximas sobretensiones estacionarias y transitorias originadas por descargas atmosféricas y maniobras de los interruptores. Las sobretensiones se deben calcular en diferentes puntos de las líneas de transmisión, sobre los equipos de las subestaciones y sobre los polos abiertos de los interruptores.

Para las descargas atmosféricas se deben considerar las que inciden en las líneas sobre el cable de guarda, las torres y los conductores de fase.

Para maniobras se deben considerar apertura y cierre de líneas en vacío y en carga, apertura y recierre en condiciones de fallas trifásicas y monofásicas.

Los casos a simular deben corresponder a los que generen las mayores exigencias, para diversas topologías del sistema de potencia.

Con los resultados de las simulaciones de descargas atmosféricas y maniobras de interruptores se deben verificar los niveles de aislamiento requeridos para impulso atmosférico, ondas recortadas y sobretensiones por maniobras para los diferentes equipos y tipos de aislamientos. También se deben seleccionar las características y la ubicación de los descargadores de sobretensiones (pararrayos) que garanticen una adecuada coordinación de aislamiento.

11.3.2. MALLA A TIERRA

Para la subestación se debe medir la resistividad del terreno en diversos sitios y con diferentes separaciones de electrodos para establecer un mapa de resistividad y profundidad de dos capas o multicapa.

Considerando la corriente máxima de falla a tierra y su duración, se debe calcular la sección de los conductores de la malla a tierra, sus conexiones a los diferentes equipos y la disposición de la malla de tierra que garantice que el conductor no sobrepasa la temperatura máxima tolerable ni se superan los valores límites de tensiones de paso, contacto y malla en ningún punto de la subestación. La resistencia total de la malla debe ser inferior a 1Ω.

Una vez construida la malla de tierra se debe comprobar que las tensiones y resistencias medidas sean inferiores a las calculadas.

11.3.3. APANTALLAMIENTO

Con los datos de nivel ceráunico suministrado por la EMPRESA en cada sitio, se debe dimensionar el apantallamiento requerido en la subestación con el fin de minimizar la probabilidad de descargas directas sobre los equipos.

11.3.4. BARRAJES, INTERCONEXIONES Y CABLE DE GUARDA

Se deben determinar las dimensiones, configuración y especificaciones requeridas por los conductores rígidos y flexibles de los barrajes, interconexiones de los equipos y cable de guarda, para garantizar que no se sobrepasan los límites térmicos ni se produce efecto


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corona en operación normal, en corto circuito ni con descargas atmosféricas.

11.3.5. DISTANCIAS DE FUGA

Con base en la información de contaminación ambiental en cada sitio se debe definir las distancias de fuga mínima en los equipos y en los aisladores.

11.3.6. CARGAS MECÁNICAS

Se deben calcular las cargas mecánicas sobre equipos, barrajes, conductores, estructuras y tableros debidas a sismos, corto circuito y viento.

11.3.7. AJUSTE DE PROTECCIONES Y REGISTRADORES DE FALLAS

El Contratista es responsable por determinar el ajuste de las protecciones, de las teleprotecciones y de los registradores de fallas. Esta labor se debe ejecutar en forma concertada con la EMPRESA. Para tal efecto la EMPRESA entregará los criterios de ajuste utilizados en el Sistema de Transmisión Nacional y facilitará la utilización del software de coordinación de protecciones CAPE.

La base de datos disponible en la EMPRESA contiene las protecciones existentes en el sistema de la EMPRESA; en desarrollo del proyecto, esta base de datos debe ser ampliada con la información de las nuevas líneas, transformadores y sus protecciones asociadas, así como con los datos suministrados a la EMPRESA por los demás propietarios del Sistema de Transmisión Nacional.

El Contratista es responsable de explicar las particularidades de los diferentes ajustes disponibles en las protecciones suministradas y recomendar los criterios para su adecuada utilización.

Para las protecciones de pararrayos se debe disponer de toda la información relativa a estos elementos, tal que permita ajustar las protecciones considerando los límites reales de estos equipos.

Durante la ejecución del estudio de ajuste de protecciones, la EMPRESA participará para aprobar el enfoque propuesto y los resultados obtenidos.

El Contratista debe definir los ajustes de todas las protecciones, aunque algunas de ellas no figuren dentro de la base de datos del programa CAPE. En estos casos se deben discutir con la EMPRESA los criterios de ajuste propuestos así como el soporte técnico de los mismos.

El Contratista es libre de desarrollar el estudio de coordinación de protecciones utilizando una herramienta computacional que proporcione seguridad demostrando que ha sido utilizada en otros proyectos con buenos resultados.

11.3.8. CIRCUITOS SECUNDARIOS DE TENSIÓN Y CORRIENTE.

Se debe calcular la carga en los circuitos secundarios de tensión y corriente de los transformadores de medida, la cual debe estar dentro de los límites tolerables para mantener la precisión de las medidas y de las protecciones.


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11.3.9. DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA DE CONTROL.

Se debe calcular la disponibilidad esperada del sistema de control a partir de los datos estadísticos de tiempo medio entre fallas de los componentes y del tiempo medio de reparación posible de obtener con los repuestos suministrados y la capacidad de respuesta del personal de mantenimiento de la EMPRESA.

11.3.10. EQUIPOS DE COMUNICACIONES.

Se deben realizar los cálculos de propagación, atenuación relación señal a ruido de los equipos de comunicaciones y verificar su adecuación a las necesidades del proyecto. También se deben determinar los ajustes de los tiempos de respuesta y reposición de los equipos de teleprotección.

11.3.11. AIRE ACONDICIONADO, VENTILACIÓN Y EQUIPOS CONTRA

INCENDIO.

El Contratista debe realizar los cálculos detallados para determinar las dimensiones y los ajustes de los sistemas de aire acondicionado, ventilación y equipos contra incendio.

11.3.12. ESPECIFICACIONES DETALLADAS.

Con base en los documentos del contrato y en los resultados obtenidos con los diseños y cálculos realizados, el Contratista debe elaborar las especificaciones detalladas y definitivas de todos los equipos y sistemas de la subestación.

11.3.13. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS.

Con base en las especificaciones detalladas definitivas, las normas IEC aplicables y las particularidades del proyecto, el Contratista debe elaborar cuadros de características técnicas garantizadas de los equipos y sistemas suministrados. Los valores de las características garantizadas deben demostrar que se cumplen los requisitos de las especificaciones y de las normas. También deben contener la información completa para realizar simulaciones de sobretensiones estacionarias y transitorias así como servir de referencia para comparar con los datos obtenidos en las pruebas tipo, de rutina, de puesta en servicio y de mantenimiento.

11.4. DISEÑOS Y PLANOS

Para la elaboración de los diseños y planos se deben tener en cuenta las especificaciones, criterios de prediseño y planos entregados por la EMPRESA, las normas y recomendaciones de la Comisión Electrotécnica Internacional, el IEEE, Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, la información entregada por los propietarios de las subestaciones existentes, los levantamientos realizados por el Contratista así como las prácticas de la ingeniería eléctrica usuales en proyectos de características similares.


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La información entregada por la EMPRESA y los propietarios de las subestaciones existentes es de referencia y por lo tanto debe ser verificada, ampliada y eventualmente modificada por el Contratista, con el objeto de que los diseños y planos se ajusten a las necesidades del proyecto.

Los planos y diseños del proyecto deben incluir la siguiente información:

11.4.1. PLANOS DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN

Dimensiones y masas.

Material de los componentes y su ubicación.

Máximas fuerzas admisibles sobre los bornes.

Esfuerzos mecánicos sobre las estructuras y fundaciones.

Detalles de los bornes de alta tensión y de puesta a tierra.

Detalle de las cajas terminales.

Parámetros eléctricos.

Línea de fuga.

Distancia de arco.

Detalle para fijación a la estructura soporte.

Volumen de aceite o SF6.

Dimensiones máximas y mínimas de la porcelana.

Centro de gravedad.

Centro del área proyectada.

Área proyectada.

Detalles de pernos, tuercas y arandelas para fijación a la estructura soporte.

Frecuencia natural.

Amortiguamiento.

11.4.2. PLANOS DE PLANTAS Y CORTES

Forma de la conexión entre secciones, compartimientos, equipos y barrajes.

Verificación de distancias eléctricas.

Localización de cajas terminales y gabinetes de agrupamiento.

Ubicación e identificación de equipos de alta tensión, conectores de alta tensión y de puesta a tierra, conductor, cable de guarda y barraje tubular.

Localización de vías con las distancias de seguridad para circulación.

11.4.3. DIAGRAMAS DE PRINCIPIO.

Diagramas unifilares y trifilares con dispositivos de medida y protección.

Diagrama de protección, incluida la lógica de disparo.

Diagramas esquemáticos de control y protección.

Diagramas de medición.

Diagrama de flujo de secuencias de maniobra.

Diagramas lógicos de enclavamientos.

Diagrama unifilar del sistema de registro de fallas.

Diagrama unifilar del sistema de comunicaciones.


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Arquitectura del sistema de control

11.4.4. DIAGRAMAS DE CIRCUITO (ESQUEMÁTICOS)

Los diagramas de circuito deben contener todos los diagramas de secuencias y diagramas secuenciales en el tiempo que sean necesarios para clarificar la operación del sistema. Deben mostrar todos los terminales de reserva, y contactos de relés.

11.4.5. DIAGRAMAS DE DISPOSICIÓN FÍSICA DE ELEMENTOS.

Los diagramas de localización deben contener información detallada sobre la localización de componentes del equipo, por ejemplo borneras, unidades enchufables, subconjuntos, módulos, etc. y deben mostrar la designación del ítem que se usa en los diagramas y tablas donde son utilizados.

11.4.6. PLANOS DE SERVICIOS AUXILIARES Y DE EMERGENCIA

Diagramas unifilares.

Planos de disposición.

Planos esquemáticos.

Planos de cableado.

Planos de disposición física de equipos en los tableros.

Lista de materiales y equipo con sus características técnicas.

11.5. TABLAS DE CABLEADO.

Tabla de alambrado interno: Esta tabla debe mostrar todas las conexiones dentro de una unidad de una instalación.

Tabla de cableado externo: Esta tabla debe representar todas las conexiones entre las diferentes unidades de una instalación.

Tabla de borneras: Esta tabla debe mostrar todas las borneras y bornes (con su disposición física) y los conductores internos y externos conectados a aquéllos.

11.6. LISTA DE CABLES.

En esta lista se debe consignar por cada cable, el calibre tipo, sus puntos de conexión y longitud.

11.7. MANUALES

El contratista debe entregar los siguientes manuales de instrucciones, en español, para cada una de las subestaciones:


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Manuales de montaje, operación y mantenimiento para cada uno de los equipos.

Manual de operación del sistema de control de la subestación.

Manual de operación del sistema de protecciones y alarmas.

Manual de operación y mantenimiento del sistema de comunicaciones.

Manual de operación y mantenimiento del sistema contra incendio.

Manual de operación y mantenimiento del sistema de aire acondicionado.

Manual de operación y mantenimiento como conjunto para cada subestación objeto de la presente convocatoria.

Los manuales de operación y mantenimiento deben incluir, donde sea aplicable, la siguiente información adicional:

Listas de empaques de repuestos.

Diagramas de circuitos impresos.

Listas de componentes y reemplazos.

Guías para ubicar fallas y procedimientos de reparación.

Instrucciones para trasporte y almacenamiento

Diagramas explicativos.

11.8. APROBACIÓN Y ENTREGA

Los estudios, diseños, planos, manuales e informes de pruebas de cada subestación, requieren aprobación por parte de la EMPRESA.

Una vez aprobados los documentos mencionados se debe entregar su versión definitiva en cuatro copias y un original en medio óptico.

Las copias se deben entregar empastadas.

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