Ee-e010 - Paneles y Reles de Proteccion

INGENIERÍA, PROCURA Y CONSTRUCCIÓN PARA LAS SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN ASOCIADAS A LA PLANTA TERMOZULIA III

PROYECTO: DOCUMENTO No: No: EE-E010 DISCIPLINA: DISCIPLINA: ELECTRICIDAD REVISIÓN: 0 FECHA: 02/09

CONTENIDO:

ESPECIFICACIONES ESPECIFICACIONES TÉCNICAS GENERALES PANELES Y RELÉS DE PROTECCIÓN Y CONTROL

DOCUMENTOS DE REFERENCIA:

OBSERVACIONES: EMISIÓN PARA EL CONCURSO ABIERTO

ELABORADO POR: Ing. Ali Lobo

REVISADO POR:

APROBADO POR:

Ing. Iván Zambrano Ing. Edgar Lugo

CONTENIDO 1. ALCANCE .........................................................................................................................4 2. NORMAS APLICABLES ................................................ ........................................................................ ................................ ............... .............. .......... ... 4 2.1 Normas Nacionales ................................................................................. ........ ............... .............. .......... ... 4 2.2 Normas Internacionales ....................................................................................................4 3. DEFINICIONES ................................................................................................ ................................................................................. ...................... .............. ...........5 4. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES ........................................... .................................... ............... ............... ....... 5 4.1 Generalidades ...................................................................................................................5 4.2 Condiciones de Servicio.................................................... ............................................................................................... ................................................ .....6 4.3 Diseño Antisísmico .................................................................................. ........... ................... ............. ..... 6 4.4 Cargas Mecánicas de Diseño y Factores de Seguridad ....................................................6 ....................................................6 5. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES ......................................................7 ......................................................7 5.1 Generalidades ...................................................................................................................7 5.2 Disposición de equipos en paneles...................................................... .................................................................................. ................................8 ................................................................................................................................................88 ................................................................................................................................................ 5.3 Cableado de Control .......................................................................................................18 18 5.3.1 Cableado Interno...................................................... ........................................................................................... ............................................. ............... ....... 18 5.3.2 Cableado externo................................................... ....................................................................................................... ....................................................... ...20 20 5.4 Regletas Terminales ........................................................................................ .......................................... ..................................................... ............... ........ 21 5.5 Bloques de Prueba Pru eba...................................................... ................................................................................................... .................................................... ........23 2. 3 5.6 Calentadores .................................................................................................. ........................................... ................................................................. ................. ....... 23 6. CONSTRUCCIÓN Y DISPOSICIÓN ............................................................... ....... ................................................................. .............. ..... 23 6.1 Generalidades ................................................................................................ ......................................... ................................................................. ................. ....... 23 6.2 Estructura y Rigidez Mecánica ..................................................................... .............................................................. .............. ............... ............ 23 6.3 Bases Soporte ................................................................................................... ............................................................. .............................................. .............. ...... 24 6.4 Acceso a los paneles .......................................................................................................25 25 6.5 Seguridad ........................................................................................................................26 26 6.6 Canalización de Cables ........................................................ ............................................................................... .............................. .............. ........... .... 26 6.7 Terminales de Puesta a Tierra ........................................................................ ........................ ....................................................... .............. ...........26 6.8 Facilidades para el Montaje del Mantenimiento.......................................... .................................................. ............... ........... .... 27 6.9 Soldaduras ....................................................................................................... ......................................................... ..................................................... ............... ........ 27 6.10 Galvanización ...............................................................................................................27 27 6.11 Pintura ..................................................... .................................................................................................... ...................................................... ............... ............... ....... 27 7. RELÉS ..............................................................................................................................28 28 7.1 Generalidades ................................................................................................ ......................................... ................................................................. ................. ....... 28 7.2 Diferencial Difer encial de Línea.................................................. ............................................................................................. .................................................. ........... .... 30 7.2.1 7.2 .1 Gen Genera erall 30 7.3 Distancia................................................ ........................................................................................................ ......................................................................... ...................33 33 7.3.1 7.3 .1 Gen Genera erall 33

7.3.2 Función recierre................................................. ................................................................................... ......................................... ............... ............... ...........44 7.3.3 Protección Contra Falla de Interruptor....................................................... ......................................................................... ..................46 46 7.3.4 Verificador de Sincronismo .................................................. ....................................................................... ............................ .............. ........... .... 46 7.4 Diferencial de barras en 115/138 kV y 230 kV.................................................. ............................................................. ...........47 47 7.4.1 Generales..................................................... ............................................................................................................. ................................................................. ......... 47 7.5 Diferencial del Transformador Transf ormador..................................................... ............................................................................... ................................. ...........51 7.5.1 Generales..................................................... ............................................................................................................. ................................................................. ......... 51 7.6 Oscilografía........................................................ ...................................................................................................... ..................................................... ............... ........ 54 7.7 Comunicación ................................................ ...................................................................................... .............................................. ............... .............. ............ ..... 55 7.8. Diferencial de Barras en Celdas de 13,8/34,5 KV.................................... ........................................... ............... .............. ...... 57 7.9 Medición ........................................................ .............................................................................................. .............................................. ............... .............. ............ ..... 58 7.9 Hardware........................................................ ...................................................................................................... ..................................................... ............... ........ 58 7.10 Otras Características.................................................. ................................................................................................ ..................................................59 59 8. PLACAS DE CARACTERÍSTICAS ...............................................................................59 ...............................................................................59 9. PLANOS, CÁLCULOS E INFORMACIÓN TÉCNICA ................................. ........................................ ............... ..........60 9.1 Planos a ser Presentados .................................................................................................60 60 9.2 Documentación Técnica, Planos y Notas de Cálculo. ....................................................60 ....................................................60 10. EMBALAJE Y TRANSPORTE .................................................................... ....................................................... .................... ............... ..........62 11. REPUESTOS Y HERRAMIENTAS ................................................................. ....................................................... ................. ............ ..... 63 12. PRUEBAS ......................................................................................................................63 63 13. GARANTÍAS TÉCNICAS ............................................................................. ................................................... ................................. ............... ........ 63

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS GENERALES PANELES Y RELÉS DE PROTECCIÓN Y CONTROL

1.

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ALCANCE

Estas especificaciones cubren los requerimientos de diseño, fabricación, pruebas y suministro de los paneles y relés de protección y control, a ser usados en las subestaciones de la C.A. ENERGÍA ELÉCTRICA VENEZUELA (ENELVEN).

2.

NORMAS APLICABLES

2.1

Normas Nacionales

Los paneles y relés de protección y control deberán cumplir, con lo que aplique, en lo establecido en las más recientes ediciones de las Normas COVENIN y NORVEN.

2.2

Normas Internacionales

Los paneles y relés de protección y control deberán cumplir con todo lo establecido en la más reciente edición de las siguientes normas y publicaciones internacionales, así como cualquier enmienda a las mismas. Estas normas se consideran complementarias entre sí, pero si se produjeran discrepancias entre ellas, se tomará la más exigente en el tópico en el que se discrepe.

a) Normas ANSI (American National Standards Institute) ANSI C37.20 ANSI C37.1 ANSI C37.38

Switchgear Assemblies including Metal-Enclosed Bus. Relays Systems Associated With Electrical Power Apparatus. “Panelboard”

b) Normas IEC (International Electrotechnical Commission)

IEC IEC 255 IEC 144

International Electrotechnical Vocabulary Group 25: Generation, Transmission and Distribution of Electrical Energy Electrical Relays “Degrees of Protection of Enclosure for Low-Voltage”


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c) Normas ASTM (American Society for Testing and Materials) ASTM A 123 ASTM A153 ASTM A 239 ASTM A 366 ASTM A 394

Specification for Zinc (hot dip galvanized) Coating on Iron and Steel Products. Specification for Zinc Coating (hot dip) on Iron and Steel Hardware. Standard Method of Test for Locating the Thinnest Spot in a Zinc (galvanized) Coating on Iron or Steel Articles by the Preece Test (copper sulfate dip). Steel, carbon, cold-rolled sheet, comercial quality. Galvanized Steel, transmission tower bolts and nuts.

d) Normas NEMA (National Electrical Manufacturers Association) NEMA CC-1 NEMA SG-4 NEMA SG-5 NEMA 250 NEMA NEMA Standards Publication 2501997

3.

“Electric Power Connections” “Standards for Power Connections” “Power Switching Assemblies for NEC/NFPA” “Enclosures for Electrical Equipment” “PB-1 Panelboard” “Enclosures for Electrical Equipment (1000 Volts Maximum)”

DEFINICIONES

Las definiciones que se adoptarán en estas Especificaciones serán las contenidas en las Normas Nacionales e Internacionales antes indicadas.

4.

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES

4.1

Generalidades


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Los paneles y relés de protección y control, serán para uso interior, según Ingeniería de Detalle del PROYECTO, y capaces de trabajar continuamente bajo las condiciones ambientales y sísmicas descritas en las secciones 4.2 y 4.3.

4.2

Condiciones de Servicio

Los paneles y relés de protección y control, deberán ser diseñados y construidos para servicio en zonas tropicales y bajo las condiciones ambientales y meteorológicas indicadas en el Documento CD-G001 – “Lineamientos y Criterios de Diseño Subestaciones Eléctricas” - Anexo 1. Tomando en cuenta que dichas condiciones son de carácter general, cualquier modificación u otros requerimientos adicionales podrán ser indicados en los Requerimientos técnicos Particulares. Sin embargo, el CONTRATISTA será responsable de recopilar la data referente a las condiciones meteorológicas y ambientales predominantes en las zonas donde se desarrollará cada proyecto, incluido en el alcance de este concurso abierto, en base a registros de organismos reconocidos en la materia.

4.3

Diseño Antisísmico

Las condiciones sísmicas predominantes en la zona son indicadas en el Documento CD-G001- Lineamientos y Criterios de Diseño Subestaciones-Anexo 1. Sin embargo, el CONTRATISTA será responsable de recopilar la data referente a las condiciones sísmicas predominantes en las zonas donde se desarrollará cada proyecto, incluido en el alcance de este concurso abierto, en base a registros de organismos reconocidos en la materia.

4.4

Cargas Mecánicas de Diseño y Factores de Seguridad

Los Paneles, con todos sus accesorios, deberán proyectarse y construirse de manera de resistir sin daño ni deformaciones permanentes y mantenerse operacionales durante y después de estar sometidos a las cargas normales de operación estipuladas.


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Los paneles deberán ser construidos con lámina de acero con un espesor mínimo de 3 milímetros.

5.

CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES

5.1

Generalidades

Los paneles de protección deben contemplar como mínimo lo siguiente: Cada panel deberá poseer rejillas de ventilación cuya disposición estará sujeta a la aprobación por parte de EL ENTE CONTRATANTE. Estas rejillas deberán ser a prueba de roedores e insectos. Cada panel deberá estar provisto de un calentador de ambiente, con protección mecánica que prevenga el contacto inadvertido del personal con el elemento térmico. El calentador deberá ser del tipo de baja temperatura, para un voltaje de 120 VAC con su correspondiente regulador de temperatura y protección termo magnética monopolar del tipo miniatura. Cada panel estará provisto de una lámpara fluorescente para iluminación interior conectada en C.A. y accionada por un interruptor en la puerta principal el cual hará encender o apagar la lámpara automáticamente al abrir dicha puerta. Se colocará además un juego de tomacorrientes en 120 VAC con capacidad no menor a 20 A. Cada panel poseerá un brazo mecánico que permita mantener las puertas abiertas sin que la misma se cierre producto del peso de los equipos y de la cantidad de cables que viene de su interior. Cada panel debe de proveer un tipo de protección detrás de los diferentes equipos o dispositivos que permite el resguardo de la fibra óptica que se conecta a ellos, con la finalidad de evitar daños en los conectores productos de golpes en esa área. Los paneles serán provistos de canales porta cables con capacidad suficiente para albergar todos los cables provenientes de los equipos, así como los cables provenientes del patio. Adicionalmente estarán provisto de canales exclusivos para la fibra óptica entre equipo dentro del panel y entre paneles, por ningún


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motivo se aceptaran que la fibra óptica valla instalada en los canales de cables de protección, control entre otros. El cabl cablea eado do de las las regl reglet etas as será será efec efectu tuad ado o de form forma a tal tal que que los los cabl cables es provenientes de los equipos de protección, entren por la parte superior de las regletas, no permitiéndose más de dos cables en cada punto de regleta. La instalación de los diferentes reles de protecciones en la puerta del panel debe ser ser por por enci encima ma de 0.75 0.75 metro metro,, medi medido do desd desde e el piso. piso. No se acep acepta tara ran n disposiciones de equipos que estén por debajo de esta medida. Las características físicas particulares de los paneles de protección y control, cumplirán con lo siguiente: o o o o o o o o o

Dimensiones externas: Configuración: Tipo de equipamiento alojado: Diseñado de marco: Puerta frontal: Cerraduras: Acabado superficies externas e internas: Grado de protección: Clasificación de grado ado sísmicos: os:

5.2 5.2

2200x800x800mm (HxAxProf .) .) Duplex (dos cuerpos Control/Protección)

Chasis 19” Abisagrado Metálica con vidrio Doble pestillo 5 mm ANSI No. 61 IP40 OE

Disp Dispos osic iciión de equi equipo pos s en pan panel eles es

La sección de los Paneles de Protección se clasificará de acuerdo a su función y el nivel de voltaje voltaje de operación de la línea, línea, según se detalla a continuación:

Protección Líneas de Transmisión Urbanas (PLTU-Terminal de Línea) Para terminal de línea en 138 kV, estará constituido por los siguientes relés: •

•

Prot Protec ecci ción ón Prin Princi cipa pal:l: Relé Relé Difer Diferenc encia iall de Línea Línea como funci función ón princi principa pall con con Distancia y Direccional de Fase y Tierra Integrada (87L/21/67/67N) Protección Secundaria: Relé de Distancia Multifuncional (21S+67/67N)


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Para terminal de línea en 230 kV (PLTU-Terminal de Línea), estará constituido por los siguientes relés: •

• •

Prot Protec ecci ción ón Prin Princi cipa pal:l: Relé Relé Difer Diferenc encia iall de Línea Línea como funci función ón princi principa pall con con Distancia y Direccional de Fase y Tierra Integrada (87L/21/67/67N) Protección Secundaria: Relé de Distancia Multifuncional (21S+67/67N) Prot Protec ecci ción ón Inte Interr rrup upto tor: r: Relé Relé Mult Multififun unci cion onal al (50(50-62 62BF BF,, 79 y 25), 25), uno uno por por interruptor.

Protección Líneas de Transmisión Urbanas (PLTU-Configuración Interruptor y 1/2) Para Para term termin inal al de Inte Interru rrupt ptor or y Medi Medio o en 138 138 kV, kV, estará estará const constititui uido do por por los siguientes relés: •

• •

Prot Protec ecci ción ón Prin Princi cipa pal:l: Relé Relé Diferen Diferenci cial al de Línea Línea como como func funció ión n prin princi cipa pall con con Distancia y Direccional de Fase y Tierra Integrada (87L/21/67/67N) Protección Secundaria: Relé de Distancia Multifuncional (21S+67/67N) Control Control de Interruptor: Interruptor: Relé Multifuncional Multifuncional (Control, medición, 79 y 25), uno por interruptor.

Este tipo de panel contiene los reles diferencial de bahía, reles de disparo y bloqueo, mímico de bahía, entre otros. Protección Trafo-Línea (PPLG) Estará constituido por los siguientes relés: •

•

Prot Protec ecci ción ón Prin Princi cipa pal:l: Relé Relé Diferen Diferenci cial al de Línea Línea como como func funció ión n prin princi cipa pall con con Distancia y Direccional de Fase y Tierra Integrada (87L/21/67/67N) Protección Secundaria: Relé Diferencial de Línea como función principal con Distancia y Direccional de Fase y Tierra Integrada (87L/21/67/67N) con Relé Direccional de Sobrecorriente Fase y Tierra (67/67N)

Panel Protección Línea de Transmisión Rural (PLTR) Estará constituido por los siguientes relés: •

Prot Protec ecci ción ón Prin Princi cipa pal:l:

Relé Relé de Dis Dista tanc ncia ia (21P (21P+6 +67/ 7/67 67N) N)


•

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Protección Secundaria: Relé de Distancia (21S+67/67N)

Panel Protección Diferencial de Barras (PDB) Este Panel estará constituido por los siguientes relés: •

•

Prot Protec ecci ción ón de Bahí Bahía: a: Relé elé Dif Diferen erenci cial al de Bahí ahía (87B (87B+ +62BF 62BF+5 +50 0 Zona Zona Terminal) Panel Protección Central: Relé Diferencial Central (87B)

Panel Protección Transformadores (PTx) Estará constituido por los siguientes relés: • •

•

Protec Protecció ción n Princi Principal pal:: Relé Relé Difer Diferenci encial al del del Transf Transform ormador ador (87T Trideva Tridevanado nado)) Prot Protec ecci ción ón Secu Secund ndari aria: a: Relé Relé de Sobr Sobreco ecorr rrien iente te Dire Direcci cciona onall inst instant antán ánea ea / temporizada fase y tierra (67+ 67N) lado de Alta. Unidades Unidades Adquisición: Adquisición: IED´s para adquisición adquisición de las variables eléctricas eléctricas del Tx necesarias en el Control Numérico, así como su Regulación.

Panel Protección Autotransformadores (PATx) Estará constituido por los siguientes relés: Relé Relé Dife Difere renc ncia iall Cort Corta a del del Auto Autotr tran ansf sfor orma mado dorr (87T (87T Tridevanado) Protec Protecció ción n Secund Secundari aria: a: Relé Relé Diferen Diferencia ciall Larga Larga del Autotr Autotransf ansform ormador ador (87T Mult Multid idev evan anad ado) o) con con Relé elé de Sobr Sobrec ecor orri rien entte Direccional instantánea / temporizada fase y tierra (67+ 67N) lado de Alta. Panel de Control (PC) Estará constituido por los siguientes dispositivos: •

Prot Protec ecci ción ón Prin Princi cipa pal:l:

•

•

Unid Unidade adess de Adqui Adquisic sició ión n de Dato Datoss asoc asocia iadas das a los los equip equipos os de pote potenc ncia ia instalados en el lado de alta tensión, estos son las llegadas de línea y el acople de barras.

SUPERVISIÓN Y CONTROL DE INTERRUPTORES


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La selección de los paneles de control estará constituida por: •

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Switches de control abrir-cerrar interruptores (101) : los switches de control para Abrir - Cerrar los Interruptores, serán del tipo de operación segura, es decir, conmutadores con indicación y luz de discrepancia. Esto con el fin de advertir al operador en el momento de realizar cualquier operación y evitar de esta manera operaciones erróneas. Así mismo, estos switches deberán ser tipo compactos, (la cantidad de contactos auxiliares sera definida en la ingeniería de detalle), capacidad de 20 A continuos, 600 VAC. Los switches de control deberán incorporar indicación luminosa. Indicadores de Posición para los Seccionadores: los indicadores de posición de los seccionadores deberán ser del tipo servomotor, en 125 VCC, las cuales indicarán la posición del equipo. La nomenclatura del indicador a usar es la siguiente: o Indicador en posición vertical: Equipo Cerrado. o Indicador en posición horizontal: Equipo Abierto.

La disposición o ubicación en los paneles de estos indicadores y switches tendrán la configuración (Mímico) de la Bahía (barra simple, barra principal – Transferencia, H-Normalizada, interruptor y medio, entre otros) y sistema de protección asociado a la configuración. En este mímico se deberá, también mostrar el estado del interruptor y seccionadores asociados. •

•

•

Los relés auxiliares para la supervisores de voltaje 125 VCC (74X), deberán tener la capacidad de supervisar la bobina de disparo de los interruptores en cualquiera de los estados, (abierto o cerrado) y deberán tener dos juegos de contactos para alarma. Por interruptor se deberán instalar dos relés auxiliares, ya que los interruptores contienen dos bobinas de disparos. Los Relés de Control (uno por cada Interruptor) manejarán la operación de apertura y cierre manual de forma remota (104/C y 104/T) en 125 VCC serán de dos juegos de contactos NC/NO de capacidad de 10 A continuos. Contendrá las funciones de Sincronismo, Recierre y Medición Local en configuraciones de interruptor y medio. Los Display para la Medición Local.


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El Relé para el monitoreo del Autotransformador (en el caso de las salidas de los ATx).

Los Paneles de Protección de Red Troncal y Generación se clasificarán de acuerdo a su función y el nivel de voltaje de operación de la línea, según se detalla a continuación: Panel Protección Líneas de Transmisión Red Troncal (PLRT) Este panel estará constituido por los siguientes relés: • • •

Protección Principal: Relé de Distancia (21S+67/67N) Protección Secundaria: Relé de Distancia (21S+67/67N) Protección Interruptor: Relé Multifuncional (50-62BF, 79 y 25), uno por interruptor.

Panel Protección Líneas Generador (PPG) Este panel estará constituido por los siguientes relés: •

•

Protección Principal: Relé Diferencial de Línea como función principal con Distancia y Direccional de Fase y Tierra Integrada (87L/21/67/67N) Protección Secundaria: Relé Diferencial de Línea como función principal con Distancia y Direccional de Fase y Tierra Integrada (87L/ 21/67/67N) con Relé Direccional de Sobrecorriente (67 y 67N).

Los paneles consistirán en un ensamblaje de estructuras estacionarias y de los accesorios necesarios distribuidos en compartimentos individuales, como se indica a continuación:

Esquema de Protección con Sistema de Control Numérico


TIPO

DESCRIPCIÓN •

•

PLTU (PLTU-

Terminal de Línea)

Panel Protección Línea de Transmisión Urbana

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•

PLTU-

Panel Protección Configuració Línea de n Interruptor Transmisión Urbana y 1/2

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RELÉS DE PROTECCIÓN Y CONTROL Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección diferencial de línea (87L) como Protección Primaria, con funciones de protección 21 y 67/67N, con una función de distancia de al menos 2 zonas, la cual funcionará en paralelo con la protección diferencial de linea. Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de distancia (21S) y 67/67N como protección secundaria instantánea y temporizada, con las funciones de protección 27, 59 y Stub. Relés de control multifuncional (Control y Medición) por línea para 138KV y 230KV. Auxiliares supervisión de esquema de protección / disparo transferido de acuerdo a la Ingeniería de Detalle. Relé Multifuncional (50-62BF, 79 y 25), uno por interruptor. Solo para los terminales en 230 kV. Un Relé auxiliar de disparo y bloqueo (86/BF) con autosupervisor para la protección falla del interruptor de cada línea. Un Relé auxiliar de disparo y bloqueo (86L) con autosupervisor encargado de recibir el disparo directo transferido del extremo remoto de cada línea. Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección diferencial de línea (87L) como Protección Primaria, con funciones de protección 21 y 67/67N, con una función de distancia de al menos 2 zonas, la cual funcionará en paralelo con la protección diferencial de línea. Un Relé numérico trifásico fase segregada


TIPO

DESCRIPCIÓN

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•

•

•

•

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RELÉS DE PROTECCIÓN Y CONTROL para la protección de distancia (21S) y 67/67N como protección secundaria instantánea y temporizada, con las funciones de protección 27, 59 y Stub. Relés Diferenciales de Bahía. Con Selectores externos para bloqueo de las funciones (62BF, 87B y 50 Zona Muerta). Relés de Control y auxiliares supervisión de esquema de protección / disparo transferido de acuerdo a la Ingeniería de Detalle. Relé Multifuncional (Control, medición, 79 y 25), uno por interruptor, para 138kV y/o 230Kv. Un Relé auxiliar de disparo y bloqueo (86/BF) con autosupervisor para la protección falla del interruptor de cada línea. Un Relé auxiliar de disparo y bloqueo (86L) con autosupervisor encargado de recibir el disparo directo transferido del extremo remoto de cada línea.


TIPO

DESCRIPCIÓN •

Panel Protección Línea Línea (Urbana-Urbana)

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PPLL •

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Panel Protección Línea Línea (RuralRural) •

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PTx

Panel Protección Transformador

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RELÉS DE PROTECCIÓN Y CONTROL Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección diferencial de línea (87L) como Protección Primaria, con funciones de protección 21 y 67/67N, con una función de distancia de al menos 2 zonas, la cual funcionará en paralelo con la protección diferencial de línea. Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de distancia (21S) y 67/67N como protección secundaria instantánea y temporizada, con las funciones de protección 27, 59 y Stub. Relés Diferenciales de Bahía. Con Selectores externos para bloqueo de las funciones (62BF, 87B y 50 Zona Muerta). Relés de Control y auxiliares supervisión de esquema de protección / disparo transferido de acuerdo a la Ingeniería de Detalle. Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de distancia (21P) y 67/67N instantánea y temporizada, como Protección Primaria, con las funciones de protección 27, 59 y Stub. Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de distancia (21S) y 67/67N instantánea y temporizada, como protección secundaria, con las funciones de protección 27, 59 y Stub. Relés Diferenciales de Bahía. Con Selectores externos para bloqueo de las funciones (62BF, 87B y 50 Zona Muerta) Relés de Control y auxiliares supervisión de esquema de protección / disparo transferido de acuerdo a la Ingeniería de Detalle. Un Relé numérico trifásico, multidevanado, fase segregada para la protección


TIPO

DESCRIPCIÓN

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•

•

PATx

Panel Protección LíneaAutoTx (Urbana o Rural-Auto Tx)

•

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RELÉS DE PROTECCIÓN Y CONTROL diferencial primaria del transformador (87T) con las funciones de sobre corriente de fase y tierra de tiempo e instantáneo (50-51 A, B, C, N) para cada devanado y la función 50BF, la cual será utilizada como protección del interruptor de enlace H-120. Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de sobre corriente de fase y tierra, de tiempo e instantáneo (6750/51 A, B, C, N) lado de Alta tensión. Reles auxiliares de disparo y bloqueo con autosupervisión de CC, según Ingeniería de Detalle. Un Relé auxiliar de disparo y bloqueo (86T1) con autosupervisor para protección principal. Para cada transformador. Un Relé auxiliar de disparo y bloqueo (86T2) con autosupervisor para protección secundaria. Para cada transformador. Un Relé auxiliar de disparo y bloqueo (86/BF) con autosupervición para la protección falla del interruptor H-120. Protecciones de Línea urbana o rural, según sea el caso requerido. Un Relé numérico trifásico, multidevado, fase segregada para la protección diferencial primaria corta del autotransformador (87T) con las funciones de sobre corriente de fase y tierra de tiempo e instantáneo (A, B, C, N) para cada devanado (Incluye una entrada de corriente para Neutro del ATx. Un Relé numérico trifásico, multidevado, fase segregada para la protección diferencial secundaria (larga) del autotransformador (87T).


TIPO

DESCRIPCIÓN •

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• •

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PLRT

Panel Protección Línea Red Troncal

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PDB

PBC

Panel Protección Diferencial de Barras Central

Panel Separación de Áreas y Bote de Carga

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• • •

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RELÉS DE PROTECCIÓN Y CONTROL Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de sobre corriente direccional de fase y tierra, de tiempo e instantáneo (67 A, B, C, 67N) lado de Alta tensión. Relés Diferenciales de Bahía. Relés de Control y auxiliares de disparo y bloqueo con autosupervisión de CC, según Ingeniería de Detalle. Relé de Monitoreo del AutoTx. Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de distancia (21P) y 67/67N instantánea y temporizada, como Protección Primaria, con las funciones de protección 27, 59 y Stub. Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de distancia (21S) y 67/67N instantánea y temporizada, como protección secundaria, con las funciones de protección 27, 59 y Stub. Relés Multifuncional (50-62BF, 25 y 79) y auxiliares supervisión de esquema de protección / disparo transferido de acuerdo a la Ingeniería de Detalle. Unidad Central para la protección diferencial de barras Selectores externos para bloqueo de las funciones (62BF, 87B y 50 Zona Muerta) Relés auxiliares de disparo y bloqueo con autosupervisión de CC, según Ingeniería de Detalle Relé de Frecuencia(81) Rele de Bajo/Sobre voltaje (27/59) Relés auxiliares de disparo y bloqueo con autosupervisión de CC, según Ingeniería


TIPO

DESCRIPCIÓN •

PC

Panel de Control •

PHMI

Panel Interfaz Hombre Máquina

• • • • •

PLD

Panel de Protección Líneas Distribución •

•

PBC

Panel de protección banco de condensadores

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RELÉS DE PROTECCIÓN Y CONTROL de Detalle Relés de adquisición y control de los equipos de potencia en el lado de alta tensión (configuración barra sensilla con acople) Computador (Uno para protección y el Gateway) Monitor Teclado Switch LAN Impresora Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de sobre corriente de fase y tierra, de tiempo e instantáneo (6750/51+67-50/51N) con funciones 50-62BF, 27, 81, 46 y 79. Reles auxiliares de disparo y bloqueo y supervisión de CC, según Ingeniería de Detalle. Un Relé numérico trifásico fase segregada para la protección de sobre corriente de fase y tierra, de tiempo e instantáneo (50/51-50/51N) con funciones 50-62BF, 27, 81, 46 y 59. Reles auxiliares de disparo y bloqueo y supervisión de CC, según Ingeniería de Detalle.

NOTA: 1.- Todos los relés de protección mencionados en la tabla anterior deben mostrar a través de los leds de su frontal y por protocolo de comunicación la señalización de disparos por fase así como de la función por la cual haya disparado. 5.3

Cableado de Control

5.3.1 Cableado Interno


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Cables Internos Todos los cables de control deberán ser del tipo termoplástico aislado para 600 V, 105 °C, color gris, cobre trenzado, clase K, según normas IPCEA-S-61-402 y de un calibre no menor al No. 14 AWG (41 hilos) para señales de control y disparo. El cableado de los circuitos de corriente deberá ser de calibre no menor al No. 10 AWG, de cobre, de acuerdo a lo indicado en la ingeniería de detalle. Todos los cables usados para conexiones externas serán conectados a regletas terminales. No más de dos cables serán conectados a cualquier punto y deberán ser terminados con cables desnudos solo hasta el nivel de acceso que permita la regleta. El procedimiento para el marcado de los cables de control se hará en forma cruzada y consistirá en la colocación de la información de los dos puntos de conexión (local y remoto) en cada uno de los extremos del cable de control. No se aceptará ningún otro tipo de procedimiento de identificación. Los extremos de cada cable deberán ser debidamente identificados, por marcadores del tipo termocontraible o cintas adhesivas. No se aceptarán ningún otro tipo de marcadores. Los cables de control deberán estar colocados dentro de canaletas plásticas con tapa removible, las cuales no podrán estar llenas sino hasta un 70% de su capacidad, de modo de dejar reserva futura. El cableado deberá ser realizado dentro de canaletas plásticas adecuadas, con tapa removible usadas para alojar los cables unipolares destinados a las interconexiones y deberán ser de una capacidad adecuada. Los canales portacables usados para el cableado interno deberán tener una capacidad de reserva del 30% para poder realizar modificaciones y/o ampliaciones futuras. El grupo de cables que quede expuesto, deberá estar dispuesto en grupos compactos ligados, los cuales deberán ser instalados en forma vertical y horizontal, haciendo ángulos rectos cuando necesiten ser desviados.


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Los grupos de cables que estén sometidos a flexión, tales como los que alimenten a instrumentos instalados sobre marcos o chapas móviles (puertas) deberán proveerse con una longitud adecuada de tal manera que no se produzca esfuerzos en los puntos de conexión cuando ellos sean llevados a su máxima posición.

Fibra Óptica El procedimiento para el marcado de los cables de fibra óptica se hará en forma cruzada y consistirá en la colocación de la información de los dos puntos de conexión (local y remoto) en cada uno de los extremos del cable de control. No se aceptará ningún otro tipo de procedimiento de identificación. Los extremos de cada cable deberán ser debidamente identificados, por marcadores del tipo termocontraible o cintas adhesivas. No se aceptarán ningún otro tipo de marcadores. El cableado deberá ser realizado dentro de canaletas plásticas adecuadas, con tapa removible usadas para alojar el cable de fibra óptica destinados a las interconexiones entre paneles o entre equipos dentro del panel, la canaleta deberán ser de una capacidad adecuada. Los cables de fibra óptica deberán estar colocados dentro de canaletas plásticas con tapa removible, las cuales no podrán estar llenas sino hasta un 70% de su capacidad, de modo de dejar reserva futura. Los canales portacables usados para el cableado interno de la fibra óptica deberán tener una capacidad de reserva del 30% para poder realizar modificaciones y/o ampliaciones futuras.

5.3.2 Cableado externo Cables Exteriores Todos los cables para señales de control, de corriente o voltaje serán de PVCPVC, apantallado, 75 °C, 600 V, de cobre trenzado, tipo B, de calibres según se indica a continuación:


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Señales de Control: No menor al N° 14 AWG Señales de Voltaje: No menor al N° 12 AWG Señales de Corriente: No menor al N° 10 AWG Los cables de control deberán estar dispuestos de tal forma que se podrán inspeccionar fácilmente. Deberá evitarse la interferencia de los cables de control cuando un instrumento o equipo necesite ser removido.

Fibra Óptica La fibra óptica a utilizarse deberá contar como mínimo con las siguientes características protección mecánica, revestida en acrilato y protegido con cinta de acero corrugada.

5.4

Regletas Terminales

Deberán suministrarse las regletas terminales necesarias para las conexiones del cableado. Todos los cables de control, protección, señales AC y DC, deberán ser llevados y conectados a regletas. Las conexiones hechas a las regletas y a los dispositivos internos deberán ser terminadas con conductor debidamente desprovisto de su aislamiento (desnudo), en longitud suficiente para ser conectado en la regleta terminal. Las borneras, que conforman las regletas, serán diseñadas y fabricadas de acuerdo a la Norma IEC 60947-7-1, serán del tipo a compresión por resorte (SPRING CONECTION), sin tornillo, que garantice resistencia a la vibración, de material auto extinguible, grado V0 según UL 94, temperaturas de 120 ºC y libre de mantenimiento. No se aceptará la utilización de terminales tipo “Ojo”, pin, etc. Las regletas a ser utilizadas en los tableros o paneles serán de los siguientes tipos y funciones: •

Regletas Terminales cortocircuitables en estrella, para la conexión externa


•

•

•

•

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de las señales de corriente, desde el respectivo transformador de corriente. Regletas Cortocircuitables por fase, para la conexión interna de la señal de corriente, al equipo de protección. Regletas Seccionables por fase, para la conexión interna de la señal de voltaje al dispositivo de protección. Regleta Terminal Seccionable, para la alimentación auxiliar en 125 VDC, de los equipos de medición y la interconexión con otro tableros Regletas Terminales, del tipo universal, la cual se utilizará para la conexión externa de la señal de voltaje, desde el respectivo transformador de voltaje u otros paneles.

Todo cable de control deberá llegar a una regleta terminal o al borne de un equipo. No se aceptarán conexiones entre cables sin pasar por regleta o instrumento. Las regletas terminales deberán tener, como mínimo, 20% de puntos libres de reserva. No se conectarán más de dos cables en borne de regleta o equipo. Aquellas regletas que estén destinadas a recibir cables de control provenientes de equipos remotos, deberán estar dispuestas de tal forma que éstos lleguen a un mismo lado de la regleta, mientras que los cables de control que provengan de la parte interna del panel, se conectan al lado opuesto. Los cables de control, asociados a una función determinada o específica, deberán llegar a una misma regleta o a una regleta adyacente. Las regletas deberán estar claramente identificadas con señales permanentes, así como también cada uno de sus puntos de conexión. En lo posible, las regletas deberán estar dispuestas en forma vertical a una distancia no menor de 10 cm de las canaletas y a no menos de 30 cm del piso. Todos los paneles, deberán estar provistas de protecciones pasatapas, destinadas a conducir y proteger adecuadamente, los cables que provienen del exterior. Estos cables, también deberán estar debidamente canalizados, desde su entrada a la hasta sus terminaciones, en un bloque terminal o regleta.


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Las regletas terminales para conexiones externas, deberán ser del tipo pesado, apropiadas para acomodar fácilmente 2 conductores trenzados No. 12 AWG usando conectores a compresión del tipo cerrado.

5.5

Bloques de Prueba

No se Instalaran Bloques de Prueba.

5.6

Calentadores

Cada Columna y su compartimiento de barra, deberán estar provistos de un calentador de espacio, de funcionamiento controlado por termostato, monofásico, adecuado para la tensión de servicios auxiliares que sea especificada. Los calentadores deberán ser usados para disminuir los efectos de la humedad y del moho, y deberán estar alimentados a través de interruptores termomagnéticos.

6.

CONSTRUCCIÓN Y DISPOSICIÓN

6.1

Generalidades

Los paneles serán para uso bajo techo (Indoor) bajo las condiciones ambientales y sísmicas descritas en la sección 4.2. y 4.3.

6.2

Estructura y Rigidez Mecánica

Los paneles se construirán en grupos de unidades descritas en la sección 5.2. Cada panel deberá ser construido con secciones modulares en acero laminado y elementos de acero estructural, soldadas y perforadas adecuadamente, donde sea necesario, con el fin de asegurar su rigidez mecánica. La estructura metálica de cada panel deberá estar compuesta por perfiles estructurales de acero en forma de "L" o "U", de dimensiones apropiadas para formar una estructura rígida auto soportante. Todas las juntas de los perfiles de los bastidores deberán llevar travesaños o


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refuerzos soldados de tal forma, que estos montantes y transversales formen ángulos rectos entre sí. Las láminas que recubren cada panel deberán ser de acero, espesor no menor a 3,00 mm. La deflexión de la lámina no deberá exceder de los límites siguientes:

ANCHO DE LA LÁMINA (mm) 650 650 A 850 >850

DEFLEXIÓN MÁXIMA (mm) 1,6 2,4 3,2

Las uniones verticales de los paneles, expuestas a la vista, deberán ser fabricadas y aseguradas con pernos para impedir el paso de un calibrador de 1 mm en cualquiera de las juntas. Las superficies planas expuestas no se deberán desviar más de 1,5 mm con respecto al plano verdadero. No se harán juntas en el tope de superficies externas. Los bordes de las láminas deberán ser en forma de ángulo o canal, dobladas a un radio de 6 mm con soldaduras a todo lo largo, esmeriladas y lisas en las esquinas. Se deberán suministrar todos los pernos y tornillos necesarios para el montaje de los elementos con arandelas planas y de presión. Todas las secciones de la estructura metálica de un panel, deberán estar conectadas efectivamente a la barra de puesta a tierra de la Columna. A tal fin, se deberán utilizar arandelas estriadas en los tornillos que unen las partes estructurales. Las superficies expuestas visibles desde el frente no deberán estar perforadas ni soldadas.

6.3

Bases Soporte

La estructura de cada panel, deberá estar ensamblada sobre una base metálica galvanizada en caliente, fabricada con perfiles “U”, de 120 mm de ancho, como mínimo.


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El conjunto del panel o sus unidades deberán estar ensambladas de tal forma, que la erección en sitio sea fácil y permita que las unidades componentes del grupo, sean separadas fácilmente al incluir unidades intermedias adicionales, si fuese necesario. Cada panel deberá estar provisto de los medios para ser acoplado mecánicamente a otros paneles adyacentes. Estos acoples deberán ser fácilmente removibles y deberán ser adecuados para asegurar que cada conjunto pueda ser movido como un solo elemento. Además, las bases deberán tener los medios para su fijación a la fundación del banco del panel.

6.4

Acceso a los paneles

El diseño de cada panel debe ser de tal forma que permita el acceso fácil a aquellos componentes que requieran mantenimiento periódico. Las puertas de cada panel, deberán ser del tipo de apertura lateral unidas al cuerpo del panel mediante bisagras del tipo disimulado, que permitan giros en un ángulo no menor de 105 grados, medidos a partir de su posición de cierre, de tal forma que faciliten la salida cómoda de todos los equipos extraíbles alojados dentro de ellos. Deberán proveerse topes o cadenas, donde sean requeridos, para limitar el giro de las puertas y prevenir que se dañen las bisagras y los instrumentos ubicados en puertas adyacentes. Extraíble Cada panel poseerá un brazo mecánico que permita mantener las puertas abiertas sin que la misma se cierre producto del peso de los equipos y de la cantidad de cables que viene de su interior. Estas puertas deberán estar provistas de un dispositivo de cierre y de una manija cromada, con provisiones para colocar un candado tanto en la posición abierta como cerrada. Deberán suministrarse las empacaduras adecuadas a lo largo del sitio de unión entre las puertas y el cuerpo de las Columnas, para evitar la entrada de polvo y


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agua cuando estén cerradas. Todas las ventanillas para ventilación, deberán estar diseñadas y dispuestas en forma tal que, eviten la entrada de aguas lluvia o las salpicaduras de agua desde el piso. Las ventanillas, también deberán estar provistas de rejillas resistentes a la corrosión, con filtros removibles de material extraduro (que no requiera reemplazo), para evitar la entrada de insectos o de polvo Todas las puertas internas, deberán tener un grado de protección IP30 (COVENIN).

6.5

Seguridad

Deberán proveerse los medios para el paso de cables de potencia y de control desde una Columna a la otra. El diseño típico de cada panel deberá ser tal, que los efectos producidos por fallas eléctricas (explosiones, arcos y fuego) no se propaguen, en lo posible, de una sección a otra.

6.6

Canalización de Cables

Los paneles en su totalidad deberán estar provistos a todo su largo, de un canal para la distribución de los cables de control y de servicios auxiliares. El cableado de control y de servicios auxiliares dentro del canal, deberá ser continuo y sin empalmes. Los tramos de cables para interconectar las borneras de las diferentes secciones de Columnas, forman parte del alcance de este suministro.

6.7

Terminales de Puesta a Tierra

Deberá suministrarse una barra de puesta a tierra de cobre de alta conductividad, estirada en frío, colocada a lo largo de la parte inferior del panel y que tendrá


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suficientes perforaciones roscadas para tornillos de 5/16” de diámetro, rosca Standard, que permitirán la conexión a tierra de cualquier. La barra de tierra deberá fijarse con pernos al marco de cada panel, en una forma adecuada para que haga un buen contacto eléctrico con el mismo. La barra de puesta a tierra estará equipada con un conector adecuado para recibir un cable de cobre desnudo en el rango del 1/0 al 4/0 AWG para su conexión a la malla de tierra, de la subestación, y conectores adecuados para llevar a tierra la pantalla de los cables externos al panel en el rango del 10 al 6 AWG.

6.8

Facilidades para el Montaje del Mantenimiento

Se deberán soldar orejas o ganchos, adecuadamente ubicados para izar el equipo. Se deberán tomar las previsiones para que estos dispositivos no impidan el acople con unidades adyacentes.

6.9

Soldaduras

Todas las soldaduras deberán efectuarse de acuerdo con los últimos códigos, especificaciones y procesos recomendados por la “American Welding Society” o cualquier norma equivalente.

6.10 Galvanización Todas las partes metálicas deberán ser galvanizadas por inmersión en caliente, de acuerdo con las Normas ASTM A123 y A153.

6.11 Pintura Las partes de acero inoxidable, galvanizadas, de aluminio, terminales de potencia y puesta a tierra, no deberán ser pintadas. El tipo y color de la pintura de las partes que requieran pintura deberán ser aprobados por EL ENTE CONTRATANTE.


7.

RELÉS

7.1

Generalidades

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Los relés deberán cumplir los requisitos aplicables de la norma ANSI C37.1 o su equivalente IEC. Deberán ser instalados y cableados en la parte frontal del panel de protección. El arreglo de estos dispositivos estará sujeto a la aprobación de EL ENTE CONTRATANTE. Se deben proveer un arreglo que resguarde de daños la entrada o los conectores de la fibra óptica en los dispositivos. Todos los relés de protección serán de tecnología numérica (IED) con conectividad bajo Protocolo IEC 61850 para las Subestaciones Nuevas, para el caso de las ampliaciones en Subestaciones deberá permitir el intercambio de información en protocolos IEC 870-5-T103 ó DNP 3.0 Nivel 2. Todas las operaciones de ajustes y control de parámetros se realizarán desde la parte frontal del relé o a través de un computador personal (PC). La protección deberá contar con indicadores de operación, relé en servicio y falla interna del relé a través de un sistema de autodiagnóstico. El relé deberá disponer de contactos auxiliares para enviar señales de alarma. El CONTRATISTA garantizará el buen comportamiento y confiabilidad de cada componente y de todo el esquema en conjunto. Todos los equipos de protección deberán operar bajo las siguientes condiciones: -

Voltaje Nominal C.C Voltaje Auxiliar C.A Amperios Secundarios de CT’s Tensión Secundaria de PT’s Frecuencia Nominal de Red

: :

: 125 Vcc ± 10% 120 V ± 10% monofásico 1A-5A : 120-120/1,73 V : 60 Hz


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Todos los relés deberán ser suministrados en cajas protectoras contra el polvo o fibras, las cuales poseerán una pantalla o display gráfico que permita visualizar un diagrama unifilar del equipo a proteger y adicionalmente permita facilitar la visualización de los ajustes e indicadores de la protección. Se debe garantizar que los relés no operen accidentalmente debido a vibraciones o choques, como por ejemplo al abrir o cerrar las puertas de los tableros. Los elementos con funciones múltiples, tales como disparo y alarma, deberán tener contactos separados para cada función y estos serán llevados a terminal externo o punto de regleta. La cantidad de contactos y entradas binarias con las que deberá estar prevista la protección, será determinada en la Ingeniería de Detalle y debe ser previamente aprobado por EL ENTE CONTRATANTE. Asimismo se debe garantizar un 20% de reserva de contactos, entradas y salidas binarias. Los relés de protección deberán tener dispositivos para reposición manual y unidades indicadoras, tales como banderas u otros medios usados en relés de estado sólido, como diodos emisores de luz. Estos relés tendrán solamente dispositivos de reposición manual. Los relés de protección deberán ser del tipo empotrado, para montaje en Racks de 19”, con facilidades de extracción para calibración, pruebas y reemplazo. Todos los relés estarán galvánicamente separados del banco de baterías de la subestación que suple la tensión auxiliar de DC del equipo, mediante el uso de un convertidor DC/DC con rango de tensión entre 82 y 250 voltios y apropiado para servir la carga total del relé incluyendo sus accesorios. Este convertidor será completamente independiente de cualquier otro convertidor de la subestación, además todas las señales externas que intervienen en el funcionamiento del relé, estarán separadas galvánicamente de éste mediante opto acopladores adecuados para trabajar con 125 VDC. Todos los relés deberán ser del tipo extraíbles sin necesidad de desconectar el cableado y deberán ser sometidos a la aprobación de EL ENTE CONTRATANTE.


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Los relés de bandera deberán ser de reposición manual con su correspondiente inscripción en castellano. Los relés de bandera usados para alarma deberán discriminarse por fase y deberá suministrarse un relé de bandera de reserva por fase.

7.2

Diferencial de Línea

7.2.1 General Esta protección deberá ser totalmente digital con algoritmo numérico por fase segregada y tener un tiempo promedio máximo de operación de 30 mseg., para todo tipo de fallas. Deberá garantizar el correcto funcionamiento del equipo a una temperatura mayor o igual a 55 ºC. Sin embargo, el CONTRATISTA debe garantizar que su equipo sea capaz de funcionar correctamente a una temperatura de 70 °C. El dispositivo de protección tendrá un convertidor Analógico a Digital (A/D) de 16 bits. La velocidad de muestreo, asociada a las funciones de protección, debe ser mayor o igual a 16 muestras / ciclo. La sensibilidad del equipo deberá ser menor o igual a 5% de su corriente nominal para todo tipo de fallas, lo cual garantizará el despeje correcto de fallas a tierra de alta resistencia. El equipo deberá ser adecuado para proteger líneas o cables con una longitud mínima de 900 mts. y una longitud máxima de al menos 200 Km., con la posibilidad de ajustar la protección tanto local como remotamente. Deberán operar correctamente y en el tiempo máximo especificado durante cualquier condición de fuente débil en uno de los terminales de la línea protegida. Deberá poseer una función de sobrecorriente direccional de fase y tierra Instantánea y Temporizada, como función de protección de respaldo (50/67/67N51/67/67N).


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Deberá estar provisto de una función de bloqueo para evitar la actuación de la protección en condiciones de oscilación de potencia del sistema. El relé deberá poseer un mecanismo de auto supervisión continua. En el caso de presentarse una falla interna al relé, ésta deberá ser presentada con el código correspondiente en la pantalla frontal del relé, así como permitir enviarla remotamente. El relé deberá estar equipado con una función de localización de fallas, la cual deberá suministrar la siguiente información: -

Tipo de falla. Tipo de disparo. Valores de Pre-falla de voltajes y corrientes de carga. Voltajes y corrientes de falla. Componentes de secuencia. Distancia a la falla. Ángulo de la impedancia de falla. Retardo en el canal de comunicación. Relación Señal / Ruido para el caso de salida por Audio Tono. Número de bits de error para el caso de canales digitales.

El software del relé deberá permitir la evaluación de la información en ambos extremos de la línea de manera que garantice mayor exactitud en el cálculo de la distancia a la falla. La protección deberá disponer de al menos siete (7) contactos de disparo, dos (2) contactos para inicio del esquema de Falla de Interruptor (BF), dos (2) contactos para bloqueo de recierre y un (1) contacto para inicio de oscilografía. La protección tendrá la capacidad de multiplexar al menos cinco entradas binarias con el equipo (87L) del extremo remoto. La operación de la función 87L deberá estar basada, en al menos, dos principios de medición: comparación direccional y diferencial de corriente. Esto significa que se debe satisfacer dos criterios de medición independientes entre sí, a efectos de seguridad, el sistema de protección inicializará una señal de disparo sólo en caso


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de que ambos criterios sean satisfechos. Adicionalmente el dispositivo de protección deberá efectuar como mínimo tres (3) mediciones, en las cuales si dos de ellas indican valores de disparo se inicializará una señal de disparo. La operación correcta y el tiempo de operación máximo del equipo no deberá ser afectada por la corriente de carga, inversión de corriente de falla en un terminal durante el despeje de una falla externa, acoplamiento mutuo entre líneas paralelas, pérdida de la señal de tensión desde los transformadores de medida, pérdida de la tensión de corriente continua, variaciones de frecuencia en el sistema, presencia de armónicos o componentes transitorios en las señales secundarias de los transformadores de medida, discordancia de polos durante el cierre de los interruptores. La protección deberá incluir un algoritmo que permita emitir orden de disparo sólo sobre los interruptores que se encuentren cerrados al momento de la falla, de manera de evitar recierre sobre interruptores que se encuentren abiertos por razones de mantenimiento. La protección deberá poseer en funcionamiento en conjunto con la protección diferencial una protección de distancia de al menos dos zonas con tiempo de disparo ajustable. El ajuste de tiempo de la función de distancia deberá ser graduable entre 0 y 10 segundos con pasos iguales o menores a 50 mseg. EL ENTE CONTRATANTE no aceptará esquemas discretos, es decir, la función de distancia debe estar integrada al relé diferencial de línea y el mismo debe garantizar su correcta operación con todas las funciones de protección funcionando. La protección principal (87L), debe tener habilitadas las siguientes funciones de protección: Direccional de Sobrecorriente de Fase y Tierra (67/67N). Estas funciones incluyen unidad temporizada e instantánea. Distancia (21) Localizador de Fallas La protección Diferencial de Línea no perderá la información de sus registros de fallas, secuenciador de eventos, oscilografías e históricos al quedar sin tensión (alimentación) la fuente de poder.


7.3

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Distancia

7.3.1 General Protección del tipo no conmutable, es decir, con medición independiente por cada zona y por cada fase (Fase Segregada). Esta protección deberá ser totalmente digital con algoritmo numérico y tener un tiempo promedio máximo de operación de 30 mseg., para todo tipo de fallas. La velocidad de muestreo, asociada a las funciones de protección, debe ser mayor o igual a 16 muestras / ciclo. La sensibilidad del equipo deberá ser igual o menor que el 5 % de su corriente nominal. El relé deberá disponer de no menos de cinco (5) zonas de protección, de las cuales al menos una deberá ser reversible. Deberá proveerse de una segunda zona con tiempo de disparo ajustable para proporcionar respaldo a fallas en barra de la subestación remota. El rango de operación será ajustable entre 0 y 10 segundos en pasos no mayores a 50 mseg. Deberán operar correctamente y en el tiempo máximo especificado durante cualquier condición de fuente débil en uno de los terminales de la línea protegida. Deberá disponer de una unidad instantánea y temporizada de sobrecorriente (direccional) para fase y tierra. Ante la perdida de tensión de los Transformadores de Potencial la función no debe operar. Deberá disponer de una unidad temporizada direccional de sobrecorriente para tierra con esquema ECHO (confirmación de alta frecuencia). Ante la pérdida de tensión de los Transformadores de Potencial la función no debe operar.


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El relé de distancia deberá disponer de una función de recierre que tenga como mínimo dos ciclos de recierre, monofásicos y trifásicos, ajustables desde 0,05 a 10 seg. Debe tener la posibilidad de bloquear y habilitar los mismos tanto local (a través de un dispositivo de mando y de un computador portátil o del frontal del equipo) como remotamente. Deberá disponer de una opción para enviar orden de disparo al interruptor de la línea por actuación de los esquemas de alto, bajo voltaje y disparo transferido. El equipo deberá disponer de autosupervisión continua, incluyendo la vía de disparo del interruptor y presencia de alimentación DC. En el caso de presentarse una falla interna del relé, esta deberá ser mostrada en la pantalla frontal (o display) del equipo mediante señales o códigos de indicación. Adicionalmente deberá poseer un elemento para indicación remota. El software del relé deberá permitir la evaluación de la información referente a la línea, almacenada en éste. El relé tendrá un dispositivo de reposición manual y remota de las indicaciones (reset). Este dispositivo será fácilmente accesible desde el frente del relé. Deberá ser posible ajustar el relé tanto local como remotamente. Deberá incluirse un esquema de bloqueo para evitar la actuación del relé en condiciones de oscilación de potencia del sistema. La función de protección de distancia deberá tener como mínimo un arranque por subimpedancia. El relé detectará fallas a tierra sobre la base de la corriente de neutro y/o la tensión de neutro. EL ENTE CONTRATANTE no aceptará Protecciones de Distancia que no cumplan este requerimiento Cada función de protección adicional tendrá una unidad de disparo independiente. La operación correcta del relé estará determinada, entre otros aspectos, por los siguientes parámetros:


-

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Actuación debido a cualquier tipo de falla No deberá ser afectada por la magnitud de la impedancia de fuente o efectos de fuentes intermedias. Acoplamiento mutuo entre líneas paralelas.

El relé deberá estar equipado con un localizador de fallas el cual deberá suministrar la siguiente información: Tipo de falla Tipo de disparo Valores de pre-falla de voltajes y corrientes de carga en RMS y pico-pico Voltajes y corrientes de falla Componentes de secuencia Distancia a la falla en kilómetros Angulo de la impedancia de falla Deberá disponer de una lógica de detección y alarma de falla de fusible del transformador de voltaje (FF). Deberá disponer como mínimo de cuatro (4) grupos separados de ajustes para el dispositivo de protección. El relé estará provisto de al menos siete (7) juegos de contactos secos, apropiados para realizar disparos en subestaciones con esquema de interruptor y medio, además de dos (2) juegos de contactos de inicio de recierre, dos (2) juegos de contactos para inicio de esquema de falla de interruptor y uno (1) para inicio de oscilografía. Se incluirá una medición de sobrecorriente independiente de respaldo, que en cuanto se abra el seccionador de línea se convertirá en un esquema de zona corta (Stub Protection). Cuando opere la medición de sobrecorriente de respaldo, se habilitará el relé de distancia a pesar de cualquier señal de bloqueo que pueda estar activa (por ejemplo supervisión del transformador de tensión o bloqueo por oscilación de potencia).


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Deberá disponer como mínimo de las siguientes lógicas de disparo: PUTT, POTT y Weak in-feed (Fuente Débil). La lógica de disparo podrá configurarse para todos los esquemas usuales de transferencia de disparo, tales como: -

-

Sobrealcance (Recierre automático con o sin canal de comunicaciones). Transferencia de disparo permisivo en subalcance PUTT (incluyendo lógica de fuente débil). Transferencia de disparo permisivo en sobrealcance POTT (con disparo vía ECHO en el caso de fuente débil y lógica de bloqueo para el cambio de la dirección de la energía). Esquema de bloqueo (con lógica de bloqueo para el cambio de la dirección de la energía).

La medición de la distancia se realizará simultáneamente en la primera zona, en sobrealcance y en la zona inversa. Cada zona tendrá un amplio rango de ajuste completamente independiente y un ajuste independiente para la dirección de la medición. Se proveerán al menos cuatro zonas direccionales, la última de las cuales podrá también configurarse como no-direccional. Las zonas en sobrealcance y medición inversa se utilizarán en esquemas de transferencia de disparo. Cuando la tensión medida por el relé para una falla sea muy baja, la inclusión de una tensión de fase sana como referencia, respectivamente el uso de una memoria de tensión (para fallas trifásicas cercanas) asegurará la integridad de la decisión direccional. La impedancia mutua de acoplamiento entre líneas paralelas podrá compensarse ajustando el factor de compensación de secuenciacero (ko) o tomando en cuenta la corriente de neutro del circuito paralelo correspondientemente. Deberá tener habilitada la posibilidad de conversión a esquema de Cierre Bajo Falla (SOTF Protección). El tiempo de operación máximo del equipo no deberá ser afectada por la corriente de carga, inversión de corriente de falla en un terminal durante el despeje de una falla externa, acoplamiento mutuo entre líneas paralelas, pérdida de la señal de tensión desde los transformadores de medida, pérdida de la tensión de corriente continua, variaciones de frecuencia en el sistema, presencia de armónicos o


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componentes transitorios en las señales secundarias de los transformadores de medida, discordancia de polos durante el cierre de los interruptores. Deberá producir disparo instantáneo de los interruptores de línea y bloqueo del recierre en caso de efectuarse un cierre manual de los interruptores asociados a la línea bajo condición de falla. Todas las funciones de protección deberán tener señalizaciones (Banderas) con indicación frontal luminosa (LED´s) El equipo deberá disponer de una memoria de voltaje de secuencia positiva para mantener una medida direccional definida para fallas cercanas al relé. También se incluirá una función de supervisión del transformador de potencial, que controlará la componente de secuencia - cero (Vo; Io) y/o la componente de secuencia - negativa (V2; I2). El rango de ajuste de impedancias tendrá los siguientes intervalos con pasos de ajuste de por lo menos 0,01 Ohm: -

-

Alcance resistivo (en valores secundarios) 1. Resistencia de secuencia positiva : 120 Ohm b) Resistencia de secuencia cero : 0,01 a 120 Ohm Alcance reactivo (en valores secundarios) 3. Reactancia de secuencia positiva : 120 Ohm 4. Reactancia de secuencia cero : 120 Ohm

0,01

a

0,01

a

0,01

a

Deberá poseer una alarma de indicación de corriente de desbalance la cual señale las condiciones anormales sostenidas en las corrientes de alimentación, tales como, un transformador de corriente cortocircuitado o una conexión inadecuada. Deberá poseer contactos de señalización, como mínimo, para las siguientes operaciones con tiempo de operación máximo de 15 mseg. -

-

Envío de señal de comunicación. Señal de falla en la protección.


-

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Verificación de sincronismo. Recierres automáticos bloqueados. Disparo general del interruptor Arranque fase A. Arranque fase B. Arranque fase C. Arranque falla a tierra. Señal de falla de tensión alimentación auxiliar DC. Señales de entrada a través de optoacopladores para las siguientes funciones: a. Bloqueo externo por falla en los PT’s. b. Cierre manual de los interruptores. c. Recepción de comunicación. d. Reposición de onda perturbada. e. Bloqueo del recierre por indisponibilidad del interruptor. f. Bloqueo remoto del recierre g. Recierre exitoso.

La Protección de Distancia multifuncional no perderá la información de sus registros de fallas, secuenciador de eventos, oscilografías e históricos al quedar sin tensión (alimentación) la fuente de poder. La Protección de Distancia tendrá las características que se indican a continuación, según se aplique en líneas de transmisión urbanas (115/138 kV y 230 kV) o en líneas de transmisión rural (115/138 kV).

Líneas Urbanas 115/138 kV y 230 kV El equipo deberá ser adecuado para proteger líneas o cables con una longitud mínima de 900 mts y una longitud máxima de al menos 200 Km., con la posibilidad de ajustar la protección tanto local como remotamente. La característica de operación será del tipo cuadrilateral (poligonal) para todo tipo de fallas. Los ajustes de los alcances sean resistivos y/o reactivos deben ser independientes para asegurar una aplicación óptima para todas las longitudes de línea y para configuraciones simples o complejas.


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Nota: Podrá considerarse el uso de características tipo MHO para fallas entre fases siempre y cuando la característica de operación para fallas a tierra sea del tipo cuadrilateral. La Protección principal y secundaria estarán conformadas por un relé diferencial de línea (87L) y otro de distancia (21S+67N), respectivamente. La protección principal (87L), deberán tener habilitadas las siguientes funciones de protección: a. Direccional de Sobrecorriente de Fase (67) y Tierra (67N). Estas funciones incluyen unidad temporizada e instantánea y deben inhibirse su operación ante la pérdida de potenciales. b.

c.

Conversión automática a protección de distancia (21) en caso de pérdida del canal de comunicación. Localizador de Falla.

La protección secundaria (21S+67/67N), deberán tener habilitadas las siguientes funciones de protección: a.

b. c. d. e. f. g. h.

Direccional de Sobrecorriente fase (67) y Tierra (67N). Estas funciones incluyen unidad temporizada e instantánea y deben inhibirse su operación ante la pérdida de potenciales. Recierre (79), Solo para esquemas de un interruptor por línea Sincronismo (25), Solo para esquemas de un interruptor por línea Falla de Interruptor (62BF), Solo para esquemas de un interruptor por línea Disparo por Sobre Voltaje (59) y Bajo Voltaje (27) Cierre Bajo Falla (SOTF) Stub Protection. Localizador de Falla

Líneas Rurales 115/138 kV


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El equipo deberá ser adecuado para proteger líneas con una longitud de hasta por lo menos 200 Km, con la posibilidad de ajustar la protección tanto local como remotamente. La característica de operación será del tipo cuadrilateral (poligonal) para todo tipo de fallas. El ajuste de los alcances resistivos y reactivos debe ser independiente para asegurar una aplicación óptima para todas las longitudes de línea y para configuraciones simples o complejas.

Nota: Podrá considerarse el uso de características tipo MHO para fallas entre fases siempre y cuando la característica de operación para fallas a tierra sea del tipo cuadrilateral. La Protección principal y secundaria estarán conformadas por un relé de distancia 21P + 67/67N y otro 21S+67/67N, respectivamente. La protección principal (21P+67/67N), deberá tener habilitadas las funciones de protección: a.

b. c. d. e. f. g. h.

Direccional de Sobrecorriente Fase (67) y Tierra (67N). Estas funciones incluyen unidad temporizada e instantánea y deben inhibirse su operación ante la perdida de potenciales. Recierre (79), Solo para esquemas de un interruptor por línea Sincronismo (25), Solo para esquemas de un interruptor por línea Falla de Interruptor (62BF), Solo para esquemas de un interruptor por línea Disparo por Sobre Voltaje (59) y Bajo Voltaje (27) Cierre Bajo Falla (SOTF) Stub Protection Localizador de Falla

La protección secundaria (21S+67/67N), deberá tener habilitadas las funciones de protección: a.

b. c.

Direccional de Sobrecorriente Fase (67) y Tierra (67N). Estas funciones incluyen unidad temporizada e instantánea y deben inhibirse su operación ante la perdida de potenciales. Recierre (79), Solo para esquemas de un interruptor por línea Sincronismo (25), Solo para esquemas de un interruptor por línea


d.

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Falla de Interruptor (62BF), Solo para esquemas de un interruptor por línea

e. f. g. h.

Disparo por Sobre Voltaje (59) y Bajo Voltaje (27) Cierre Bajo Falla (SOTF) Stub Protection Localizador de Falla

Las funciones 67/67N deben tener la posibilidad de trabajar independientemente y bajo un esquema de confirmación de alta frecuencia proveniente desde el extremo remoto enviado a través de un canal de comunicación.

Líneas Red Troncal El equipo deberá ser adecuado para proteger líneas con una longitud de hasta por lo menos 200 Km., con la posibilidad de ajustar la protección tanto local como remotamente. La característica de operación será del tipo cuadrilateral (poligonal) para todo tipo de fallas. Los ajustes de los alcances sean resistivos y/o reactivos deben ser independientes para asegurar una aplicación óptima para todas las longitudes de línea y para configuraciones simples o complejas.

Nota: Podrá considerarse el uso de características tipo MHO para fallas entre fases siempre y cuando la característica de operación para fallas a tierra sea del tipo cuadrilateral. La Protección principal y secundaria estarán conformadas por un relé de distancia 21P + 67/67N y otro 21S+67/67N, respectivamente. La protección principal (21P+67/67N), deberá tener habilitadas las funciones de protección: a.

b. c. d. e.

Direccional de Sobrecorriente Fase (67) y Tierra (67N). Estas funciones incluyen unidad temporizada e instantánea y deben inhibirse su operación ante la perdida de potenciales. Disparo por Sobre Voltaje (59) y Bajo Voltaje (27). Cierre Bajo Falla (SOTF). Stub Protection. Localizador de Falla.


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La protección secundaria (21S+67/67N), deberá tener habilitadas las funciones de protección: a.

b. c. d. e.

Direccional de Sobrecorriente Fase (67) y Tierra (67N). Estas funciones incluyen unidad temporizada e instantánea y deben inhibirse su operación ante la perdida de potenciales. Disparo por Sobre Voltaje (59) y Bajo Voltaje (27) Cierre Bajo Falla (SOTF) Stub Protection Localizador de Falla

Cada interruptor tendrá un relé multifuncional que manejará las funciones de protección de Recierre, Falla Interruptor y Sincronismo. La cantidad de relés a emplear dependerá de la topología de la Red. Las funciones 67/67N deben tener la posibilidad de trabajar independientemente y bajo un esquema de confirmación de alta frecuencia proveniente desde el extremo remoto enviado a través de un canal de comunicación. Ambas protecciones deberán disponer como mínimo de las siguientes lógicas de disparo: PUTT, POTT y Weak in-feed (Fuente Débil). La lógica de disparo podrá configurarse para todos los esquemas usuales de transferencia de disparo, tales como: -

-

Sobrealcance (Recierre automático con o sin canal de comunicaciones). Transferencia de disparo permisivo en subalcance PUTT (incluyendo lógica de fuente débil). Transferencia de disparo permisivo en sobrealcance POTT (con disparo vía ECHO en el caso de fuente débil y lógica de bloqueo para el cambio de la dirección de la energía). Esquema de bloqueo (con lógica de bloqueo para el cambio de la dirección de la energía).

Líneas Generación (Extremo Transmisión 230 kV)


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El equipo deberá ser adecuado para proteger líneas o cables con una longitud mínima de 900 mts y una longitud máxima de al menos 200 Km., con la posibilidad de ajustar la protección tanto local como remotamente. La característica de operación será del tipo cuadrilateral (poligonal) para todo tipo de fallas. Los ajustes de los alcances sean resistivos y/o reactivos deben ser independientes para asegurar una aplicación óptima para todas las longitudes de línea y para configuraciones simples o complejas.

Nota: Podrá considerarse el uso de características tipo MHO para fallas entre fases siempre y cuando la característica de operación para fallas a tierra sea del tipo cuadrilateral. La Protección principal y secundaria estarán conformadas por dos relés diferenciales de línea 87L, respectivamente. La protección principal y secundaria (87L), deberán tener habilitadas las siguientes funciones de protección: a. Direccional de Sobrecorriente de Fase y Tierra (67/67N). Estas funciones incluyen unidad temporizada e instantánea y deben inhibirse su operación ante la pérdida de potenciales. b. Función de protección de distancia (21) en funcionando en conjunto con la protección diferencial de línea.

c. Localizador de Falla

Líneas Generación (Extremo Generación) El equipo deberá ser adecuado para proteger líneas o cables con una longitud mínima de 900 mts y una longitud máxima de al menos 200 Km., con la posibilidad de ajustar la protección tanto local como remotamente.


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La característica de operación será del tipo cuadrilateral (poligonal) para todo tipo de fallas. Los ajustes de los alcances sean resistivos y/o reactivos deben ser independientes para asegurar una aplicación óptima para todas las longitudes de línea y para configuraciones simples o complejas.

Nota: Podrá considerarse el uso de características tipo MHO para fallas entre fases siempre y cuando la característica de operación para fallas a tierra sea del tipo cuadrilateral. La Protección principal y secundaria estará conformadas por dos relés diferenciales de línea 87 L y un relé direccional de fase y tierra, respectivamente. La protección principal y secundaria (87L), deberán tener habilitadas las siguientes funciones de protección: a. Direccional de Sobrecorriente de Fase y Tierra (67/67N). Estas funciones incluyen unidad temporizada e instantánea y deben inhibirse su operación ante la pérdida de potenciales. b. Función de protección de distancia (21) en funcionando en conjunto con la protección diferencial de línea. c. Localizador de Falla.

7.3.2 Función recierre El recierre deberá cumplir con lo siguiente: -

-

Estará integrado como función en el relé de distancia secundario (21S+67/67N), para el caso de las líneas urbanas y rurales 115/138 kV (solo para esquemas de un solo interruptor por salida de línea), con capacidad para restablecer el servicio eléctrico, cuando opere(n) el (los) interruptor(es) de línea, para todo tipo de falla. Constituirá una función en un relé independiente, junto con las funciones 25 y 62BF, en el caso de líneas de Red Troncal 230 kV (PLRT). El restablecimiento


-

-

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del servicio eléctrico será ejecutado cuando el (los) interruptor(es) de línea sea(n) disparado(s) trifásica o monofásicamente debido a una falla. Constituirá una función en un relé independiente (control), junto con las funciones 25 y medición, en el caso de líneas con configuración interruptor y medio en 230 y 115/138 kV kV (PPLL). El restablecimiento del servicio eléctrico será ejecutado cuando el (los) interruptor(es) de línea sea(n) disparado(s) trifásica o monofásicamente debido a una falla. La función deberá ser iniciado por una señal proveniente de la protección principal o secundaria de la línea.

El equipo o función de recierre deberá tener ajustes individuales para los siguientes parámetros que definen su ciclo de recierre: a. b.

Tiempo muerto con primer recierre monofásico o trifásico, en líneas de 230 kV y 115/138 kV. Tiempo de reposición.

El equipo deberá tener la capacidad de programación de las siguientes funciones: -

Recierre trifásico para cualquier tipo de falla que haya originado la apertura del interruptor, en líneas de 115/138 kV y 230 kV. Capacidad en ajuste de tiempo para trabajar en un esquema de líder seguidor. Posibilidad de manejar bloqueos temporales en forma automática durante operaciones especiales.

La función 79 podrá ser colocada en servicio o fuera de servicio mediante una señal externa proveniente del sistema SCADA o de un dispositivo de mando ubicado dentro del cuarto de control. La función 79 tendrá capacidad de ser bloqueado en caso de realizarse cierres manuales del interruptor a través de una señal de bloqueo. Así mismo deberá ser capaz de operar junto con un equipo verificador de sincronismo de forma tal que el ciclo de recierre sea interrumpido en caso de que la condición de sincronismo no sea satisfactoria.


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7.3.3 Protección Contra Falla de Interruptor Esta protección estará incluida dentro del relé multifunción para la protección de distancia secundaria (21S+67/67N), en líneas urbanas, rurales (115 kV y 138 kV), solo para esquemas de un solo interruptor por salida de línea. En cualquier caso, deberá permitir la desconexión de todos los interruptores adyacentes al protegido, una vez verificada la condición de falla en la operación del mismo. La secuencia de operación del relé o función 62BF será la siguiente: En presencia de disparo por parte de las protecciones asociadas al interruptor y detectada por esta protección en conjunto con una detección de corriente superior a la de arranque, el relé deberá iniciar su operación y si el tiempo excede el ajustado en T1 se debe garantizar un disparo (“Re-Trip”) al propio interruptor. Si esto no ocurre, y la corriente se mantiene por encima del valor ajustado, un segundo contador T2 deberá enviar un disparo (Inter-Trip) a los interruptores adyacentes locales y remotos. Para las subestaciones nuevas cuya configuración sea interruptor y medio la función 62BF estará contenida en cada unidad de bahía (una para cada interruptor) de la protección diferencial de barras. La secuencia de operación de la función 62BF será la siguiente: En presencia de disparo por parte de las protecciones asociadas al interruptor y detectada por esta protección en conjunto con una detección de corriente superior a la de arranque, el relé deberá iniciar su operación y si el tiempo excede el ajustado en T1 se debe garantizar un disparo (“Re-Trip”) al propio interruptor. Si esto no ocurre, y la corriente se mantiene por encima del valor ajustado, un segundo contador T2 manejado por la unidad central de la protección diferencial de barras, deberá enviar un disparo (Inter-Trip) a los interruptores adyacentes locales y remotos El equipo tendrá autocontenida una lógica para la detección de fallas en zona muerta, es decir, fallas entre el interruptor y el transformador de corriente.

7.3.4 Verificador de Sincronismo La función de verificación de sincronismo deberá permitir el progreso de cualquier orden de cierre al interruptor principal, una vez que se compruebe que las condiciones de diferencia de tensión, frecuencia y ángulo están dentro de los


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márgenes permisibles por la operación del sistema. El cierre del interruptor asociado a la salida de línea se permitirá cuando se cumpla una de las siguientes condiciones: - Ausencia de tensión en alguno de los lados del interruptor, por lo cual se debe dar el permisivo de cierre en forma inmediata. - Sincronismo entre las tensiones de barra – línea, línea – línea o barra – barra, seleccionando las tensiones de referencia acorde a las condiciones existentes. El tiempo de actuación del relé debe ser menor a 35 mseg., luego que los voltajes en ambos terminales del interruptor se estabilicen. Los ajustes de Angulo de cierre permitido, Diferencia en Módulo de Tensión y Diferencia de frecuencia estarán en los siguientes rangos: Ajuste continuo entre 5° y 75°. - Angulo : 5% a 20%. - Módulo : : 0% a 10% - Frecuencia - Constituirá una función en un relé independiente, junto con las funciones 79 y 62BF, en el caso de líneas de Red Troncal 230 kV (PLRT). - Constituirá una función en un relé independiente (control), junto con las funciones 79 y medición, en el caso de líneas con configuración interruptor y medio en 230 y 138 kV kV (PPLL).

7.4

Diferencial de barras en 115/138 kV y 230 kV

7.4.1 Generales La protección de barras deberá ser digital con algoritmo numérico, confiable y selectiva, incluso en caso de saturación de los transformadores de corriente. Deberá ser capaz de operar con transformadores de corriente de diferentes relaciones. La protección de barras deberá ser descentralizada y las unidades de bahía deberán ser instaladas tan cerca como sea posible de los transformadores de corriente. La comunicación entre las unidades de bahía y la unidad central de procesamiento (Unidad Maestra) deberá ser por medio de fibras ópticas y a través de un bus de procesos.


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La protección de barras deberá asegurar total discriminación para el despeje de la falla en todas las posibles configuraciones operacionales y cubrir el rango de aplicaciones para arreglos de barras simple, interruptor y medio, doble, triple, cuádruple con o sin transferencia de barras, inclusive en el caso de anillos. La estructura de la protección de barras deberá ser basada en el uso de múltiples procesadores con autosupervisión extensiva, convertidores A/D de 16 bits junto con algoritmos apropiados para suministrar medición de fase segregada y múltiples criterios de evaluación antes de emitir comandos de disparo. La operación deberá estar basada en principios de comparación direccional y diferencial porcentual basados en una protección de barras de tipo baja impedancia. Esto significa que se debe satisfacer dos criterios de medición independientes entre sí, a efectos de seguridad, el sistema de protección inicializará una señal de disparo sólo en caso de que ambos criterios sean satisfechos. Las órdenes de disparo para cada interruptor serán dados directamente a ambas bobinas del interruptor. Las órdenes de disparo bloquearán los circuitos de cierre respectivos. A fin de proteger la zona muerta entre el interruptor y los transformadores de corriente asociados, la protección de barras deberá incluir la función de falla en zona terminal. La protección de fallas en zona terminal se habilitará sólo después de que el interruptor haya permanecido abierto por un cierto período de tiempo y se detecte circulación de corriente por el circuito. El esquema de protección de barras deberá ser fácilmente expandible en el futuro por medio de la adición de unidades de bahía y no deberá requerir cambios en el cableado existente. En el caso de arreglos de interruptor y medio, cuando sea requerido, la protección de barras deberá ser capaz de suministrar STUB Protección. De manera opcional y cuando sea requerido, se podrá implementar un tercer criterio para la decisión de disparo basado en la medición de bajo voltaje, el cual será iniciado para todas las bobinas de disparo en la zona protegida, contribuyan o no a la falla. La estabilidad para fallas externas será asegurada bajo las siguientes condiciones: -

Hasta el nivel de cortocircuito de los interruptores, independientemente de la distribución de corrientes entre los circuitos individuales.


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Bajo condiciones de total saturación de los transformadores de corriente de los circuitos asociados a la barra. La sensibilidad deberá ser tal que se producirá operación del sistema para fallas entre fases y fase a tierra durante condiciones de baja carga. El tiempo de operación de la protección deberá ser como máximo de 30 mseg, incluyendo el tiempo de operación de los relés internos de disparo. El diseño debe considerar elementos de medición separados por fase. El alto grado de disponibilidad del sistema de protección será asegurado con las facilidades de autosupervisión y autodiagnóstico de la unidad la cual deberá identificar cualquier parte defectuosa. La protección deberá suministrar monitoreo continuo e independiente de los secundarios de los transformadores de corriente, circuitos auxiliares de los seccionadores de barra, contactos auxiliares de los acopladores de barras. Si se detecta un error, la protección deberá dar una alarma ó bloquearse por zonas. La autosupervisión deberá ser tal que en caso de una falla interna se inhabilite la zona donde se encuentre el equipo fallado e inicie las alarmas locales y remotas. Los disparos directos transferidos provenientes de los extremos remotos de las líneas deberán ser recibidos por la protección de barras, la cual deberá procesar el disparo hacia el interruptor local correspondiente. La protección de barras deberá iniciar los interdisparos de los siguientes elementos: -

Interruptor del extremo remoto a través del canal de disparo directo. Interruptor de transformador en todos los niveles de tensión.

La protección de falla de interruptor (62BF) deberá estar integrada a la protección de barras y deberá ser de diseño completamente numérico con autosupervisión extensiva. El esquema de falla de interruptor deberá ser iniciado por los comandos de disparo (fase segregada y trifásica) de todos los relés de protección asociados al interruptor, e iniciará a través de dos temporizadores independientes y ajustables los siguientes disparos: -

Disparo selectivo de los interruptores adyacentes.


-

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Interdisparo de los interruptores del extremo remoto a través del canal de comunicación. Interdisparo de los interruptores de transformador en todos los niveles de tensión.

El esquema de falla de interruptor deberá ser supervisado por relés de sobrecorriente trifásicos de rápida reposición (reset) operando confiablemente para todos los tipos de fallas. La protección falla de interruptor deberá ser capaz de operar con transformadores de corriente con amplio rango de diferentes relaciones y corrientes secundarias. La transformación a la relación adecuada será determinada por el ingreso de un parámetro a nivel de bahía. Las señales analógicas deberán ser filtradas y transformadas en señales digitales con una frecuencia de muestreo no menor de 48 muestras por ciclo. Las entradas binarias provenientes de los seccionadores, acopladores de barra, señales de bloqueo y arranque de otras protecciones, así como las señales secundarias de los transformadores de corriente, deberán ser manejadas por unidades de bahía, las cuales deberán comunicarse con una unidad central a través de un bus de procesos utilizando enlaces de fibra óptica, los cuales deberán ser supervisados. El suministro de los conductores de fibra óptica entre las unidades de bahía y la unidad central, así como las características del cable serán parte del suministro y montaje del sistema de protección de barras y falla interruptor. La comunicación entre las unidades de bahía y la unidad central deberá ser por medio de cables de fibra óptica de manera de asegurar total inmunidad electromagnética a la transferencia de datos para una distancia máxima de 1200 m. El bus de comunicación utilizado deberá poseer un Hamming Distance de 6. En caso de interrupción de la comunicación entre una unidad de bahía y la unidad maestra, se emitirá la correspondiente señalización y el bloqueo de la zona correspondiente. Los niveles de tensión de todas y cada una de las salidas de línea serán también parte de las señales transmitidas a través del bus de proceso para el caso de registro de fallas.


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Una total selectividad debe ser lograda para cada zona de barra. La réplica de cada seccionador, interruptor, acoplador de barras, etc., será incorporada a la lógica. Una matriz de software permitirá una asignación flexible de las señales de entrada y salida. Todas las entradas digitales serán conectadas a través de optoacopladores para alarma ó disparo. La protección Diferencial de Barra no perderá la información de sus registros de fallas, secuenciador de eventos, oscilografías e históricos al quedar sin tensión (alimentación) la fuente de poder. La unidad central de la diferencial de barra se deben poder a través de Selectores externos bloquear las funciones 62BF, 87B y 50 Zona Muerta en forma general. Cada unidad de bahía de la diferencial de barra deben poder a través de Selectores externos bloquear las funciones 62BF, 87B y 50 Zona Muerta de forma individual.

7.5

Diferencial del Transformador

7.5.1 Generales La protección deberá operar dentro de un tiempo máximo de 30 mseg, cuando la corriente diferencial exceda el valor de ajuste del relé y sólo deberá operar para fallas internas al autotransformador. El relé deberá ser de diseño modular y disponer de, como mínimo, tres grupos de ajustes, de amplio rango, en pasos o escalas de alta precisión los cuales podrán ser activados dependiendo de la configuración del sistema. La protección deberá estar constituida por un relé diferencial trifásico, multidevanado, numérico, del tipo diferencial estabilizado, con polarización porcentual ajustable, entre un valor mínimo no mayor al 10% y un valor máximo no menor al 50 %, es decir que a medida que la corriente de carga aumente, la corriente diferencial necesaria para la operación del relé es también mayor.


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La función diferencial deberá ser totalmente inmune a la presencia de corrientes de magnetización (inrush) y deberá estar basada en una medición trifásica con supresión de armónicos y componentes DC. La protección poseerá tantos devanados de corriente como transformadores de corriente contemple la configuración de la subestación. La conexión de los transformadores de corriente deberá ser estándar sin utilizar transformadores de interposición, o para compensar el grupo vectorial (conexión) del autotransformador. La protección deberá ser estable en lo referente a: Fallas Externas La estabilidad del relé para fallas externas al transformador deberá ser obtenida sin reducir la sensibilidad de la protección para fallas internas con bajo nivel de corriente. Corrientes de Magnetización (Inrush) Para prevenir disparos indeseados durante el momento de energización del autotransformador, la protección deberá poseer un circuito de restricción de segundos armónicos, el cual deberá medir el contenido de los segundos armónicos con relación a la componente fundamental. Este circuito deberá incrementar la estabilización del relé (e inhibir el disparo) en el caso de que el contenido de segundos armónicos sea superior al valor de ajuste, el cual deberá ser no menor al 7,5 %; evitándose así la ocurrencia de disparos falsos. Esta función deberá igualmente inhibir el disparo por corrientes de magnetización provenientes de algún autotransformador conectado en paralelo (o cercano) al autotransformador que se esta protegiendo. Sobreexcitación del autotransformador. Esta función deberá suministrar protección contra sobreexcitación del autotransformador, la cual puede ser causada por condiciones de sobrevoltaje o bajas frecuencias. La función deberá medir niveles correspondientes al quinto


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armónico además de la relación V/Hz; si la misma excede el valor de arranque seleccionado para cualquiera de estos dos criterios, deberá enviarse un disparo temporizado (ajustable). Deberá poseer funciones de autosupervisión y autodiagnóstico que permitan a la protección reconocer si existe alguna falla interna, ya sea de hardware o de software. Deberá proveer las opciones de indicación local y remota de cualquier condición de desperfecto. La función de autosupervisión deberá estar dividida en dos partes: Monitoreo continuo del hardware Prueba cíclica de las rutinas del software El relé deberá estar en la capacidad de monitorear las funciones tales como: Iniciación incorrecta del módulo Errores en la transmisión de datos Carga inadmisible del CPU Incapacidad del relé para comunicarse a través de sus puertos de comunicación. Supervisión de las tensiones de funcionamiento Supervisión de la frecuencia del reloj El procesamiento de las señales de entrada. La protección deberá contener una función de autosupervisión la cual deberá bloquear al relé y generar una señalización local y remota en caso de que se presenten desperfectos en los módulos de protección. Deberá mantener operativo el relé para los casos en los cuales no se vean afectados los módulos de protección, tales como la función de interfase hombre-máquina, canales de comunicación y función de oscilografía. Las funciones de protección (sobrecorriente, diferencial, etc) que tenga el relé deberán tener unidades de disparo independientes. La protección Diferencial de Transformador no perderá la información de sus registros de fallas, secuenciador de eventos, oscilografías e históricos al quedar sin tensión (alimentación) la fuente de poder.


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Función de Protección por Sobrecorriente Direccional (67-50/51, 67N50N/51N) Esta función se usará como respaldo contra fallas externas. La misma consistirá de un esquema de sobrecorriente direccional para las tres fases y tierra, en el lado de alta tensión (relé numérico de fase segregada), con sus correspondientes unidades instantáneas y temporizadas. Deberá tener la posibilidad de seleccionar cualquier característica de tiempo que se desee, a través de familias de curvas (normal inversa, muy inversa, extremadamente inversa y tiempo definido). El ajuste de las unidades de sobrecorriente deberá estar (al menos) dentro del rango de 0,1 a 2,5 veces la corriente nominal del relé, para las características de tiempo inverso, y dentro de 0,1 a 5 veces la corriente nominal del relé para la característica de tiempo definido. La unidad instantánea será ajustable entre 0,5 y 20 veces la corriente nominal y deberá permitir el bloqueo de la misma, de acuerdo a los requerimientos del usuario. Deberá prever una función de sobrecorriente, de tiempo e instantánea, de secuencia negativa para aumentar la sensibilidad en el despeje de fallas bifásicas. Deberá bloquearse y activar una alarma ante la pérdida en la tensión de los transformadores de potencial, sin presencia de corriente de secuencia cero, bajo esta condición el relé no operará. EL ENTE CONTRATANTE no aceptará protecciones de Sobrecorriente Direccional que no cumplan este requerimiento. La protección por Sobrecorriente Direccional no perderá la información de sus registros de fallas, secuenciador de eventos, oscilografías e históricos al quedar sin tensión (alimentación) la fuente de poder.

7.6

Oscilografía

Las protecciones deberán contener una función de oscilografía como parte integral de la misma, la cual deberá ser capaz de procesar (al menos) la siguiente información: Todos los canales analógicos y digitales de entrada al relé, seleccionables entre voltajes, corrientes, frecuencia, estados de interruptor, ordenes de bloqueo, etc.


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Todos los canales digitales de salida del relé, tales como ordenes de disparos y activación de esquemas. Todas las señales lógicas internas.

La función de oscilografía deberá tomar como mínimo: 20 muestras por ciclo, 8 fallas de no menos de 12 ciclos de longitud y 3 ciclos de pre-falla. El software de evaluación de la función de oscilografía deberá permitir la siguiente funcionalidad: Compatible con un sistema multiventanas16/32 bits. Mostrar todos los canales analógicos y digitales. Permitir análisis de componentes armónicos. Mostrar la evolución vectorial de los fasores de voltaje y corriente durante la falla. Mostrar la evolución de la impedancia durante la falla en un plano complejo. Permitir la superposición de los registros de fallas en ambos extremos de la línea. Modificar amplitudes de los parámetros analógicos. Permitir la impresión de registros oscilográficos; así como mostrar los valores de los canales analógicos en cualquier punto del registro, en RMS y pico-pico. Guardar la oscilografía en formato COMTRADE. Deberá tener capacidad de almacenar por lo menos los últimos ciento cincuenta (150) eventos u operaciones, con fecha y hora (Formato Time Target Data – TTD), así como las últimas ocho (8) fallas con su correspondiente fecha, hora, magnitud, ángulo y componentes de secuencia tanto de las corrientes como de los voltajes.

7.7

Comunicación

Los equipos de protección será un dispositivo inteligente (IED) con capacidad para la conectividad con el(los) Computador(es) (HMI) local, en protocolo IEC 61850 para las Subestaciones nuevas y a través del protocolo DNP 3.0 nivel 2 ó IEC 60870-5-103 para el caso de Subestaciones existentes, la conexión en ambos


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casos debe ser vía fibra óptica. Por tanto EL ENTE CONTRATANTE solo aceptará un reemplazo a nivel del módulo o tarjeta de comunicación de red. La interfase de comunicación debe ser modular. Deberán disponer igualmente de al menos un puerto posterior de comunicaciones Óptico con protocolo IEC 61850, DNP 3.0 Nivel 2 ó IEC 60870-5-103 o a través de equipos convertidores de protocolos. El CONTRATISTA debe incluir el convertidor óptico/RS-485 o RS-232. Para el caso de subestaciones nuevas los equipos de protección poseerán un puerto de comunicación óptico con protocolo IEC 61850, el cual debe ser aprobado por EL ENTE CONTRATANTE Para el caso de subestaciones existentes, las protecciones deberá tener la capacidad de ser ajustada y controlada localmente por medio de un computador portátil (PC), conectado a un puerto serial del relé, y remotamente a través de un puerto Óptico y/o Ethernet. Para el caso de las conexiones entre los IED’S de protección y control tendidos en trincheras deberá hacerse por medio de Cables de fibra óptica del tipo multimodo, revestida en acrilato, protegido con cinta de acero corrugada y de 12 fibras (6 pares), adicionalmente deben contemplarse concentradores de fibra óptica (DS), a ser instalados en los extremos de la misma, que permitan el fácil acceso a través de patchcord hacia los IED’S. Diferencial de Líneas (87L) Podrá comunicarse a través de los siguientes medios (uno a la vez): Canal de audio tono 9600 bps. Aplicable a enlaces por medio de líneas telefónicas o microondas analógicas. Canales ópticos 64 kbps con salida a través de un módem óptico utilizando fibras ópticas para aplicaciones de líneas cortas (15 millas/25 Km), líneas medias (28 millas/45 Km) o líneas largas (40 millas/65 Km). - Enlace digital directo (o mediante equipos multiplexores) con una velocidad de 64/128/256/512 Kbps con interfase V 35/X.21, a través de un puerto RS422/530:


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a. Para conexión directa a un multiplexor el cual podrá estar localizado a una distancia de hasta 1000 ft. (350 m). La conexión con el equipo multiplexor podrá ser galvánica de acuerdo a los estándares del CCITT ó EIA o a través de un link de fibra óptica a un convertidor óptico / eléctrico con conexión de acuerdo al estándar G.703/V.35/X.21. b. Para conexión a través de fibras ópticas. c. Para comunicación a través de microondas digitales. d. Mecanismos de corrección para el tiempo asimétrico de transmisión entre relés.

Cabe destacar que el canal de comunicación será definido por EL ENTE CONTRATANTE a la empresa que gane el Proceso Licitatorio. El relé podrá usar fibras ópticas del tipo monomodo o multimodo, además deberá incluir supervisión continua del canal de fibra óptica así como la posibilidad de disparo transferido directo. El relé deberá incluir la supervisión continua del canal de comunicación por medio de una palabra CRC (Chequeo de Redundancia Cíclica) y chequeo de paridad dentro de un mensaje de 32 bits de longitud. Si esta función detecta un mensaje defectuoso, éste deberá ser desechado y no ser usado para la evaluación. La protección deberá medir continuamente el retardo en el canal de comunicación. El retardo en la comunicación deberá ser automáticamente compensado de manera de habilitar el uso de redes de comunicación con reenrutamiento automático (redes de servicio público). El relé deberá ser capaz de identificar retardos en el canal de comunicación de hasta 12 mseg.

7.8. Diferencial de Barras en Celdas de 13,8/34,5 KV Como protección complementaria las celdas serán suministradas con protección por “Arco Eléctrico” , las cuales funcionaran en el sistema como diferenciales de barra, para las que se deberá prever el suministro e instalación de relés de disparo y bloqueo para cada barra (86B) con sus respectivos reles supervisores, estos reles 86B realizaran el disparo y bloqueo de todos los interruptores asociados a la barra, para una falla detectada con protección de arco (corriente-luz).


7.9

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Medición

Los relés deberán medir los valores instantáneos de corriente y voltaje de carga en las fases y por tierra, indicando magnitud y ángulo, así como las componentes de secuencia positiva, negativa y cero. También deberá medir la frecuencia del sistema, potencia y energía trifásica (activa y reactiva). Deberá registrar las magnitudes de demanda actual, máxima y mínima de corrientes por fase y tierra, potencias trifásicas (activa y reactiva). Esta opción será valida para las protecciones de los circuitos de distribución y transformadores. Adicionalmente, para el caso en el cual los transformadores de tensión que están conectados en estrella, las magnitudes de W, VAR, WHr, VARHr instantáneos, de Demanda y de Demanda Máxima y Mínima, se deberán mostrar por cada una de las fases. Esta opción será valida para las protecciones de los circuitos de distribución y transformadores. La protección deberá almacenar los valores de demandas Máximas y Mínimas, con su correspondiente fecha y tiempo. La precisión para las mediciones de corriente y voltaje deberá ser 1% y para las mediciones de potencia y energía 2%. Los relés diferenciales de líneas y de impedancia deben tener la capacidad de medir la distancia de localización de fallas en kilómetros (Km)

7.9

Hardware

El equipo de protección será modular, es decir, sus unidades o módulos de la protección, tales como: Proceso (CPU), Entradas / Salidas (I/O) y Comunicación, deberán estar separados físicamente, de tal manera de permitir reemplazos por daños en la unidad o expansión por cambio de nuevas tecnologías sin que la unidad en cuestión afecte la operación de las otras. Las funciones de protecciones adicionales deberán de estar integradas al mismo dispositivo. EL ENTE CONTRATANTE no aceptará esquemas discretos que cubran la funcionalidad solicitada por cada protección.


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Todas las mediciones, estados de señales binarias de entrada y salida, lógicas internas, serán accesibles a través de una pantalla frontal en la unidad local (Interfase Hombre – Máquina).

7.10

Otras Características

El relé deberá disponer de un puerto de sincronización en tiempo (IRIG B) para las Subestaciones Existentes, para la nuevas Subestaciones la sincronización será efectuada a través del protocolo IEC 61850. Deberá tener la capacidad de abrir y cerrar el interruptor. El dispositivo de protección debe tener capacidad para almacenar en memoria los valores registrados durante condiciones de falla aún después de desenergizar el relé. El dispositivo de protección debe mantener las funciones de control (bloqueos de: Recierre, Tierra) ante cambio de ajustes (NO DE CONFIGURACIÓN) en las funciones de protección. La unidad deberá funcionar en forma matricial de tal manera que cualquier entrada física pueda habilitar una o varias entradas lógicas. A su vez, una entrada lógica podrá ser habilitada, según criterios de compuertas lógicas OR, AND, etc., por una o varias de las entradas físicas. Igualmente deberá existir un sistema matricial que interconecte las salidas lógicas y físicas, con compuertas lógicas. Adicionalmente, deberá tenerse la opción de agregar una temporización a la operación de los contactos de salida.

8.

PLACAS DE CARACTERÍSTICAS

Cada panel deberá tener una placa de características en idioma español que contenga las características siguientes. La identificación de todos los equipos será en idioma Español.


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Cada relé, equipo o dispositivo de control y medición serán identificados con placas fenólicas, de color negro con letras en bajo relieve en color blanco, de un tamaño mínimo de 6 mm de altura, con los nombres completos de cada elemento o de acuerdo con el código correspondiente. Todas las funciones de protección deberán tener señalizaciones (Banderas) con indicación frontal luminosa (LED´s) Cada panel o tablero deberá ser identificado en su parte superior frontal, por medio de placas fenólicas, con letras grabadas de un tamaño mínimo de 20 mm de altura y con contraste suficiente al color exterior del panel y tendrá una dimensión de 25 mm x 75 mm, ó 50 mm x 110 mm. La leyenda de cada una de estas placas, será suministrada por el CONTRATISTA, para la aprobación por parte de EL ENTE CONTRATANTE. Las placas fenólicas de identificación de los distintos dispositivos, en los frontales de cada panel, serán fijadas en la superficie de los mismos mediante remaches, que garanticen su adhesión permanente. La placa de identificación general de cada panel de protección, por su parte, será fijada a través de tornillos, los cuales no deberán sobresalir de la superficie de esta placa.

9.

PLANOS, CÁLCULOS E INFORMACIÓN TÉCNICA

9.1

Planos a ser Presentados

El CONTRATISTA deberá suministrar, dos (2) copias de los siguientes planos: •

•

9.2

Plano de dimensiones generales indicando claramente la altura de los paneles, pesos, ubicación de los accesorios y ubicación de las puestas a tierra. Plano de características de fijación del equipo a la estructura metálica soporte.

Documentación Técnica, Planos y Notas de Cálculo.

El CONTRATISTA deberá presentar una programación de la entrega de las siguientes notas de cálculo y documentación técnica.


• • • • • • • • •

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Planos de montaje. Instrucciones de Montaje. Instrucciones de Almacenamiento. Programación de entrega de planos, notas de cálculo e información técnica. Lista de herramientas especiales y repuestos requeridos. Programa de pruebas en Fábrica (Pruebas Tipo y Pruebas de Rutina). Manuales de instalación, operación y mantenimiento. Programa de instalación y pruebas de aceptación en sitio. Protocolo de pruebas de aceptación provisional con su correspondiente instructivo. En este instructivo el CONTRATISTA deberá indicar: Explicación de la nomenclatura usada en el protocolo. o Características de los equipos de pruebas. o o Diagramas de conexiones o Procedimientos de pruebas.

Planos El CONTRATISTA deberá presentar a EL ENTE CONTRATANTE para su revisión y aprobación, como mínimo los planos que se indican a continuación: • • • • • • •

Plano de dimensiones y disposición general. Plano del esquema eléctrico. Plano del cableado. Plano de detalles del equipo: terminales de puesta a tierra y base de anclaje. Plano de la estructura soporte del equipo. Plano de placa de características. Cualquier otro plano que EL ENTE CONTRATANTE o el CONTRATISTA consideren necesario.

Notas de Cálculo El CONTRATISTA deberá presentar a EL ENTE CONTRATANTE para su revisión y aprobación, como mínimo las notas de cálculo indicadas a continuación: a) Cálculo mecánico y factores de seguridad de aquellas partes sometidas esfuerzos durante la operación.


d)

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Cualquier otra nota de cálculo que EL ENTE CONTRATANTE o el CONTRATISTA consideren necesaria.

Manual de Operación y Mantenimiento El CONTRATISTA deberá entregar tres (3) juegos originales completos de las instrucciones para la instalación, la operación, el mantenimiento y la reparación del equipo, incluyendo planos y dos (2) CD con toda la información en formato digital.

10.

EMBALAJE Y TRANSPORTE

Todos los equipos y sus accesorios serán embalados en cajas cerradas y selladas para resistir los efectos del manejo severo durante el transporte, su desembarco y para prevenir perdidas o robos. Adicionalmente, el embalaje será adecuado para resistir los efectos de un prolongado depósito a la intemperie, en el puerto de arribo o en cualquier otro lugar, bajo condiciones adversas de tiempo durante varios meses. Las cajas que contengan equipos o partes frágiles deberán tener un refuerzo mecánico adecuado para proporcionar estabilidad dimensional. No serán aceptadas cajas abiertas. Todas las cajas deberán tener marcas claras para su manipulación tanto marítima como terrestre. En particular, estas marcas deberán mostrar como y donde colocar eslingas y ganchos para elevar, halar y transportar. Todos los bultos deberán tener marca de identificación. Las partes que puedan afectarse por condensaciones de agua o abrasión de humedad durante el embarque y transporte, deberán empacarse en material impermeable. Deberán colocarse desecadores en el interior de todas las cajas para absorber la humedad atrapada o penetrante. Las partes de repuestos que contengan materiales y superficies maquinadas de precisión de partes ferrosas, deberán tratarse y empacarse, para una perfecta preservación durante varios años bajo las condiciones normales de embalaje interior. El embalaje deberá estar sujeto a inspección, bajo las mismas condiciones


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aplicables a los equipos. En caso de requerirse, el proveedor deberá remitir la descripción y dibujos del embalaje.

11.

REPUESTOS Y HERRAMIENTAS

La información relacionada a este aspecto será la indicada en las Condiciones Comerciales del Pliego del concurso abierto y las Especificaciones Técnicas Particulares para cada Renglón.

12.

PRUEBAS

El CONTRATISTA deberá realizar todas las pruebas a los relés de acuerdo con la última revisión de las normas IEC aplicables. EL ENTE CONTRATANTE podrá aceptar certificados de aquellas pruebas tipo que el CONTRATISTA haya realizado a paneles y relés de protección de un nivel de tensión igual o mayor al propuesto, siempre y cuando estos paneles y relés de protección sean del mismo modelo, tipo y características del interruptor ofrecido. Estos certificados deben ser entregados con la oferta. Aquellas pruebas que no hayan sido efectuadas o no estén conformes con los requisitos de estas especificaciones, se deberán efectuar en presencia de un representante de EL ENTE CONTRATANTE. Deberá incluirse en el precio de la oferta el costo de aquellas pruebas tipo que no hayan sido efectuadas en paneles y relés de protección del mismo modelo, tipo y características de los ofrecidos. Deberá efectuarse las pruebas de rutina de cada equipo, requiriéndose la emisión de un reporte de pruebas de aceptación en fábrica.

13.

GARANTÍAS TÉCNICAS

La información relacionada a este aspecto será la indicada en las Condiciones Comerciales del Pliego del concurso abierto y las Especificaciones Técnicas Particulares para cada Renglón.

Ee-e010 - Paneles y Reles de Proteccion

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