PLAN DE EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISION … · marca ABB - REB670 para las dos (2) barras de...

EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S.A. ESP

VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN

SOLICITUD ESPECIAL DE OFERTAS VT-SEO-30000001125-2014

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

CONVOCATORIA UPME-02-2014

ANEXO 3A – ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS S/E ENCAPSULADA

MAYO DE 2014, BOGOTÁ D.C. - COLOMBIA

Solicitud Especial de Ofertas VT-SEO-3000001125-2014 Anexo 3A Especificaciones eléctricas SE Encapsulada

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CONTENIDO

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

1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .................................................................................................................. 6 1.2 AREA DE AMPLIACÓN EN SE REFORMA .................................................................................................... 8 1.3. INFORMACIÓN TÉCNICA ADICIONAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO ............................................................... 8

2. ESPECIFICACIONES ................................................................................................................................... 9

2.1. CARACTERÍSTICAS DEL SITIO ................................................................................................................... 9 2.1.1. CONDICIONES CLIMÁTICAS .......................................................................................................................... 9 2.1.2. INFORMACIÓN SÍSMICA BÁSICA .................................................................................................................... 9 2.1.3. INFORMACIÓN EÓLICA BASICA .......................................................................................................... 10 2.2. PARÁMETROS ELÉCTRICOS DEL SISTEMA .............................................................................................. 10 2.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES ............................................................................................. 11 2.3.1. DISTANCIAS DE FUGA MÍNIMA ................................................................................................................... 11 2.3.2. NIVELES DE AISLAMIENTO ......................................................................................................................... 11 2.3.3. DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS Y ALTURA DE SOPORTES DE EQUIPOS .............................................................. 11 2.3.4. TENSIONES DE SERVICIOS AUXILIARES ......................................................................................................... 12 2.4. PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN ................................................................................................................. 12 2.5. DISEÑO .................................................................................................................................................. 12 2.6. SERVICIOS Y EQUIPOS DIVERSOS ................................................................................................................... 13 2.7. PLANOS ................................................................................................................................................. 13 2.8. NORMAS ............................................................................................................................................... 14 2.9. SISTEMA DE CALIDAD ............................................................................................................................ 14

3. EQUIPO DE ALTA TENSIÓN ..................................................................................................................... 15

3.1. CARACTERISTICAS CONSTRUCTIVAS DE LA SUBESTACIÓN .................................................................... 15 3.1.1. GENERALIDADES ................................................................................................................................ 15 3.1.2. CARCASAS ............................................................................................................................................. 16 3.1.2.1. GENERALIDADES .................................................................................................................................. 16 3.1.2.2. REQUISITOS DE PRESIÓN........................................................................................................................ 16 3.1.2.3. CAPACIDAD DE SOPORTAR ARCO ............................................................................................................. 17 3.1.2.4. DISPOSITIVO DE ALIVIO DE SOBRE-PRESIÓN ............................................................................................... 17 3.1.2.5. REQUISITOS DE PROTECCIÓN DE LAS CARCASAS .......................................................................................... 17 3.1.2.6. CONEXIONES FLEXIBLES ......................................................................................................................... 17 3.1.2.7 CONDUCTORES ..................................................................................................................................... 18 3.1.2.8 AISLADORES ......................................................................................................................................... 18 3.1.2.9 COMPARTIMIENTO DE GAS ..................................................................................................................... 19 3.1.3. SISTEMA DE SUPERVISIÓN DE GAS .............................................................................................................. 19 3.1.3.1. SUPERVISIÓN DE DENSIDAD .................................................................................................................... 19 3.1.3.2 SUPERVISIÓN DE PRESIÓN DEL GAS SF6 ...................................................................................................... 20 3.2. BARRA ................................................................................................................................................... 20 3.2.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 20 3.2.2. TIPO ..................................................................................................................................................... 20 3.3. INTERRUPTORES DE POTENCIA ............................................................................................................. 20 3.3.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 20 3.3.2. TIPO ..................................................................................................................................................... 21 3.3.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ...................................................................................................................... 21


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3.3.4. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO ............................................................................................................. 22 3.3.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS ...................................................................................................................... 23 3.3.6. PRUEBAS ............................................................................................................................................... 23 3.4. SECCIONADORES DE FASE Y SECCIONADORES DE PUESTA A TIERRA ..................................................... 24 3.4.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 24 3.4.2. NORMAS ............................................................................................................................................... 25 3.4.3. TIPO ..................................................................................................................................................... 25 3.4.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ...................................................................................................................... 25 3.4.5. REQUISITOS GENERALES ........................................................................................................................... 26 3.4.6. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO ............................................................................................................. 26 3.4.6.1. CUCHILLAS .......................................................................................................................................... 26 3.4.6.2. CONTACTOS DE LOS SECCIONADORES ....................................................................................................... 27 3.4.6.3. CONTACTOS AUXILIARES ........................................................................................................................ 27 3.4.6.4. CUCHILLAS DE PUESTA A TIERRA .............................................................................................................. 27 3.4.6.5. MECANISMO MANUAL DE OPERACIÓN ...................................................................................................... 27 3.4.6.6. MECANISMO MOTORIZADO DE OPERACIÓN ............................................................................................... 28 3.4.7. PLACAS DE CARACTERÍSTICAS ..................................................................................................................... 28 3.4.8. PRUEBAS ............................................................................................................................................... 28 3.5. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE .................................................................................................... 29 3.5.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 29 3.5.2. NORMAS ............................................................................................................................................... 29 3.5.3. TIPO Y ACCESORIOS ................................................................................................................................. 29 3.5.4. CARACTERISTICAS TÉCNICAS .............................................................................................................. 30 3.5.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS ...................................................................................................................... 30 3.5.6. PRUEBAS ............................................................................................................................................... 30 3.6. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN ........................................................................................................ 31 3.6.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 31 3.6.2. NORMAS ............................................................................................................................................... 31 3.6.3. TIPO ..................................................................................................................................................... 31 3.6.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ...................................................................................................................... 32 3.6.5. REQUISITOS GENERALES ........................................................................................................................... 32 3.6.6. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO ............................................................................................................. 33 3.6.6.1. TERMINALES ....................................................................................................................................... 33 3.6.6.2. ACCESORIOS ....................................................................................................................................... 33 3.6.7 PLACA DE CARACTERÍSTICAS ....................................................................................................................... 33 3.6.8. PRUEBAS ............................................................................................................................................... 33 3.7. PARARRAYOS ........................................................................................................................................ 34 3.7.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 34 3.7.2. NORMAS ............................................................................................................................................... 34 3.7.3. TIPO ..................................................................................................................................................... 34 3.7.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ...................................................................................................................... 35 3.7.5. REQUISITOS DE FUNCIONAMIENTO ............................................................................................................. 35 3.7.5.1. PARARRAYOS OFRECIDOS ....................................................................................................................... 35 3.7.5.2. CONTADORES DE DESCARGA ................................................................................................................... 36 3.7.5.3. PLACA DE CARACTERÍSTICAS ................................................................................................................... 36 3.7.5.4. ACCESORIOS ....................................................................................................................................... 36 3.7.6. PRUEBAS ............................................................................................................................................... 36 3.8. AISLADORES DE TRANSICIÓN ..................................................................................................................... 37 3.8.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 37 3.8.2. NORMAS ............................................................................................................................................... 37 3.8.3. GENERAL ............................................................................................................................................... 37


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3.8.4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ...................................................................................................................... 37 3.8.5. PRUEBAS ............................................................................................................................................... 38 3.9. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA............................................ 38

4. MALLA A TIERRA .................................................................................................................................... 40

4.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 40 4.2. DISEÑO .................................................................................................................................................. 40 4.3. MATERIALES .......................................................................................................................................... 40 4.3.1. CABLES DE COBRE DESNUDO ...................................................................................................................... 40 4.3.2. VARILLAS DE PUESTA A TIERRA ................................................................................................................... 40 4.4. CONEXIONES ............................................................................................................................................. 41 4.5. CARACTERÍSTICAS DE LA MALLA ........................................................................................................... 41 4.6. PRUEBAS ............................................................................................................................................... 41

5. REPUESTOS Y HERRAMIENTAS ESPECIALES ............................................................................................ 42

5.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 42 5.2. REPUESTOS ........................................................................................................................................... 42 5.3. HERRAMIENTAS ESPECIALES ................................................................................................................. 42

6. MONTAJE, PRUEBAS DE CAMPO Y PUESTA EN SERVICIO ........................................................................ 43

6.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 43 6.2. GENERALIDADES ................................................................................................................................... 43 6.3. MONTAJE .............................................................................................................................................. 43 6.4. PRUEBAS DE CAMPO ............................................................................................................................. 44 6.4.1. SUPERVISIÓN DEL FABRICANTE ................................................................................................................... 44 6.4.2. PLAN DE PRUEBAS ................................................................................................................................... 44 6.5. PUESTA EN SERVICIO ............................................................................................................................. 45

7. OPERACIÓN, CAPACITACIÓN Y ENTREGA ............................................................................................... 46

7.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 46 7.2. OPERACIÓN ........................................................................................................................................... 46 7.3. CAPACITACIÓN ...................................................................................................................................... 46 7.4. ENTREGA ............................................................................................................................................... 47

8. ESTUDIOS, DISEÑOS, PLANOS, MANUALES ............................................................................................ 48

8.1. ALCANCE ............................................................................................................................................... 48 8.2. NORMAS ............................................................................................................................................... 48 8.3. ESTUDIOS Y CÁLCULOS .......................................................................................................................... 48 8.3.1. SOBRETENSIONES Y COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ..................................................................................... 49 8.3.2. MALLA A TIERRA ..................................................................................................................................... 49 8.3.3. APANTALLAMIENTO ................................................................................................................................. 49 8.3.4. BARRAJES, INTERCONEXIONES Y CABLE DE GUARDA ........................................................................................ 49 8.3.5. SERVICIOS AUXILIARES .............................................................................................................................. 50 8.3.6. DISTANCIAS DE FUGA ............................................................................................................................... 50 8.3.7. CARGAS MECÁNICAS ................................................................................................................................ 50 8.3.8. AJUSTE DE PROTECCIONES Y REGISTRADORES DE FALLAS .................................................................................. 50 8.3.9. CIRCUITOS SECUNDARIOS DE TENSIÓN Y CORRIENTE ....................................................................................... 51 8.3.10. DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA DE CONTROL ................................................................................................ 51 8.3.11. EQUIPOS DE COMUNICACIONES ................................................................................................................ 51 8.3.12. AIRE ACONDICIONADO, VENTILACIÓN Y EQUIPOS CONTRA INCENDIO ................................................................ 51 8.3.13. ESPECIFICACIONES DETALLADAS ............................................................................................................... 51


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8.3.14. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS ............................................................................................... 51 8.4. DISEÑOS Y PLANOS ................................................................................................................................ 52 8.4.1. PLANOS DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN ........................................................................................................ 52 8.4.2. PLANOS DE PLANTAS Y CORTES ................................................................................................................... 52 8.4.3. DIAGRAMAS DE PRINCIPIO ........................................................................................................................ 53 8.4.4. DIAGRAMAS DE CIRCUITO (ESQUEMÁTICOS) ................................................................................................. 53 8.4.5. DIAGRAMAS DE DISPOSICIÓN FÍSICA DE ELEMENTOS ....................................................................................... 53 8.4.6. TABLAS DE CABLEADO .............................................................................................................................. 53 8.4.7. LISTA DE CABLES ..................................................................................................................................... 53 8.4.8. PLANOS DE SERVICIOS AUXILIARES Y DE EMERGENCIA ...................................................................................... 53 8.5. MANUALES ............................................................................................................................................ 54 8.6. APROBACIÓN Y ENTREGA ...................................................................................................................... 54


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1. INFORMACIÓN GENERAL

Las siguientes son las especificaciones técnicas para las bahías en la subestación Reforma 230kV en la Alternativa encapsulada en lo que aplique.

1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

a) Subestación Reforma 230kV

Construcción de dos diámetros incompletos en la Subestación Reforma 230kV, de la siguiente forma.

Tipo encapsulada aislada en gas (GIS) para instalación interior.

Configuración interruptor y medio.

Dos (2) bahías de línea (Reforma-Guavio y Reforma-Tunal).

Un (1) diámetro incompleto “1/3 de diámetro” para la línea Reforma-Guavio.

Un (1) diámetro incompleto “2/3 de diámetro” para la línea Reforma-Tunal.

Sistema de control, protecciones, comunicaciones e infraestructura asociada.

Previsión de una bahía, la cual podrá ser de línea o de transformación. Los equipos para la bahía futura no son parte de la presente convocatoria.

Ver diagrama unifilar en la figura 1 de los documentos de selección de la Convocatoria UPME-02-2014.

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 para la ampliación de la subestación Reforma 230kV, así como los requeridos para los sistemas de comunicaciones, protecciones y control.

La caseta de la subestación Reforma 230kV debe contener espacios dotados con equipos para proveer los servicios auxiliares de corriente alterna y corriente continua (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.

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

El contratista deberá dejar las previsiones para la fácil instalación de los equipos en los espacios de reserva previstos para la futura bahía a 230kV.

El contratista debe verificar el estado actual de los suelos incluidos en la ampliación 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 4A - Criterios de Diseño y Especificaciones Técnicas de Obras Civiles.

Las vías internas de acceso al patio de conexiones deben ser verificadas por los oferentes para determinar su condición para tránsito vehicular durante la ejecución del proyecto. En caso que algunas de las vías de acceso a la subestación o internas de acceso al patio de conexiones resulten averiadas durante la ejecución del proyecto por causas derivadas de


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las obras, el contratista será responsable por la reparación y adecuación de las mismas.

No se requiere intervención sobre el sistema SCADA existente de la subestación REFORMA, 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.

La diferencial de barras existente en la subestación REFORMA es de tipo concentrada, marca ABB - REB670 para las dos (2) barras de la subestación y la misma cuenta con capacidad de ampliación para el proyecto. Sin embargo, El Contratista deberá incluir dentro de su oferta el suministro de un (1) gabinete y un (1) relé de protección diferencial de barras que cumpla con las especificaciones mencionadas en el Anexo 5. Esto con el fin de contar al finalizar el proyecto con una protección diferencial de barras para cada una de las barras de la subestación.

Los equipos de teleprotección en la Subestación Reforma para las nuevas líneas Reforma – Guavio 230 kV y Reforma – Tunal 230 kV, deberán corresponder a equipos marca Siemens referencia SWT-3000 modelo 7VR5875-2HA00-0AA2 y en general deberá cumplir con lo establecido en el Numeral 3.4.1 del Anexo 5.

El Oferente no debe incluir dentro de su oferta el suministro de equipos de comunicación tipo SDH dado que EEB cuenta en la subestación Reforma con un equipo para tal fin. El Oferente debe incluir dentro de su oferta el desarrollo de ingeniería, el suministro de cables de comunicaciones, multiconductores, conversores de medio, conversores de protocolo, montaje y pruebas correspondientes para garantizar la adecuada interfaz y funcionamiento de los canales de teleproteccción, voz IP, PMU, gestión y datos.

El registrador de fallas que debe suministrar EL CONTRATISTA para la ampliación de la subestación Reforma debe corresponder a un equipo marca REASON tipo distribuido con unidad central referencia RPV-311 con módulos distribuidos para función de onda viajera referencia RA-333 y en general deberá cumplir con lo estipulado en el Numeral 3.4.2 del Anexo 5.

El Oferente deberá considerar dentro de su oferta que para el esquema de protecciones de línea mencionado en el numeral 3.3.1 del Anexo 5, la protección Relé Principal de Línea –PP2 deberá corresponder a un equipo marca Siemens 7SL87 de la familia Siprotec 5 con las funciones de protección mencionadas en el numeral 3.3.1.1. Esto con el fin de conservar el esquema de protección diferencial de línea habilitado para la actual línea Guavio – Tunal. El Relé Principal de Línea –PP1 podrá corresponder a una marca diferente pero en todo caso deberá cumplir con lo establecido en el numeral 3.3.1.1.

El Oferente deberá incluir dentro de su oferta el suministro de dos (2) teléfonos inalámbricos para comunicación sobre voz IP para la subestación La Reforma. Estos equipos deberán ser compatibles con plataforma Siemens Openscape Voice marca Polycom, Siemens, Avaya o Mediatrix.

La construcción y puesta en servicio del proyecto forma parte del objeto de la Convocatoria Pública UPME-02-2014.

Los anexos técnicos de los “Documentos de Selección” de la Convocatoria emitidos por la


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UPME, forman parte de estas especificaciones.

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

1.2 AREA DE AMPLIACÓN EN SE REFORMA

A continuación se presenta una foto satelital donde se indica el terreno y el área aproximada a ser intervenida como parte objeto de la convocatoria UPME-02-2014.

1.3. 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.

2/3 Diámetro a ser construido por ISA

Línea Tunal L2

2/3 Diámetro objeto de la presente convocatoria - GIS

UPME-02-2014 “Línea Tunal L4”

Aprox. 6.5m

Aprox.

15m

1/3 Diámetro

objeto de la

presente

convocatoria

UMPE-02-2014

convencional

Línea

Guavio

L3

io

Aprox. 82m Aprox. 8m


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2. ESPECIFICACIONES

A continuación se dan las especificaciones generales que aplican a todos los equipos y sistemas de la subestación Reforma 230kV.

2.1. CARACTERÍSTICAS DEL SITIO

2.1.1. CONDICIONES CLIMÁTICAS

Las características generales del sitio de la subestación son las siguientes:

Tabla 2.1.1

Item Parámetros Reforma 230kV

1 Altitud sobre el nivel del mar, m 900

2

Temp. amb. oC

Máxima (anual)

Promedio (anual)

Mínima (anual)

38 26 16

3 Nivel ceraúnico Días/año (*)

120

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

2

5 Nivel de contaminación Baja

(*) Estos parámetros deben ser verificados 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)

Reforma 230kV Meta Villavicencio Alta 0.35 0.30

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 BASICA

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 )

Reforma 230kV Meta Villavicencio 4 33 m/s

(120 km/h)

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

2.2. PARÁMETROS ELÉCTRICOS DEL SISTEMA

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

TABLA 2.2

Item Parámetros 230kV

1 Voltaje nominal, kV 230

2 Tensión asignada al equipo kV 245

3 Número de fases 3

4 Frecuencia del sistema, Hz 60

5 Sistema de tierra Sólido

6

Corrientes nominales

Todas las bahías, A

Barrajes, A

1600

(*)

7 Corriente de falla, 1s, kA simétricos 40


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

2.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES

2.3.1. DISTANCIAS DE FUGA MÍNIMA

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 Reforma Nivel I

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

- 950

2 Tensión 60 Hz,

1 minuto Según IEC para los niveles

de aislamiento definidos

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:

230kV

2.10

2 Distancias eléctricas mínimas, fase-fase, m:

8 Corriente pico, kA 104

9

Duración de fallas:

Trifásica, ms máximo

Monofásica, ms máximo

75 75


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Ítem Parámetros

230kV 2.60

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

2.40

NOTA: Según norma IEC 60071-2 Tablas A1 y A3.

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

2.5. DISEÑO

El Contratista es el responsable por el diseño detallado de las 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 el descrito en el numeral 1.1 del presente documento.

Si se requieren equipos convencionales de aislamiento en aire, estos dependen del diseño detallado a cargo del contratista.

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.


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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. SERVICIOS Y EQUIPOS DIVERSOS

Todas las estructuras metálicas para soporte, dispositivos de anclaje aplicables escaleras, plataformas de supervisión y mantenimiento y otras estructuras análogas.

Conjunto de gabinetes autosoportados tipo interior, de interposición para control y supervisión de los niveles 0,1,2,3 con interruptores termomagnéticos, barrajes, esquemas de transferencia, enclavamientos, instrumentos de medida, fusibles, controladores de servicios auxiliares. Con terminales, marquillas, aisladores, relés auxiliares, transformadores de medida, borneras terminales, materiales de conexión y accesorios convencionales, según diseño detallado a cargo del suministrador.

Tableros de control local de los equipos de maniobra.

Pruebas, en fábrica, de todos los equipos y componentes especificados.

Todos los conectores y las interconexiones entre equipos y componentes incluidos en el Suministro.

Puesta a tierra de los equipos, estructuras soporte y componentes de la GIS.

Gas SF6 para primer llenado, así como el destinado a almacenamiento para utilización futura para un tiempo de 2 años.

Supervisión por un especialista de la fábrica del montaje y ensayos de los equipos y componentes en el local de la instalación.

Un conjunto de equipos y herramientas especiales para montaje en el edificio de la subestación.

Equipos e instrumentos necesarios para la realización de los ensayos específicos, en el campo, de las instalaciones blindadas y aisladas en SF6.

Repuestos.

Embalaje y transporte para los puntos de entrega.

Entrenamiento para montaje, mantenimiento y operación de la GIS, de los equipos de prueba y tratamiento del gas.

2.7. 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


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idioma español o en inglés con la correspondiente traducción al español.

2.8. 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:

RETIE Resolución MME 180466 Abril 2007.

Código de Redes (Resolución 025 de 1995 de la CREG).

IEC o equivalente.

Normas Técnicas Colombianas NTC.

CCITT.

CCIR.

Norma Colombiana de diseño y construcción sismo resistente NSR-10 e IEEE693.

Resoluciones del Ministerio del Medio Ambiente.

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.

2.9. 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 ALTA TENSIÓN

3.1. CARACTERISTICAS CONSTRUCTIVAS DE LA SUBESTACIÓN

3.1.1. GENERALIDADES

Los equipos y componentes de la Subestación Encapsulada GIS deberán ser proyectados, fabricados y montados de acuerdo con las características nominales y condiciones de operación requeridas.

La GIS no deberá presentar fuentes localizadas de vibraciones o ruidos audibles durante la operación normal en la tensión y corriente nominales. La operación de los interruptores, seccionadores de fase o seccionadores de puesta a tierra no deberá provocar movimientos en las estructuras soporte y otros equipos asociados.

Los mecanismos auxiliares de los sistemas de apertura y cierre deberán operar suave y con bajo nivel de ruido.

Las tuberías de los circuitos hidráulicos y/o neumáticos no deberán presentar ningún movimiento durante la operación y no deberán transmitir esfuerzos de vibración o sacudida a las estructuras.

Los seccionadores de fase y seccionadores de puesta a tierra deberán operar sin vibraciones y con bajo nivel de ruido.

La disposición de la GIS deberá permitir un fácil mantenimiento y ejecución de los servicios. El desmontaje de cualquier equipo no deberá exigir el corte de las carcasas, estructuras soporte, tuberías o cableado. El ensamblaje de componentes de la instalación en mantenimiento deberá ser efectuado usando las mismas partes del equipo original, tales como carcasas, tuberías, cableado y estructuras soporte, sin necesidad de soldaduras, maquinados u otros procesos de fabricación en el local.

La disposición de la instalación deberá permitir fácil acceso de la unidad de tratamiento de gas a cualquier equipo de la GIS.

En la inspección de rutina se podrá verificar sin dificultad a nivel del piso, sin abrir puertas o remover tapas, los valores de presión de gas, posiciones por fase de los seccionadores y de los interruptores.

Para mantenimiento del interruptor, se deberá transferir el control del interruptor, con una indicación directa de que los seccionadores de fase están abiertos, y se deberán etiquetar los seccionadores de fase y seccionadores de puesta a tierra, o demostrar que usa otro procedimiento que garantiza la segura ejecución del servicio.

La instalación deberá permitir efectuar la supervisión de los equipos sin necesidad de herramientas o escaleras portátiles. Deberá contar con las curvas de presión-temperatura para el gas SF6 para permitir la correcta complementación de gas en casos de servicio o mantenimiento, para el rango de temperatura ambiente de la Subestación.

Los equipos y conexiones dentro de cada compartimiento deberán ser dispuestos de manera tal que permitan la rápida remoción y sustitución de cualquier sección con la mínima interferencia y perturbación de las secciones presurizadas adyacentes.


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El Equipo externo de tratamiento de gas podrá ser conectado para tratamiento, complementación o sustitución de gas sin necesidad de retirar de operación el conjunto de GIS.

3.1.2. CARCASAS

3.1.2.1. GENERALIDADES

Las carcasas de los equipos y componentes de la GIS deberán ser construidos en aleación de aluminio o acero con espesor tal, que reduzca las pérdidas debidas a las corrientes parásitas y circulantes y deberán ser provistos de dispositivos que eviten su rotura por aumento de presión del SF6.

La carcasa deberá tener la misma capacidad de conducción de corriente que el conductor y deberá abastecer blindaje total para anular las fuerzas debidas al cortocircuito y limitar substancialmente el campo magnético externo. Las carcasas deberán ser del tipo monofásico, modular, de diseño estandarizado. Las carcasas deberán estar de acuerdo con la Norma ASME Pressure Vessel Code. Las carcasas deberán tener una elevación de temperatura no superior a 30ºC en los puntos accesibles a los operadores, como establecido en el apartado 4.4.2 de la Norma IEC 62271-203.

En los puntos posibles de desmontaje para ensayos o mantenimiento, el acoplamiento de las carcasas deberá ser hecho por medio de bridas de acoplamiento atornillados. En los puntos no posibles de desmontaje será aceptable soldadura en el campo. Todos los empalmes y conexiones deberán ser proyectados para compensar los esfuerzos de expansión y contracción sin deformación o mal funcionamiento y sin forzar los dispositivos de sustentación, fundaciones y/o estructuras soportes.

El diseño y la construcción de los elementos de acoplamiento deberán ser tales que garanticen un perfecto sello del conjunto y proporcione una continuidad eléctrica de la carcasa en cualquier condición operativa.

Deberán ser previstas aperturas con tapas de inspección atornilladas y dotadas de guarniciones adecuadas, a prueba de polvo, y de la intemperie, para facilitar la inspección y el mantenimiento con el equipo desenergizado, atendiendo a los requisitos de sello y soportabilidad a la presión, compatibles con aquéllos impuestos a los demás componentes de la GIS.

El material de la guarnición y el diseño de la tapa deberán ser tales que la guarnición no sea dañada por las operaciones de apertura y cierre.

3.1.2.2. REQUISITOS DE PRESIÓN

Las carcasas deberán ser dimensionadas para aguantar vacío total y la presión de diseño especificada.

La presión de prueba deberá ser igual a 2 (dos) veces la presión de diseño, siendo ésta definida como la presión de operación desarrollada en el límite superior de la temperatura ambiente y a la máxima elevación de temperatura debida la circulación de la corriente nominal y al efecto de proximidad de las otras carcasas.


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3.1.2.3. CAPACIDAD DE SOPORTAR ARCO

La carcasa deberá ser proyectada y construida de modo que resista arcos internos con intensidades de corriente hasta la corriente nominal de cortocircuito especificada, con duración igual al tiempo necesario para operación del sistema de protección y actuación de los equipos de corte para despejar la falla, sin causar la perforación de cualquier parte o componente de la carcasa.

3.1.2.4. DISPOSITIVO DE ALIVIO DE SOBRE-PRESIÓN

Cada compartimiento de gas deberá tener un dispositivo de alivio de presión para proteger mecánicamente la carcasa, limitando la sobre-presión de acuerdo con los requisitos de protección de la carcasa. El dispositivo de alivio de presión deberá ser proyectado para operar con sobre-presiones debidas a defectos internos, incluyendo arcos con la corriente nominal de cortocircuito especificada, ocurridos en cualquier cámara de las carcasas. La actuación del dispositivo de alivio deberá evitar que la presión resultante exceda la presión de prueba especificada para la carcasa. El dispositivo de alivio deberá ser equipado con tubo deflector, o dispositivo similar, para dirigir el flujo de gas y productos descompuestos con el fin de preservar la seguridad de las personas.

3.1.2.5. REQUISITOS DE PROTECCIÓN DE LAS CARCASAS

La protección de la carcasa deberá ser proyectada considerando los siguientes parámetros:

Tiempo de operación de la protección eléctrica.

Volumen de cada compartimiento de gas.

Capacidad de la carcasa aguantar arcos internos sin perforación.

Capacidad de la carcasa aguantar presión interna.

Ajuste del dispositivo de alivio de presión.

Estos parámetros deberán ser coordinados para cualquier compartimiento de gas, de la siguiente manera:

El ajuste del dispositivo de alivio de presión deberá evitar, en cualquier circunstancia, el aumento de la presión interna arriba de la presión de prueba.

El dispositivo de alivio de presión no deberá operar si la última protección eléctrica de respaldo opera normalmente.

La carcasa deberá resistir los arcos internos, sin perforación, hasta la actuación del dispositivo de alivio de presión.

3.1.2.6. CONEXIONES FLEXIBLES

Conexiones flexibles o de expansión: deberán ser adecuadas para absorber la expansión y contracción térmica de los equipos, así como todas las otras fuerzas aplicadas externamente. Las conexiones flexibles o de expansión y las estructuras soporte ajustables deberán ser proyectadas para compensar con razonable tolerancia la fabricación y montaje de los propios equipos de la GIS y de los cables a los cuales están conectados.

Las Secciones conectadas por medio de conexiones flexibles u otro tipo de conexión,


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deberán ser construidas de modo que eviten desplazamientos después de la conclusión del cableado. El conjunto deberá ser proyectado para mantener la posición y esfuerzo mecánico originales del equipo.

3.1.2.7 CONDUCTORES

Los conductores utilizados en las barras, interruptores, seccionadores de puesta a tierra, seccionadores de fase y otros componentes de la GIS, deberán ser de cobre o aleación de aluminio de alta conductividad con las capacidades nominales de conducción y cortocircuito especificados, con dimensiones y formato que satisfagan todos los requisitos eléctricos, mecánicos y térmicos.

Los conductores deberán ser de material homogéneo, exento de ampollas, fallas, rebabas y agrietamientos. Después de la fabricación y antes del acabado final los conductores deberán ser completamente limpios para retirar todo el material sobrante de los procesos de extrusión, laminación y fabricación.

Las conexiones entre conductores longitudinales, codos, puntos de derivación y llegadas al equipo de la GIS deberán ser hechas por medio de contactos múltiples con retorno individual por resorte, tipo tulipán. Los contactos deberán ser construidos con alta capacidad de conducción de corriente y superar los ensayos correspondientes, deberán aguantar los efectos térmicos y dinámicos de las corrientes de cortocircuito, que posean reducidos niveles de descargas parciales y resistan impactos mecánicos. Todas las superficies de contacto deberán ser plateadas. Las conexiones deberán ser proyectadas con contactos deslizantes u otro tipo similar, para compensar la contracción y expansión térmica del conductor.

Los contactos deberán ser encapsulados de modo que eviten la entrada de cualquier partícula producida por la acción de deslizamiento en el campo eléctrico de la GIS.

3.1.2.8 AISLADORES

Los conductores y partes metálicas energizadas de los equipos deberán ser mantenidas en el interior de la carcasa por soportes aisladores adecuados, colocados a intervalos regulares para mantener los conductores centrados con relación a las carcasas en condiciones normales y en condiciones de cortocircuito. Algunos de estos soportes aisladores deberán también servir de barreras de gas. Los soportes aisladores deberán ser moldeados en elementos tales como resina epóxica especialmente indicada para esta finalidad, con alta resistencia dieléctrica. El material aislador deberá tener alta resistencia a productos descompuestos del SF6 en virtud de arcos internos, humedad y aceite. No deben presentar reducción significativa de la rigidez dieléctrica durante la vida útil de la GIS. Los soportes aisladores deberán ser exentos de ampollas y defectos en la superficie, garantizando que no haya descargas parciales durante la prueba de tensión con frecuencia industrial y deberán presentar una distribución uniforme de tensión en toda su superficie. Las fijaciones mecánicas, entre el aislador y la carcasa y, particularmente, entre el aislador y el conductor, deberán ser especialmente construidas para bajos niveles de efecto corona.

Los aisladores deberán ser proyectados y construidos de modo que aguanten los esfuerzos producidos durante la operación, tales como presiones diferenciales de gas, sobre presiones debidas a defectos internos, corrientes de cortocircuito desequilibradas y


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efectos térmicos debidos a condiciones normales de operación y durante defectos. No deberán alterar significativamente, en su cercanía, el campo eléctrico en el interior de la GIS. Deberán tener la capacidad de soportar plena presión en un compartimiento y vacio en el adyacente, con el fin de minimizar al máximo las desconexiones en los mantenimientos.

3.1.2.9 COMPARTIMIENTO DE GAS

La GIS deberá ser dividida en varios compartimientos herméticos, separados unos de los otros por barreras de gas. La disposición y dimensionamiento de los compartimientos deberá permitir una fácil despresurización, desmontaje y remoción o sustitución de cualquier compartimiento con mínima interferencia y perturbación del compartimiento presurizado adyacente. La disposición deberá minimizar el tiempo de mantenimiento o de ejecución de los servicios, eliminando la necesidad de desmontaje y transferencia de gas en los compartimientos adyacentes.

Los siguientes equipos de la GIS deberán constituir compartimientos individuales y autónomos:

Cada fase de interruptor.

Cada fase del transformador de potencial.

Cada fase del transformador de corriente.

Cada fase del buje de transición.

Cada compartimiento deberá ser equipado con válvulas de llenado, vaciado, retiro de muestras de gas, monitoreo permanente.

Cada compartimiento de gas deberá tener suficiente material filtrante y absorbente de humedad con durabilidad mínima para cinco años de operación sin sustitución. El material filtrante y deshidratante no deberá reaccionar con la humedad y productos descompuestos del SF6 y no deberá introducir cualquier tipo de contaminación, polvo y partículas sólidas en el campo eléctrico. Los recipientes del secador deberán ser extraíbles de los compartimientos para sustitución o recuperación.

3.1.3. SISTEMA DE SUPERVISIÓN DE GAS

3.1.3.1. SUPERVISIÓN DE DENSIDAD

Cada compartimiento deberá poseer un dispositivo de supervisión de densidad del gas SF6 para monitoreo continuo. Cada dispositivo de supervisión de densidad será equipado con dos contactos eléctricamente independientes. Uno de los contactos será ajustado para actuación de alarma en el caso de disminución de la densidad del gas, adentro del rango seguro de densidad operacional, indicando la necesidad de reposición del gas. El otro contacto será ajustado para operación con la caída de densidad del gas abajo de la banda segura de densidad operacional. El cableado de los contactos deberá ser llevado a los Tableros de control pertinentes para proveer la desconexión, alarma e indicación local, identificando positivamente el compartimiento fallado.

Deberá ser suministrado un (1) equipo portátil especial, que contenga un densímetro y un termómetro electrónico, alimentado por una batería recargable, para medir e indicar la densidad y la temperatura del gas adentro de un compartimiento. Este equipo deberá ser


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adecuado para ser acoplado a válvulas de llenado o vaciado de un compartimiento para efectuar la medición de la temperatura y densidad del gas de aquel compartimiento.

3.1.3.2 SUPERVISIÓN DE PRESIÓN DEL GAS SF6

Todos los compartimientos de gas deberán ser provistos con dispositivos de alarma y disparo por baja presión del Gas SF6. El cableado de los contactos deberá ser llevado a los Tableros de control pertinentes para proveer la desconexión, alarma e indicación local.

3.2. BARRA

3.2.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de la barra de Potencia tipo GIS (Gas Insulated Switchgear) que deben cumplir con los requisitos técnicos establecidos en la última edición de la publicación IEC 62271-203 switchgear and controlgear – Part 203: Gás-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages of 52 kV and above.

3.2.2. TIPO

Las barras deberán ser aisladas internamente con gas SF6, sometidas a una presión tal que se garanticen todas las características eléctricas constantes de operación normal. Todas las barras deberán ser diseñadas y construidas de modo que preserven un flujo magnético externo reducido, deberán ser divididas en compartimientos estanques, separadas entre sí por barreras apropiadas.

El diseño y la construcción de los elementos de acoplamiento deberá ser tal que garanticen una perfecta estanqueidad del conjunto.

Deberán ser adoptados coeficientes de seguridad, especialmente en todas las partes sujetas a tensiones mecánicas severas o de difícil determinación.

Las barras de tipo GIS deberán ser encapsuladas en SF6 por cada fase, para formar un juego trifásico a 230kV, en configuración de interruptor y medio.

3.3. INTERRUPTORES DE POTENCIA

3.3.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de los Interruptores de Potencia tipo GIS (Gas Insulated Switchgear) que deben cumplir con los requisitos técnicos establecidos en la última edición de la publicación IEC 62271-100, “High voltaje alternating current circuit breakers” y IEC 62271-101 – High-voltage switchgear and controlgear – Part 101: Synthetic testing.


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3.3.2. TIPO

Los interruptores deben ser trifásicos, tipo GIS encapsulado en SF6 (hexafloruro de azufre). Todos Los interruptores deben ser de disparo libre, tanto mecánicamente como eléctricamente y tendrá sistema anti-bombeo.

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 por discrepancia de polos y el cierre debe ser bloqueado durante cualquier anomalía del mecanismo del interruptor.

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

3.3.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

Las siguientes son las características técnicas de los interruptores:

TABLA 3.3.3A

ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD CARACTERÍSTICAS

230KV

1. Mínima corriente nominal líneas A 3150

2. Mínima corriente nominal A 3150

3. Frecuencia nominal Hz 60

4. Duración del corto circuito S 1

5. Corriente de corto circuito nominal kA 40

6. Valor de corriente pico admisible kA 104

7. Voltaje nominal máximo, kV kV 245

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

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2

9. Nivel máximo de aislamiento por maniobra (BSL)

kV Pico

Ver Tabla 2.3.2

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

Según Norma IEC-62271-100 para los

niveles de aislamiento definidos

11. Distancia Mínima de Fuga mm Ver Tabla 2.3.3

12.

Nivel de Radio Interferencia:

Interruptor cerrado, a tierra

Interruptor Abierto, a tierra

Según Norma IEC-

62271-100

TABLA 3.3.3B - Características Básicas Específicas de los Interruptores


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230kV

1. Tiempo de apertura total máximo Ciclos 2

2.

Corriente de apertura de corto circuito nominal:

Corriente de corto circuito

Porcentaje de componente D.C.

kA %

40 65

3. Nivel de corriente de corto Circuito de diseño (Making current)

kA 104

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

Según Norma IEC-62271-

100

5. Características nominales fallas de línea corta.

Según Normas, IEC

6. Corriente nominal de apertura fuera de fase.

Según Normas, IEC

7. Comportamiento de apertura de corrientes capacitivas.

Según Normas, IEC

8. Comportamiento de apertura de pequeñas corrientes inductivas.

Según Norma IEC-62271-

100

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

10. Simultaneidad de polos Según Normas IEC-

62271-100, IEC 567.5 200-300

3.3.4. 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.

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 en los transformadores y en los reactores. Se debe indicar la experiencia de estos aparatos en otras instalaciones y se deben adjuntar copias certificadas de las pruebas de operación y efectividad de las mismas. El diseño de los interruptores debe incluir los elementos necesarios tal que se minimice el efecto corona.

El mecanismo de operación de los interruptores debe tener dos (2) bobinas independientes de disparo 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). El mecanismo de operación deberá proporcionar un cierre y una apertura lenta que permita ajustes al interruptor, además debe poseer un sistema de acumulación de energía para efectuar la secuencia nominal de operaciones.

Los mecanismos deben estar equipados con un contador de operaciones y deben poseer indicador de posición.

Las carcasas deberán alojar las cámaras de interrupción, los capacitores para distribución


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de tensiones entre cámaras, los elementos filtrantes y demás elementos requeridos para preservación del gas.

Los interruptores 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 Contratista debe garantizar que los interruptores trabajan correctamente en caso de tener sistemas no sincronizados en los terminales con interruptor abierto, como consecuencia de la separación de los sistemas interconectados.

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 cuatro (4) contactos normalmente abiertos y cuatro (4) 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.

El mecanismo de control debe tener voltaje normal de operación de 125VDC (Ver Capitulo 2). Las bobinas de 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 o bombas de aceite deben operar con 125VDC. Los motores de los compresores deben ser de inducción para operar a 208/120VAC trifásicos, (Ver Capitulo 2). Alternativamente se pueden ofrecer motores para compresores de 125VDC, indicando ventajas y desventajas de usar esta alimentación. Los calentadores ambientales y la iluminación de los tableros locales de control deben tener un voltaje de operación de 120VAC (Ver Capitulo 2). Los interruptores deben estar equipados con indicador visual en campo para la posición del mismo.

3.3.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS

Cada interruptor debe tener su placa de datos, en español, de acuerdo con la Norma IEC-62271-100 “High voltaje alternating current circuit breakers”, incluyendo además los siguientes datos:

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

Altitud de diseño en m.

Peso en kg.

Presión nominal de funcionamiento.

3.3.6. PRUEBAS

Las pruebas tipo y de rutina de los interruptores deben estar de acuerdo con la última publicación de la Norma IEC 62271-100 “High voltaje alternating current circuit breakers”.


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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.

a) 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.

b) 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.

c) 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:

Ensayos de fugas de SF6. Comprobación del sistema de supervisión de gas. Medición de contenido de humedad del gas. Medida de tiempos de operación. Verificación de enclavamiento. Medida de resistencia de los contactos principales. Operación de contactos de reserva. Corriente de consumo del motor Resistencia de contactos principales. Velocidad de contactos. Pruebas de tiempos O-C-O. Tensión mínima de apertura. Tensión mínima de cierre.

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

3.4. SECCIONADORES DE FASE Y SECCIONADORES DE PUESTA A TIERRA

3.4.1. ALCANCE

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


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de los seccionadores para y las cuchillas de puesta a tierra.

3.4.2. NORMAS

Los equipos deben cumplir con la última edición de las normas IEC 62271-102, “Alternating current disconnectors and earthing switches” y IEC 62271-104 – High-voltage switchgear and controlgear – Part 104: High-voltage switches for rated voltages of 52 kV and above, aplicables a seccionadores, cuchillas de puesta a tierra.

3.4.3. TIPO

Los seccionadores deben ser de tipo GIS encapsulados en SF6, deben ser de accionamiento manual y motorizado, tripolar o monopolar según la urbanización de los equipos en el patio y el diseño de las subestaciones. Los seccionadores de puesta a tierra deben ser aptos para maniobrar las corrientes inducidas por los otros circuitos.

El diseño detallado, a cargo del contratista, determinará la cantidad y la ubicación de las cuchillas de puesta a tierra, según los compartimientos y las prestaciones de seguridad necesarias para el mantenimiento.


Las siguientes son las características técnicas de los seccionadores:

TABLA 3.4.4

Item DESCRIPCIÓN Unidad CARACTERÍSTICAS

230kV

1. Mínima corriente nominal A 1600

2. Mínima corriente nominal para las bahías de línea A 1600


4. Duración del corto circuito s 1

5. Corriente de corto circuito nominal kA 40

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

kA 104

7. Voltaje nominal máximo, kV kV 230

8.

Nivel máximo de aislamiento por impulso de rayo:

A tierra

A través Distancia Aislamiento

kV

Pico

Ver Tabla 2.3.2 Ver IEC 62271-102 Y

IEC 129

8.

Nivel máximo de aislamiento por maniobra:

A tierra

A través Distancia Aislamiento

kV

Pico

Ver Tabla 2.3.2

Ver IEC 62271-102

9.

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

A tierra

A través de aparato abierto

kV kV

Ver IEC 62271-100 Ver IEC 62271-100

10. Distancia Mínima de Fuga Mm Ver Tabla 2.3.1


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Item DESCRIPCIÓN Unidad CARACTERÍSTICAS

230kV

11

Capacidad de apertura de corrientes:

Capacitivas

Inductivas

A A

1 2

12 Elevación de temperatura IEC 62271-1 y IEC 694

3.4.5. REQUISITOS 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 remotamente desde la casa de control. Los seccionadores deben tener auto-bloqueo en las posiciones abierta y cerrada.

Los seccionadores de puesta a tierra previstos para aterrizar cada una de las barras y las salidas de las líneas de transmisión deberán ser de acción rápida, operadas por mecanismo accionado por un resorte precargado.

Los seccionadores de fase deben ser aptos para maniobrar con corrientes capacitivas provocadas por cargas electrostáticas retenidas en secciones de la GIS o de las líneas de transmisión, de acuerdo con lo estipulado en la publicación IEC 62271-102, IEC 60517. 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.

El diseño de los contactos del circuito principal de los seccionadores de fase y de los seccionadores de puesta a tierra deberá ser tal que las fuerzas electromagnéticas actúen para mantener el cierre y aumentar la presión de contacto cuando se dé la ocurrencia de valores próximos a los valores especificados de corrientes soportables de cresta y de corta duración.

La calefacción y la iluminación de los tableros locales de control deben ser para 120VAC (Ver Capitulo 2).

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


3.4.6.1. CUCHILLAS

Todas las cuchillas de puesta a tierra para mantenimiento deben ir en una envoltura de seccionador o en una sección independiente, en T por ejemplo.

La indicación de posición de seccionadores y de las cuchillas debe incluirse en la unidad básica y contener, preferiblemente, mirillas a través de las cuales se puede ver directamente el estado de los contactos de los seccionadores de fase y de las cuchillas de puesta a tierra.

El sistema debe contener preferiblemente bridas aisladas entre el seccionador de puesta


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a tierra y el compartimiento de gas, y además enlaces en la conexión a tierra; éstos van colocados a un lado de los interruptores para permitir mediciones en los transformadores de intensidad y hacer mediciones de la velocidad del interruptor, sin abrir los compartimientos.

Debe contener una cerradura en la envolvente del mecanismo de los seccionadores de puesta atierra.

Debe contener una cerradura en la envolvente de los mecanismos de los seccionadores y cuchillas de puesta atierra tales que eviten el ingreso no autorizado de la manivela.

El diseño debe ser tal que minimice el efecto corona.

3.4.6.2. CONTACTOS DE LOS SECCIONADORES

Los contactos deben ser del tipo de alta presión, diseñados para llevar la corriente nominal y las corrientes de corto circuito sin sobrecalentamientos ni daños. Los contactos deben ser protegidos por una pantalla de distribución de campo.

Los seccionadores de fase, de puesta a tierra deberán ser diseñados y construidos para aterrizar los terminales de los contactos de los circuitos principales desenergizados (en condiciones normales) y descargar las cargas eléctricas almacenadas en los respectivos trechos de la GIS.

3.4.6.3. 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.

El indicador de posición, junto con los contactos auxiliares debe estar acoplados mecánicamente al mando.

3.4.6.4. 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.

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, seis (6) contactos normalmente abiertos y seis (6) cerrados libres de potencial por cada cuchilla de puesta a tierra.

3.4.6.5. MECANISMO MANUAL DE OPERACIÓN

El mecanismo debe estar alojado en una caja de acero galvanizado. Las partes


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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.

3.4.6.6. MECANISMO MOTORIZADO DE OPERACIÓN

Todos los seccionadores y cuchillas de puesta a tierra deben suministrarse con un motor de 125VDC (Ver Capitulo 2).

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 local. La alimentación eléctrica de los motores se debe desconectar automáticamente cuando la operación se hace manual.

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

3.4.7. 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:


Distancia de fuga en mm.


Peso completo del seccionador en kg.

3.4.8. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

Las pruebas tipo deben estar de acuerdo con lo estipulado en la publicación IEC 129. Se deben suministrar protocolos de pruebas tipo realizadas a equipos idénticos a los suministrados con una vigencia no superior a diez (10) años.


Las pruebas de rutina deben ser realizadas de acuerdo con lo contenido en la publicación IEC 129.


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:

Medición de resistencia de transferencia de las juntas acopladas en el emplazamiento.


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Ensayos de fugas de SF6. Comprobación del sistema de supervisión de gas. Medición de contenido de humedad del gas. Medida de tiempos de operación. Verificación de enclavamiento. Medida de resistencia de los contactos principales. Operación de contactos de reserva. Corriente de consumo del motor.

3.5. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

3.5.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de los transformadores de corriente.

3.5.2. 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”.

3.5.3. TIPO Y ACCESORIOS

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, y específicamente, cumplir todos los requisitos técnicos exigidos por la Resolución 1 CREG 025 de 1995, en lo referente al Código de Medida y sus anexos.

Deben ser del tipo GIS encapsulados en SF6, aunque el proponente puede presentar alternativas en la construcción de estos.

Todos los transformadores de intensidad deben ir alojados en una envolvente metálica puesta a tierra. Los núcleos toroidales colocados concéntricamente alrededor de una barra conductora primaria en una sección de los conductos de SF6, deben tener una separación aislada para evitar corrientes de retorno. La separación debe ir puenteada por fuera de los núcleos.

El número de núcleos, precisión, corriente del primario y relación son las indicadas en los planos y en las listas de equipos.

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


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protecciones, instrumentos y cables conectados. Esta capacidad debe ser al menos 1.2 veces la realmente conectada.

3.5.4. CARACTERISTICAS TÉCNICAS

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

TABLA 3.5.4


230kV

1 Voltaje máximo fase-fase kV 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

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 de la bahía correspondiente.

3.5.5. PLACA DE CARACTERÍSTICAS

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.

3.5.6. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

Las pruebas tipo y de rutina deben ser las establecidas en las normas IEC 60044-1, IEC


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60694, IEC 60517. 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 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 establecidas en la publicación IEC 60044-1 e IEC 60044-6. Los respectivos protocolos de prueba deberán ser avalados por el Interventor para la UPME.


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

Resistencia de devanados. Resistencia de aislamiento. Tangente delta. Medida de relación de transformación. Polaridad. Curva de excitación.

3.6. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN

3.6.1. 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.

3.6.2. NORMAS

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

3.6.3. TIPO

La construcción de los transformadores tensión podrán ser encapsulados formando parte de la GIS para las bahías de líneas y transformación o de tipo convencional.

El diseño detallado, a cargo de proveedor, tendrá en cuenta que la conexión de los transformadores de tensión será entre fase y tierra. La precisión de cada devanado debe cumplirse sin la necesidad de utilizar cargas externas adicionales. Deben tener precisión


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0.2s, según IEC, y específicamente, cumplir todos los requisitos técnicos exigidos por la Resolución CREG 025 de 1995, en lo referente al Código de Medida y sus anexos.


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

TABLA 3.6.4


230kV

1. Voltaje primario nominal, fase tierra

kV 230/√3


3. Voltaje nominal secundario, para la bobina principal y auxiliar

V 115/√3

4.

Salida nominal a 0.8 factor de potencia:

Bobinas principal y auxiliar

Carga máxima simultánea

VA

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

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 ( según planos )

3P 0.2

11. Capacitancia pF El contratista debe definir este valor.

12 Distancia mínima de fuga Mm Ver tabla 2.3.1

3.6.5. REQUISITOS GENERALES

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


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El proponente debe investigar si existe posibilidad de que se presente un caso de ferro-resonancia por la interacción de la capacitancia de la instalación con la inductancia del transformador de tensión. Si esto fuera posible, debe incluir en el suministro las unidades de amortiguación necesarias para contrarrestar dicho efecto.

Las conexiones en estrella de los arrollamientos secundarios y a tierra de los divisores de tensión deben ser realizadas en un gabinete externo de conexiones de la bahía correspondiente.


3.6.6.1. 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.

3.6.6.2. ACCESORIOS

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

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

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

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

3.6.7 PLACA DE CARACTERÍSTICAS

Cada Transformador de Tensión capacitivo 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.

3.6.8. PRUEBAS

a) Pruebas tipo

Las pruebas tipo deben estar de acuerdo con la publicación IEC 60186 “Voltaje transformers”, 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 diez (10) años.


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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. Los respectivos protocolos de prueba deberán ser avalados para la UPME por el Interventor.


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

Prueba de polaridad. Medidas de condiciones de aislamiento. Medida de relación de transformación. Factor de potencia

Curva de saturación

3.7. PARARRAYOS

3.7.1. ALCANCE

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

3.7.2. NORMAS

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

3.7.3. TIPO

La construcción de los pararrayos pueden ser encapsulados formando parte de la GIS para las bahías de líneas y transformación o tipo convencional con su propia estructura de soporte, teniendo en cuenta que las llegadas de las líneas serán en conductor desnudo. El proponente debe cotizar los dos tipos de pararrayos para que la EMPRESA seleccione el más económico o que mejor se adapte a las condiciones de la subestación.

El tipo de fabricación de los pararrayos externos serán de tipo óxido de zinc (ZnO), sin explosores, equipados con dispositivos de alivio de presión, o especificaciones del fabricante si forman parte de los equipos encapsulados de la subestación GIS. Los pararrayos se conectarán fase a tierra. En todo caso la selección de los pararrayos deberá estar de acuerdo con la norma IEC 60099-5, “Selection and application recommendations”

Será responsabilidad del Contratista los estudios especiales, confirmar los datos y selección de los pararrayos de la subestación de tal manera que los pararrayos ofrecidos estén de acuerdo a las Normas IEC, a estas especificaciones y que maneje las sobretensiones temporales máximas (TOV) que resulten del Estudio de Sobretensiones


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Transitorias que se debe hacer dentro de los estudios de Ingeniería que debe realizar.

Además, si el Contratista puede ofrecer un pararrayos mejor al tomado como típico en estos criterios de prediseño, los niveles de aislamiento pueden reducirse, previa aprobación de EEB.


Las siguientes son las características técnicas de los pararrayos:

TABLA 3.7.4


230kV

1. Voltaje nominal máximo, línea a línea (Vm)

kV 245


3. Sistema de puesta a tierra Aterrizado

4. Voltaje de operación continuo kV 141,5

5. Voltaje nominal kV 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 2.3.2

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.

kV Pico


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

kV Pico


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


3.7.5.1. PARARRAYOS OFRECIDOS

Es responsabilidad del Contratista confirmar los datos y selección del pararrayos de tal


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manera que los pararrayos ofrecido estén de acuerdo con las normas IEC, 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.

3.7.5.2. 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. Los contadores de descarga deben instalarse a 1.5m del nivel del piso.

3.7.5.3. 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.

3.7.5.4. 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.

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


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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. Los respectivos protocolos de prueba deberán ser avalados por el Interventor para la UPME.

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 aislamiento.

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.

3.8. AISLADORES DE TRANSICIÓN

3.8.1. ALCANCE

Este capítulo especifica los requisitos para el diseño, fabricación, pruebas y suministros de los aisladores para las subestaciones, completos con sus accesorios.

3.8.2. NORMAS

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

3.8.3. 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.


Los bujes de transición SF6-AIRE forman parte de los equipos contenidos de la subestación encapsulada tipo GIS y su fabricación debe ser preferiblemente de porcelana. Se aceptará alternativas con aisladores poliméricos siempre que se cumpla con los criterios técnicos y mecánicos de los aisladores de porcelana.

Las características de los bujes de transición, incluyendo la distancia de fuga, para la


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subestación de 500kV, deben 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 detallado del Contratista.

El BIL y BSL de las subestación para definir estos bujes se indican en la Tabla 2.3.2 de las especificaciones.

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

3.8.5. 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 diez (10) años.

b) 3.8.5.2 Pruebas de rutina

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

3.9. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Y COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA

Se deberá suministrar el conector de tierra de la GIS, como parte integrante de su suministro. El conector de tierra y las conexiones a las carcasas de los equipos deberán ser proyectados para distribuir adecuadamente las corrientes circulantes entre los diversos puntos de puesta a tierra de las carcasas, para recibir las corrientes de falla y disipar estas corrientes a través de conexión adecuada con el sistema de puesta a tierra de la Subestación.

Todos los conductores de puesta a tierra deberán ser dimensionados como sigue:

Corriente soportable nominal de corta duración 1s (eficaz): 40kA

Se deberá proyectar la puesta a tierra interna de la GIS hasta el colector de tierra de la misma y de equipos accesorios en conformidad con los requisitos de seguridad personal y operacional. Se deberá asesorar a la obra civil sobre el desarrollo del diseño del sistema de puesta a tierra del área de montaje de la GIS y de su integración en el sistema de puesta a tierra general de la Subestación.

El diseño de la puesta a tierra deberá estar de acuerdo con los siguientes requisitos:

Las estructuras soporte y carcasas de los equipos de 550kV deberán operar en el potencial de tierra.

Las corrientes circulantes en las carcasas no deberán fluir a través de las estructuras soportes de los equipos.


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Las corrientes circulantes no deberán fluir a través de la malla de tierra de la Subestación.

Las corrientes circulantes y de cortocircuito no deberán producir tensiones peligrosas de paso y de toque. El diseño deberá limitar estas tensiones en los valores especificados en el RETIE y en la recomendación IEEE 80.

En caso que sean utilizados más de un colector para interconexión de la malla de tierra, los colectores serán suministrados e interconectados entre sí y después ligados a la malla en un único punto a la malla de tierra para evitar la circulación de corrientes por la malla de tierra de la Subestación.

Todas las conexiones de puesta a tierra deberán aguantar con seguridad las fuerzas electromagnéticas y sobrecalentamiento debidas a la máxima corriente de cortocircuito prevista, por el tiempo de duración especificado.

Todas las conexiones de puesta a tierra deberán ser de fácil acceso para inspección y mantenimiento.

Las conexiones de puesta a tierra deberán ser proyectadas con baja impedancia para transitorios de corrientes de alta frecuencia, evitando descargas entre elementos aterrizados de los equipos.

Conexiones entre metales diferentes deberán ser hechas con conectores adecuados para esta finalidad.


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4. MALLA A TIERRA

4.1. ALCANCE

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

4.2. 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.

La corriente de falla a tierra, para efectos del diseño de la malla, es el siguiente:

TABLA 4.2

SUBESTACIÓN VOLTAJE (kV) Icc (kA)

Reforma 230 40

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

4.3. 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:

4.3.1. 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 4/0 AWG. Los conductores equipotenciales deben tener un calibre no inferior a No 2/0 AWG.

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.

4.3.2. VARILLAS DE PUESTA A TIERRA


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

4.4. CONEXIONES

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

4.5. 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.

4.6. 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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5. REPUESTOS Y HERRAMIENTAS ESPECIALES

5.1. ALCANCE

Este Capítulo 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.

5.2. 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 reemplazables.

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.

5.3. HERRAMIENTAS ESPECIALES

Se deben recomendar y cotizar todas las herramientas especiales que se requieran para el mantenimiento o reemplazo 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 5.3

Item Descripción Cantidad

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

2 Equipo para vaciar, licuar, llenar, secar y purificar SF6, con accesorios de conexión, para S/E encapsulada.

1

3 Detectores de fugas de SF6 portátiles. 1

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


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6. MONTAJE, PRUEBAS DE CAMPO Y PUESTA EN SERVICIO

6.1. ALCANCE

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

6.2. 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.

6.3. 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


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y sistemas permanezcan en condiciones óptimas de operación durante períodos 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.

6.4. PRUEBAS DE CAMPO

6.4.1. 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.

6.4.2. 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.

6.5. 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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7. OPERACIÓN, CAPACITACIÓN Y ENTREGA

7.1. 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.

7.2. 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 subestacion, conocer los detalles de los interruptores, seccionadores y haber participado en las pruebas de puesta en servicio de los componentes mencionados.

7.3. 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.

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


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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.

7.4. 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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8. ESTUDIOS, DISEÑOS, PLANOS, MANUALES

8.1. ALCANCE

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

8.2. NORMAS

Las normas que se deben utilizar son las de la IEC, del IEEE y el Anexo CC7 del Código de Redes (Resolución 025 de 1995 de la CREG).

8.3. ESTUDIOS Y CÁLCULOS

Los trabajos a cargo del Contratista incluyen los siguientes estudios, cálculos e informes asociados al diseño electromecánico:

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 de protecciones 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, el Código de Redes (Resolución 025 de 1995 de la CREG) 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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8.3.1. SOBRETENSIONES Y COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

Se debe simular el sistema de líneas y subestaciones de 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.

8.3.2. 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.

8.3.3. 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.

8.3.4. 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.

8.3.5. SERVICIOS AUXILIARES

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

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

8.3.6. 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.

8.3.7. CARGAS MECÁNICAS

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

8.3.8. 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.


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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.

8.3.9. 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.

8.3.10. 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.

8.3.11. 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.

8.3.12. 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.

8.3.13. 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.

8.3.14. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS

Con base en las especificaciones detalladas definitivas, la Resolución 025 de 1995 de la CREG, 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


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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.

8.4. 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, el Código de Redes (Resolución 025 de 1995 de la CREG), 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.

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:

8.4.1. 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.

8.4.2. 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.


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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.

8.4.3. 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.

Arquitectura del sistema de control.

8.4.4. 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.

8.4.5. 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.

8.4.6. 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.

8.4.7. LISTA DE CABLES

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

8.4.8. PLANOS DE SERVICIOS AUXILIARES Y DE EMERGENCIA

Diagramas unifilares.


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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.

8.5. MANUALES

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

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 de cada subestación como conjunto.

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.

8.6. 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.

PLAN DE EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISION … · marca ABB - REB670 para las dos (2) barras de...

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