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ELECTROHUILA S.A E.S.P.
INVITACION PÚBLICA A COTIZAR EHUI-SD-040/2016
ANEXO No. 3
IEDS
1. INFORMACIÓN GENERAL
1.1 ALCANCE DEL CONTRATO
Suministro, montaje pruebas, puesta en servicio e integración a Scada de IEDs
seleccionadas (Mantener su condición de vinculación y gestión desde Scada Abb
o Survalent y OMS de las IEDS que se reemplazan) red de Gestión de
Protecciones, parametrización e inyección de las nuevas IEDs e inclusión en el
sistema de coordinación de protecciones del Sistema Eléctrico de Electrohuila
manteniendo los lineamientos, y aprobaciones del CND (XM).
El suministro, instalación, vinculación a Scada (MicroScada Pro 9.2 de ABB o
Survalent según el caso (subestación donde se ubicaran) y gestionadas desde el
Centro de Control de ELECTROHUILA S.A. E.S.P. y OMS, pruebas y puesta en
servicio de IED'S de Distancia, Diferenciales, Sobrecorriente que se encuentran
vinculadas a líneas, transformadores y circuitos del Sistema Eléctrico de
ELECTROHUILA S.A. E.S.P. e implementación de red de gestión de protecciones
desde el centro de control.
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Un resumen de los relés que se deben intervenir se muestra en el siguiente
cuadro:
Ítem Subestación Circuito/Ramal/Equipo Tensión/Lado
(kV) Estado Tipo IED
01 El Bote
TRF1 - 115/34.5/13.8 kV - 34.5/47 MVA
115
Renovar Sobrecorriente respaldo TRF
Renovar Diferencial TRF dos devanados
34.5 Renovar Sobrecorriente respaldo TRF
TRF2 - 115/34.5/13.8 kV - 30/40 MVA
115
Renovar Sobrecorriente respaldo TRF
Renovar Diferencial TRF dos devanados
34.5 Renovar Sobrecorriente respaldo TRF
Betania 1 115
Renovar Distancia
Renovar Sobrecorriente respaldo línea
Betania 2 115
Renovar Distancia
Renovar Sobrecorriente respaldo línea
Prado 1 115
Renovar Distancia
Renovar Sobrecorriente respaldo línea
Prado 2 115
Renovar Distancia
Renovar Sobrecorriente respaldo línea
Sur 115
Renovar Distancia
Renovar Sobrecorriente respaldo línea
Barras 115 kV 115 Implementar Diferencial de barras 8 módulos
02 Centro
TRF1 - 34.5/13.8 kV - 15/20 MVA
34.5 Renovar Diferencial TRF dos devanados
TRF1 - 34.5/13.8 kV - 15/20 MVA
13.8 Renovar Sobrecorriente respaldo TRF
03 Oriente El Tesoro 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
04 Sur TRF1 - 115/34.5 kV - 30/40 MVA
115
Renovar Sobrecorriente respaldo TRF
Renovar Diferencial TRF dos devanados
34.5 Renovar Sobrecorriente
3
respaldo TRF
Industrial 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
Oriente 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
Planta Diesel 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
Centro 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
05 Campoalegre
TRF1 - 34.5/13.8 - 5/6.25 MVA
34.5 Implementar Diferencial TRF dos devanados
13.8 Renovar Sobrecorriente respaldo TRF
Seboruco 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
Campoalegre 1 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Campoalegre 2 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Otás 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Riverita 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
06 Fortalecillas
TRF1 - 34.5/13.8 kV - 2.5 MVA
13.8 Renovar Diferencial TRF dos devanados
Bombeo 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Villa Vieja 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Tello 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Planta 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
07 Seboruco
TRF1 - 34.5/13.8 kV - 13.5/17 MVA
34.5 Renovar Diferencial TRF dos devanados
Yaguará 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
Campoalegre 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
08 La Plata
TRF1 - 34.5/13.8 - 5/6.25 MVA
13.8 Renovar Diferencial TRF dos devanados
Urbano 1 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Urbano 2 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Rural Pital 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
09 Altamira TRF2 - 115/34.5/13.8 kV 115 Renovar Diferencial TRF
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- 30/47 MVA dos devanados
TRF3 - 34.5/13.8 kV - 10/12.5 MVA
34.5 Implementar Diferencial TRF dos devanados
13.8 Renovar Sobrecorriente respaldo TRF
Betania 115 Renovar
Distancia
Sobrecorriente respaldo línea
Pitalito 1 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
Pitalito 2 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
Garzón 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
Urbano 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Suaza 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Tarqui 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Guadalupe 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
10 Garzón
TRF1 - 34.5/13.8 kV - 10/12.5 MVA
13.8 Renovar Diferencial TRF dos devanados
Altamira 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
Pital (La Plata) 34.5 Renovar Sobrecorriente alimentador
La Pita 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Carrera 10 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Calle 9 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Rural 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
11 Pitalito
TRF1 - 34.5/13.8 kV - 15/20 MVA
115 Renovar Diferencial TRF dos devanados
Altamira 115
Renovar Distancia
Renovar Sobrecorriente respaldo línea
TRF2 - 115/34.5 kV - 20/25 MVA
13.8 Renovar Diferencial TRF dos devanados
Carrera 3 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Carrera 5 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Bruselas 13.8 Renovar Sobrecorriente
5
alimentador
Palestina 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
12 Timaná
TRF1 - 34.5/13.8 kV - 5.0 MVA
13.8 Renovar Diferencial TRF dos devanados
Urbano 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Elías 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
Rural 13.8 Renovar Sobrecorriente alimentador
El siguiente es el la unidad existente que se debe integrar al Scada
correspondiente a la subestación Seboruco donde está ubicado:
Ítem Subestación Circuito/Ramal/Equipo Tensión/Lado
(kV) Estado Tipo IED
02 Seboruco Hobo 34.5 Integrar Sobrecorriente alimentador REF 543 - ABB
-En resumen se requiere:
Ítem Descripción Cantidad
01 IED'S Diferenciales para dos devanados 14
02 IED'S respaldo TRFS 9
03 IED Diferencial de barras 8 bahías 1
04 IED'S Distancia 7
05 IED'S Respaldo Línea 7
06 IED'S Sobrecorriente Alimentador 38
TOTAL IED'S A SUMINISTRAR E INTEGRAR A SCADA 76
Suministro de equipos y accesorios de instalación para la integración al sistema Scada y la red de Gestión de Protecciones
Subestación Equipo Cantidad mínima Puertos Fibra LC
Cantidad mínima Puertos Fibra ST
Cantidad mínima Puertos RJ45
** El Bote Switch tipo 1 14 4 2
Switch tipo 2 10 0 2
** Centro Switch tipo 1 14 4 2
Oriente No requiere
** Sur Switch tipo 1 14 4 2
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Campoalegre Switch tipo 2 10 0 2
Fortalecillas Switch tipo 2 10 0 2
Seboruco Switch tipo 2 10 0 2
La Plata Switch tipo 2 10 0 2
Altamira Switch tipo 1 14 4 2
Altamira Switch tipo 2 10 0 2
Garzón Switch tipo 2 10 0 2
Pitalito Switch tipo 1 14 4 2
Timaná Switch tipo 2 10 0 2
Centro Control Switch tipo 1 14 4 2
Los equipos de las subestaciones marcados con doble asterisco (**) son
requeridos para la red de gestión de protecciones y para la integración al sistema
SAS y SCADA en protocolo IEC61850 en las subestaciones vinculadas a Scada
abb; las subestaciones con Scada Survalent deberán seguir vinculadas en el
protocolo actual (DNP3.0 e IEC 104).
El oferente deberá presentar hoja de vida del integrador quien deberá certificar
experiencia en la programación e integración de equipos de control, medida y
protección a centros de control con software SCADA (Los existentes en
ELECTROHUILA S.A. E.S.P., son MicroScada Pro 9.2 de ABB y Survalent), de
última generación. Dicha certificación debe ser revisada y aprobada por
ELECTROHUILA S.A. E.S.P.
Los oferentes deben incluir en sus ofertas los desarrollos de ingeniería y la
totalidad de los trabajos y suministros necesarios para garantizar que las IED'S a
suministrar queden vinculadas al SCADA correspondiente y gestionadas desde el
centro de Control, estación de ingeniería también ubicada en el centro de control y
OMS. Debe asegurarse su inclusión en el esquema de coordinación de
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protecciones actual de ELECTROHUILA S.A. E.S.P., el cual está desarrollado en
NEPLAN.
Suministro, instalación, vinculación al MicroScada Pro o Scada Survalent, gestión
desde el centro de control, pruebas y puesta en servicio de las IED'S solicitadas
para ser instaladas en transformadores de potencia, líneas de subtransmisión y
alimentadores seleccionados, todos ellos pertenecientes al Sistema Eléctrico de
ELECTROHUILA S.A. E.S.P., (Ver cuadro al inicio donde se detalla la ubicación y
el tipo de IED a suministrar).
Las IED'S que se ubicarán en las subestaciones Bote, Centro, Sur, Planta Diesel,
Norte y Oriente, se encuentran vinculadas al MicroScada Pro 9.2 y se encuentran
y/o deberán quedar vinculadas a este mismo Scada y gestionadas desde el centro
de control de Electrohuila bajo protocolo IEC 61850 y las IED'S solicitadas para las
demás subestaciones se encuentran vinculadas al Scada Survalent y gestionadas
desde el centro de Control a través de protocolo DNP3.0 sobre TCT/IP, a
excepción de la subestación Timaná la cual actualmente no se encuentra
gestionada desde Scada, la cual deberá ser vinculada al Scada Survalent o Abb
previa coordinación con Electrohuila. En el alcance de este proyecto se deberá
pasar a utilizar protocolo IEC 61850 y/o DNP3.0 TCP/IP como ya se mencionó. El
oferente deberá suministrar, instalar y configurar todos los equipos de
comunicación Ethernet requeridos para la integración de los IED´s al sistema de
control y/o la red de gestión de protecciones de cada subestación y su circulación
a Scada y OMS.
NOTA: INCLUIR LICENCIAS SCADA DE OBJETOS DE PROCESO, LINEAS DE PROCESO Y PROTOCOLOS.
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La configuración de comunicación en las subestaciones del anillo de Neiva deberá
ser en estrella utilizando lazos (patch cord) de fibra óptica y todos los aditamentos
necesarios que garanticen un perfecto acople en la comunicación y la protección
de la FO sobre bandeja o soporte que la inmunice contra vibraciones y demás en
cada uno de los cubículos donde se instalarán las IED'S.
Igualmente las IED'S que se encuentran en el Scada Survalent utilizarán la misma
configuración en la cual se encuentran actualmente, las IED'S que se van a
reemplazar y utilizarán el mismo protocolo mediante el cual se encuentran
integradas al Scada Survalent y Gestionadas desde el centro de control, así
mismo la red de gestión de protecciones deberá ser establecida mediante el uso
de redes Ethernet en cada una de las subestaciones objeto del presente
suministro.
Toda la ingeniería así como las IED'S, equipos de comunicación y materiales
necesarios para el perfecto acople de esta con su celda y equipos de la misma
(interruptor, señalizaciones, etc.) y su integración al Scada correspondiente y su
vinculación y gestión desde Sacad del centro de control, base de datos histórica
HIS 600, base de datos OMS y estación de ingeniería, deberá estar incluida en la
oferta, al igual que todos los trabajos, materiales y consumibles, equipos
necesarios para la realización de pruebas y demás, deberán ser incluidos en la
oferta con la discriminación necesaria que permita identificar los costos de los
equipos, los consumibles, ingeniería, vinculación a Scada y Centro de Control,
pruebas y la puesta en servicio. (Requisito indispensable para que la oferta sea
tenida en cuenta para ser evaluada).
Las subestaciones controladas y gestionadas a través del Scada Survalent
(Altamira, Campoalegre, Fortalecillas, Garzón, La Plata, Pitalito y Seboruco),
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manejan señales de estado y analógicas (Corrientes, voltajes, Energías,
potencias, etc.), a través de una plataforma SEL 3354, donde son llevadas estas
señales desde cada dispositivo y se concentran para ser enviadas al Centro de
Control, se debe verificar estas señales para ser conservadas en el dispositivo
reemplazante. Esta situación aplica para los relés a suministrar y/o implementar y
a los pendientes por integración relacionados arriba.
1.1.1 DISPOSITIVOS ELECTRONICOS INTELIGENTES DE PROTECCIÓN
Las siguientes características principales serán comunes a todas las protecciones
a suministrar.
Todos los relés a suministrar deberán ser intercambiables, tanto a nivel
conexionado, montaje, protocolos y aplicaciones para los suministros de
protecciones de transmisión y para los suministros de protecciones de
distribución.
Deberán ser diseñados con los últimos adelantos en tecnología electrónica;
es decir, deberán ser diseñados utilizando técnicas de microprocesadores.
Por lo tanto no se aceptarán relés diseñados con electrónica analógica y
que utilicen potenciómetros o perillas para efectuar regulaciones.
La señalización de operación deberá ser por LED o LCD, no se aceptarán
señalizaciones del tipo electromecánico. Esta señalización deberá ser
programable.
El diseño de los relés debe ser tal que la unidad ofrecida cuente con todas
las funciones de protección solicitadas. Por lo tanto, no se aceptarán relés
independientes para cada función solicitada, a menos que se especifique lo
contrario.
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La alimentación a los circuitos electrónicos de los relés deberá efectuarse a
través de un convertidor de tensión DC/DC, el cual formará parte del relé,
no aceptándose otras formas de bajar el nivel de tensión como por ejemplo
el uso de resistencias en serie, o fuentes externas.
Todos los elementos componentes de los relés de protección deberán
alojarse en caja metálica única, cierre hermético a prueba de polvo y
humedad, todo lo cual debe formar parte del suministro. La caja debe
contar con terminal de puesta a tierra.
Los relés de protección y sus tarjetas deberán ser preferiblemente
enchufables para permitir sustituciones rápidas por un lado y económicas
por otro.
En el caso que la parte activa de los relés sea extraíble, los circuitos
secundarios de los transformadores de corriente, deben ser
automáticamente cortocircuitados por medio de puentes apropiados.
Las protecciones deben permitir supervisarse y ajustarse remotamente. Por
lo tanto estarán equipadas con las unidades de comunicación y accesorios
de conexión necesarios para lograr el enlace mediante un sistema de
gestión de protecciones. La creación de la red de gestión de protecciones
en cada subestación y el suministro de equipos para dicha red es
responsabilidad del oferente. El intercambio de información con los relés de
protección (programación del relé y acceso a la información almacenada en
su memoria) se podrá hacer independientemente para los tres niveles
siguientes:
De manera local a través de una Interfaz Hombre Maquina mediante
un despliegue digital en el frente de cada relé de protección.
Mediante un computador portátil para conectarse a un puerto ubicado
en el frente de cada relé, utilizando el software de usuario que se
suministrara con el equipo.
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Por medio de la conformación de una red de datos mediante puertos
posteriores Ethernet para el sistema de gestión de protecciones y
sistema SCADA.
Todos los equipos de control y protección deberán ser integrados por el
proponente a los sistemas de control de nivel 2 o sistema local de las
subestaciones existentes, al sistema de control de nivel 3 o centro de
control y sistemas SCADA y a la estación de ingeniería para gestión de
cada uno de los equipos a suministrar. Todas las labores de ingeniería de
aplicación, configuración e integración deberán estar incluidas en el alcance
del proyecto.
Las protecciones deberán contar con los programas de interface con el
usuario que se utilizan para la configuración y ajuste de los relés, listado de
los parámetros, lectura de eventos, registros oscilográficos y despliegue de
valores medidos. Estos programas deberán ser del tipo de menú
autoexplicativo en ambiente Windows, con rutinas para prueba y
diagnóstico de los relés de protección.
El formato de los registros oscilográficos será COMTRADE para ser
aplicados a equipos de pruebas.
Se deberán registrar tensiones de fases y neutro, corrientes de fases y
neutro y señales digitales de las bahías incluidas en el alcance del
suministro. El muestreo deberá ser como mínimo 20 muestras por ciclo,
cuando no se indique algo diferente.
Los bornes de conexión de cada unidad deberán estar ubicados en la parte
posterior del relé y deberán ser de construcción robusta con tornillo. Los
mismos deberán ser aptos para la conexión de conductores de cobre de:
4 mm2 de sección para los circuitos de corriente.
2.5 mm2 de sección para los circuitos de tensión y control.
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El voltaje de alimentación para los relés de protección será:
125 V +10% -15% corriente continua.
Los relés deberán disponer de entradas análogas 0-5 A y 0-120 Vca para
protección, tantas como sean requeridas las cuales serán conectadas al
núcleo de protección de los transformadores de corriente y tensión. La
relación de transformación deberá ser configurables mediante el software
de la IED.
Todos los relés de protección están provistos con unidades de
comunicación, que permita su enlace con el sistema de automatización de
subestaciones para el control y registro de fallas, con el objeto de manejar
los datos informativos y operativos que se requieran. El protocolo de
comunicaciones será IEC 61850 nativo y puerto de fibra óptica, no se
admite el uso de interfaces de comunicaciones externas ni adaptadores, ni
conversores de protocolos externos.
Los relés deberán permitir sincronización desde un GPS (Global Positioning
System), a través de una entrada IRIG-B y SNTP, garantizando despliegue
de la fecha y la hora con resolución de 1 ms y precisión de 1 ms.
Los relés deben tener la opción de reposición remota de señalizaciones y
reposición local mediante un pulsador frontal.
Las protecciones tendrán incorporado un registrador de eventos
(500eventos) y registrador de disturbios (50Registros) para lo cual deberá
contar con reloj interno e indicar como mínimo: fecha, hora, tipo de falla y
fases involucradas. Todos los datos y ajustes de estas protecciones serán
accesibles para ser utilizados en la evaluación posterior de la falla.
Los relés deberán almacenar los siguientes registros de cada una de las
últimas fallas producidas (un mínimo de 50 registros):
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Tipo de falla, la fase y el tiempo.
Valores de corriente (fase y tierra).
Valores de tensión (fase y tierra).
Ángulos entre tensiones y corrientes.
Tiempo de duración de las fallas.
Oscilografías de señales de corriente y tensión.
La pérdida de la tensión auxiliar no debe provocar la pérdida del ajuste ni
de las señalizaciones.
La pérdida de la tensión auxiliar no debe ocasionar la pérdida de registros
oscilográficos ni de eventos.
Los equipos de protección dispondrán de auto supervisión continua y auto
diagnóstico para detección de falta de batería, fallas físicas y lógicas con
indicación de indisponibilidad del relé en el panel frontal por medio de un
led de indicación, por contactos libres de tensión y a través de un puerto de
comunicación para el sistema de control local y remoto.
Para los relés que se especifique se debe suministrar un bloque de prueba
incorporado al mismo o externamente. En este último caso será de montaje
embutido o a ras de acuerdo a estas especificaciones.
Todas sus funciones tanto de disparo como de control, señalización y
alarma deben ser programables a través del software. No se aceptarán
protecciones en las cuales sea necesario cambiar el hardware para este
propósito.
Se dispondrá de contactos robustos, especialmente diseñados para manejo
de corrientes de operación de bobinas de cierre y apertura, los cuales
deben estar plenamente identificados.
Ante una falla de comunicación, la función de protección debe permanecer
intacta.
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Los relés deberán ser insensibles a las armónicas.
Los contactos de salida que no posean supresores, deberán estar
diseñados de manera tal que al interrumpir la corriente que alimenta cargas
con L/R = 40ms, no se produzca ninguna perturbación en el relé.
Las protecciones de nivel 115 kV deben permitir integrarse vía IEC 61850
con la protección de barras actual o futura.
Los IED´s deben permitir programarlos para operar en forma adecuada
usando secuencias de fases ABC o ACB, sin que sus funciones de control,
medida o protección se vean afectadas y sin que sea necesario efectuar
cambios en el conexionado.
Los IED´s dispondrán de display gráfico de cristal líquido (LCD) que permita
visualizar el diagrama unifilar de la bahía, mostrando la información del
proceso tal como: Posición de los equipos de maniobra, medidas de
variables eléctricas, despliegue de eventos, enclavamientos eléctricos,
señalización de alarmas y parámetros de ajuste del IED, entre otros.
Igualmente dispondrá de:
Pulsadores que permitan efectuar los comandos de apertura y cierre
de los equipos de maniobra (interruptores y seccionadores)
controlados por el respectivo IED. Dichos pulsadores deben ser lo
suficientemente robustos para garantizar una operación continua.
Disponer en la parte frontal de mínimo quince (15) Leds para
anunciación de alarmas, tales como: Falla mecanismo del interruptor,
recierre bloqueado, recierre exitoso, falta de sincronismo, bloqueo por
baja presión de SF6, falla polaridades, falta tensión de potenciales,
alarma temperatura, disparo relé de protección, falla supervisión
circuito de disparo, etc.
Pulsador que permita al operador de la subestación, realizar la
reposición local de los Led de anunciación de alarmas.
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Selección del modo de control del IED (Local / Remoto)
Indicación local del estado operativo del IED.
Grupo de botones que permitan realizar el ajuste local de parámetros
y desplazarse a través del display del IED.
1.1.2 ESPECIFICACIONES DEL PROTOCOLO IEC 61850 PARA LOS IED'S
1.1.2.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES
Cada IED debe soportar un nombre descriptivo de al menos 8 caracteres con el fin
de proveer al usuario final un único nombre de cada IED dentro de su sistema.
Cada IED debe soportar reportes “buffered” y “unbuffered”. Estos reportes deben
ser pre-configurados y con la capacidad de ser utilizados sin modificaciones. Sin
embargo el IED debe soportar modificaciones de los reportes y data sets. Todos
los IED´s suministrados deben poseer el certificado KEMA IEC 61850 ediciones I y
II donde se especifique que cumplen con la norma y el protocolo es nativo del
equipo. El IED debe que soportar nativamente cada uno de las secciones del
estándar IEC 61850 ediciones I y II donde se describen las funciones
mencionadas a continuación:
Reportes IEC 61850 vía MMS.
Polling IEC 61850 vía MMS.
Control IEC 61850 vía MMS.
Auto descripción de IED's IEC 61850 vía MMS.
Mensajería GOOSE IEC 61850.
Configuración IEC 61850 con archivos SCL cargados directamente al
IED en formato XML.
Funciones de ingeniería y gestión utilizando estándar TCP/IP.
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Recolección de reportes de eventos utilizando estándar TCP/IP.
1.1.2.2 REQUERIMIENTO DE LOS MENSAJES GOOSE
La implementación de mensajes GOOSE IEC 61850 en cada IED debe soportar
los siguientes requerimientos:
Publicar al menos 8 mensajes GOOSE.
Suscribirse, aceptar y procesar al menos 24 mensajes GOOSE.
Verificar la calidad de los mensajes GOOSE.
1.1.2.3 SOFTWARE DE CONFIGURACIÓN IEC 61850
Con el fin de configurar correctamente un IED que se encuentra dentro de la red,
el software de configuración suministrado debe ser capaz de cumplir con los
siguientes requerimientos:
Importar información de configuración de otros IED´s por medio de archivos
ICD,CID y SCD y suministrar mensajes de error de problemas detectados en la
importación.
Soportar el nombre de los IED´s de al menos 8 caracteres.
Soportar la revisión de los Data Sets de IED´s y parámetros GOOSE.
Soportar la creación de al menos 8 mensajes GOOSE para ser
publicados.
Presentar al usuario todos los mensajes GOOSE publicados y
disponibles.
Soportar al menos 24 suscripciones a mensajes GOOSE.
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Permitir al usuario seleccionar un mensaje y la validación de los datos
recibidos, dentro de contenido de los Data Set GOOSE.
Permitir al usuario cargar directamente un archivo SCL en un IED o
exportar este archivo para almacenarlo.
1.1.2.4 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES 115 kV
Para el transformador de potencia nivel 115 kV se suministrará un sistema de
protección que incluya las siguientes funciones principales:
A. Una protección principal diferencial (87T), conectada desde los
transformadores de corriente tipo pedestal lado 115kV hasta los
transformadores de corriente tipo pedestal de 33 kV. La protección
dispondrá adicionalmente funciones de protección 24, 27, 46, 49, 50BF, 59,
94, TCM. Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y
registro de disturbios. Dispondrá de funciones de control OLTC, control de
bahía y medida.
B. Una protección independiente de sobre corriente 67/67N. La protección
dispondrá adicionalmente funciones de protección 46, 50/51-50N/51N. -
67/67N-27-49-50BF-59, 94, TCM. Igualmente la protección dispondrá de
registro de eventos, registro de disturbios, funciones de control y medida.
1.1.2.5 PROTECCION DE LÍNEAS MEDIANA LONGITUD 115 KV
Las líneas de 115kV dispondrán de las siguientes protecciones:
A. Una protección multifuncional distancia 21/21 N. La protección dispondrá
adicionalmente funciones de protección 25, 27, 46, 50BF, 50N/51N,
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51N/51N, 59,78, 79, 85, 94, TCM, LF. Igualmente la protección dispondrá
de registro de eventos y registro de disturbios.
B. Una protección multifuncional de sobre corriente direccional 67/67 N. La
protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 25, 27, 50BF,
50/51, 50N/51N,27, 49, 59, 79, 85, 94. Igualmente la protección dispondrá
de registro de eventos, registro de disturbios, funciones de control y
medida.
1.1.2.6 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES 34,5 KV
Para cada transformador de potencia salida nivel 34,5kV se suministrará un
sistema de protección que incluya las siguientes funciones principales:
A. Una protección principal diferencial (87T), conectada desde los
transformadores de corriente del lado 34,5kV hasta los transformadores de
corriente de la celda de 13.2 KV. La protección dispondrá adicionalmente
funciones de protección24, 27, 46, 49, 50BF, 59, 81, 94, TCM. Igualmente
la protección dispondrá de registro de eventos, registro de disturbios de
funciones de control OLTC, control de bahía y medida.
B. Una protección independiente de sobre corriente 50/51, 50N/51N. La
protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 27, 46, 49,
50BF, 59, 81, 94, TCM. Igualmente la protección dispondrá de registro de
eventos, registro de disturbios y funciones de Control y Medida.
1.1.2.7 PROTECCION DE LÍNEAS 34,5 KV
Las líneas de 34,5kV dispondrán de las siguientes protecciones:
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A. Una protección multifuncional de sobre corriente direccional 67/67 N. La
protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 26, 27, 46,
50BF,50/51, 50N/51N, 59, 79, 81, 94, TCM. Igualmente la protección
dispondrá de registro de eventos, registro de disturbios y funciones de
Control y Medida.
1.1.2.8 PROTECCION DE LÍNEAS 13,8 KV
Las líneas de 13,2kV dispondrán de las siguientes protecciones:
A. Una protección multifuncional de sobre corriente no direccional 50/51N. La
protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 27, 46, 50BF,
59,59G, 67N, 68, 79, 81, 94, TCM, LF. Igualmente la protección dispondrá
de registro de eventos, registro de disturbios y funciones de Control y
Medida.
1.1.2.9 PROTECCION DE BARRAS 115 KV
La barra de 115kV de la subestación El Bote dispondrá de la siguiente protección:
A. Una protección multifuncional diferencial de barras tipo porcentual de baja
impedancia 87B. Adicionalmente deberá contar con funciones de
sobrecorriente temporizada de fase (51/67) y función falla de interruptor
(50BF).
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1.1.3 REQUERIMIENTOS GENERALES
Los relés de protección deben ser de estado sólido, tecnología numérica o digital,
bajo consumo, diseño compacto, con conexión por la parte posterior y para
montaje en rack en tableros o a ras en lámina según aplique. Para las celdas de
34.5 y 13.2 KV la protección será instalada a ras en el compartimiento frontal de la
celda.
Para los relés que se especifique se debe suministrar un bloque de prueba
incorporado al mismo o externamente. En este último caso será de montaje
embutido o a ras acuerdo a estas especificaciones.
El Contratista debe suministrar todos los módulos, tarjetas y elementos que sean
necesarios para las labores de búsqueda de fallas y pruebas de los relés de
protección.
El fabricante debe suministrar todo el software de las protecciones y el sistema de
gestión que haya sido desarrollado para facilitar las labores de prueba, ajustes y
búsqueda de fallas.
Los relés de protección deben tener rearmado local. Además, se debe tomar
previsiones para que dichos equipos puedan ser rearmados desde el sistema de
control de la subestación.
La protección debe disponer de facilidades de comunicación, puertos seriales en
cobre y en fibra (DNP3.0, IEC103) y Ethernet en fibra (IEC61850, DNP3.0-TCP),
para permitir llevar la información al sistema de control; la resolución para la
marcación en el tiempo de los eventos asociados a las protecciones debe ser de 1
ms.
21
Los bloques de prueba a utilizar serán tipo RXTP18 y RXTP24
1.1.3.1 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR DE 115 KV
Los transformadores de potencia usarán protecciones multifuncionales cuyas
funciones básicas serán las siguientes:
Protección independiente función principal diferencial 87T, y funciones de
protección 24, 27, 32, 37, 46, 49, 50BF, 59, 94, TCM.
Protección independiente función principal sobre corriente 67/67N. La protección
dispondrá adicionalmente funciones de protección 46, 50/51-50N/51N. -67/67N-
27-49-50BF-59, 94, TCM.
1.1.3.2 PROTECCION DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR 115/34,5kV
La protección diferencial será sensible a corrientes diferenciales pequeñas
en relación a las de carga nominal (rango de 0,05 a 0,6 In del
transformador) y debe operaren tiempos inferiores a 25 ms. También será
estabilizada ante las corrientes de conexión del transformador
(“inrushcurrents”).
La protección diferencial incorporará función de detección de falla a tierra
por restricción de baja impedancia, tanto para el devanado de alta como
para el devanado de baja.
La protección diferencial incorporará también algoritmo de alta sensibilidad
para la detección de fallas entre espiras.
Las protecciones enviaran disparos y bloqueos a los interruptores de lado
Alta y Baja.
22
La protección diferencial de transformador será apta para protección de
unidades trifásicas de dos devanados.
La operación de esta protección deberá poderse restringir por la presencia
de armónicos de segundo orden para corrientes de magnetización, sin que
sea insensible antes fallas internas durante los períodos de energización y
armónicos de quinto orden, por condiciones de sobreexcitación.
Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.
La protección debe tener al menos 8entradas de corriente y 2 entradas de
tensión.
La protección debe tener al menos 30 entradas digitales y 24 salidas
digitales.
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
La protección diferencial dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía para un
interruptor y hasta cuatro seccionadores.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 15 LED´s
programables en diferente color (mínimo 45 indicaciones) y cinco botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:
Bloque de pruebas RTXP24.
Terminales combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP24 suministrado, los
terminales se suministrarán para el cableado al 100% más 20% de reserva
del bloque de prueba.
23
Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para
conexión de puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de comunicaciones.
El cable a suministrar debe ser cero emisión de halógenos, y protección anti
roedores no metálica.
Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829.
Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.
Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido).
1.1.3.3 FUNCIÓN A.T. Y B.T. DE TRANSFORMADOR (27-59-24)
La protección de baja tensión será del tipo trifásica con dos etapas de tiempo
definido y/o inverso.
La protección de sobretensión será del tipo trifásica con dos etapas de tiempo
definido y/o inverso.
La protección permitirá detectar también relación de elevadas de
tensión/frecuencia en el transformador. Esta función será de tipo trifásico con tres
etapas tiempo definido.
El tiempo de operación no deberá ser superior a 30ms.
La protección de baja tensión, sobretensión y sobreflujo dispondrá de registro de
perturbaciones (osciloperturbógrafo) con indicación cronológica de eventos
incorporada.
La protección permitirá el ajuste de retardos de larga duración.
24
1.1.3.4 FUNCIÓN DE SECUENCIA NEGATIVA (46)
Esta función protegerá el transformador contra asimetrías de la carga y como
respaldo de fallas asimétricas.
La protección debe ser ajustable al menos para dos etapas y usará tiempo
definido.
El tiempo de operación no podrá ser superior a 20ms.
La protección de secuencia negativa dispondrá de registro de eventos y registro
de disturbios.
1.1.3.5 FUNCIÓNDESOBRECARGA (49T)
Esta función protegerá el transformador contra sobrecargas y asimetrías de carga
La protección permitirá ser ajustada para dos niveles de alarma cuando la
temperatura excede un ajuste especificado, para lo cual se tendrá en cuenta la
características del transformador.
La protección de sobrecarga dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
1.1.3.6 FUNCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR (50BF)
La protección de falla interruptor tendrá arranque por todas las protecciones del
transformador incluyendo las protecciones mecánicas.
25
El tiempo de operación no podrá ser superior a 20ms.
La protección de falla interruptor dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
1.1.3.7 FUNCIONES DE LÓGICA
La protección dispondrá de funciones de lógica que permitan entre otras las
siguientes funciones:
Lógica de disparo.
Asignación libre de las funciones de protección que activan la lógica de
disparo.
Asignación libre de funciones de disparo externo.
Asignación libre de bloques de lógica y temporizadores.
1.1.3.8 SUPERVISIÓN DEL CIRCUITO DE DISPARO (TCM)
La protección dispondrá de unidades de supervisión para dos circuitos de disparo.
Cuando la funciones de supervisión de circuito de disparo no se permita ejecutar
en todas la unidades de protección de la bahía de transformador simultáneamente,
se suministrarán unidades externas cuyo costo deberá incluirse en el valor de la
protección de transformador.
1.1.3.9 DISPARO MAESTRO (86)
La protección dispondrá de unidad de disparo maestro cuyo diseño permitirá:
Reposición manual por botón de reset en el panel frontal del relé.
Reposición remota por comando desde el SAS de subestación.
26
1.1.3.10 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL
TRANSFORMADOR DE 115Kv
Para transformadores de 115 kV se usarán protecciones con unidades de sobre
corriente direccionales de fase y tierra. La conectividad de redes, permite flujo
bidireccional por lo tanto se requiere que las protecciones dispongan de:
Función principal de protección según ANSI 67 /67N.
Adicionalmente la protección permitirá:
Mínimo cuatro grupos de ajuste configurables por entradas digitales o
comandos desde sistema de automatización local o remoto.
Función de secuencia negativa ANSI 46.
Función secundaria de protección de sobre corriente ANSI 50/51,
50N/51N,configurable en cada grupo de ajuste.
Funciones de protección de sobre y baja tensión ANSI 59/27.
Funciones de protección de baja frecuencia ANSI 81L y característica df/dt.
Función de falla interruptor, contactos de disparo libremente configurables
para dos circuitos de disparo.
Función de disparo maestro ANSI 86.
Función de lógica de disparo 94.
Función de supervisión del circuito de disparo, TCM.
Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.
La protección debe tener al menos 5entradas de corriente y 5 entradas de
tensión.
27
La protección debe tener al menos 30 entradas digitales y 24 salidas
digitales.
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM y funciones de controlde bahía para un
interruptor y hasta cuatro seccionadores.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 15 LED´s
programables en diferente color (mínimo 45 indicaciones) y cinco botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:
Bloque de pruebas RTXP24.
Terminales combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP24 suministrado, los
terminales se suministrarán para el cableado al 100% más 20% de reserva
del bloque de prueba.
Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para
conexión de puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de comunicaciones.
El cable a suministrar debe ser cero emisión de halógenos, y protección anti
roedores no metálica.
Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829.
Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.
28
Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido).
1.1.3.11 PROTECCIÓN LINEAS DE 115 KV MEDIANA LONGITUD
Para la protección de líneas de 115kV de mediana longitud se usa protección de
línea PL1 con función principal de distancia y protección de línea PL2 con función
de sobre corriente direccional 67/67N.
1.1.3.11.1 PROTECCIÓN DE DISTANCIA
La protección de distancia será del tipo esquema completo con medición
simultánea en los bucles fase-tierra y fase-fase, adecuada para proteger líneas
cortas y medias. Se requiere que la zona 1 tenga como alcance mínimo 0,005
ohmios y que su disparo pueda ser desactivado y temporizado a través de
programación.
El tiempo de operación no podrá ser superior a 30ms.
Las unidades de medida deben tener característica cuadrilateral.
El IED deberá tener como mínimo cinco zonas libremente configurables en su
dirección y elementos de medida y ajuste independientes tanto para valores de
resistencia como para valores de reactancia; el retardo de tiempo para cada una
de las zonas debe ser libremente ajustable. La protección debe disponer de
característica de bloqueo y disparo por oscilación de potencia (“Power Swing”).
Adicionalmente, a las funciones de distancia, la protección debe tener las
siguientes funciones de protección incorporadas:
29
Disparo por cierre en falla.
Localizador de fallas.
Bloqueo o disparo por oscilación de potencia.
Bloqueo por detección de pérdida de las señales de tensión provenientes
de los transformadores de tensión.
Lógica de selección de fases
Esquema de comunicación lógica de corriente reversa, extremo débil,
funciones de eco, lógica de aceleración local, esquema de comunicaciones
para sobre corriente residual.
Auto recierre monofásico/trifásico.
Sincronización, chequeo de sincronismo y lógica de energización.
Protección falla interruptor dos etapas.
Protección sobre voltaje, dos etapas.
Protección bajo voltaje, dos etapas.
Protección de sobrecorriente de fases cuatro etapas 51, 67.
Protección de sobrecorriente de tierra cuatro etapas 51N, 67N.
Supervisión de circuitos de corriente.
Supervisión por fusión fusible.
La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía para un
interruptor y cuatro seccionadores.
Lógica de disparo, matriz de disparo y bloque de lógica libremente
configurables.
Contactos de disparo libremente configurables para dos circuitos de
disparo.
Función de disparo maestro 86.
Función de supervisión del circuito de disparo, TCM.
Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.
30
La protección debe tener al menos 5 entradas de corriente y 5 entradas de
tensión.
La protección debe tener al menos 30 entradas digitales y 24 salidas
digitales.
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 15 LED´s
programables en diferente color (mínimo 45 indicaciones) y cinco botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
El IED de protección distancia debe permitir la posibilidad (seleccionable en
campo) de realizar aceleración de zonas con diferentes esquemas de tele
protección, tales como: bajo alcance permisivo (PUTT), sobre alcance permisivo
(POTT), Aceleración de Zonas, entre otros.
La función de baja impedancia debe dar disparo tripolar y arrancar el ciclo de
recierre tripolar para fallas polifásicas en zona 1 y para fallas polifásicas en
disparos asistidos por tele protección.
Para los siguientes casos, considerados como operaciones de respaldo, debe dar
disparo y debe bloquear el recierre:
Para cualquier tipo de fallas en zona 2, zona 3, zona 4 ó Reversa.
Para cierres en falla y oscilación de potencia.
31
El IED de protección distancia debe suministrar la actuación y
normalización de cada una de sus funciones y los estados de todas sus
entradas y salidas digitales.
La sincronización de tiempo de la protección debe hacerse usando SNTP e
IRIG-B.
El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:
Bloque de pruebas RTXP24.
Terminales combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP24 suministrado y/o
existente, los terminales se suministrarán para el cableado al 100% más
20% de reserva del bloque de prueba.
Cable y terminales para conexión del puerto IRIG-B de la protección,
conexión óptica.
Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para
conexión de ambos puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de
comunicaciones. El cable a suministrar debe ser cero emisión de
halógenos, y protección anti roedores no metálica.
Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829.
Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.
Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido).
1.1.3.11.2PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL
Para las líneas de corta y mediana longitud se usará protección PL2 de
sobrecorriente direccionales fase y tierra.
Función principal de protección según ANSI 67 /67N.
32
Adicionalmente la protección permitirá:
Función de protección de sobrecorriente 50/51, 50N/51N, configurable en
cada grupo de ajuste, mínimo cuatro grupos de ajuste. Curvas tiempo
inverso según IEC.
Función de protección de secuencia negativa 46, configurable en cada
grupo de ajuste, mínimo cuatro grupos de ajuste. Curvas tiempo inverso
según IEC.
Funciones de protección de sobrecarga 49.
Funciones de protección de sobre y baja tensión 59/27.
Funciones de protección de baja frecuencia 81L y característica df/dt.
Funciones de verificación de sincronismo y energización 25.
Función de falla interruptor.
Funciones de recierre tripolar ANSI 79, para líneas.
Entradas configurables y lógica interna que permita establecer esquema de
disparo permisivo para rápido despeje de fallas.
Lógica de selección de fases, lógica de comunicación, lógica de corriente
inversa, lógica de extremo débil para protección de sobre corriente residual.
Supervisión de conductor roto.
Contactos de disparo libremente configurables para dos circuitos de
disparo.
Función de disparo maestro.
Lógica de disparo, matriz de disparo y bloque de lógica libremente
configurables.
Función de supervisión del circuito de disparo, TCM.
La protección debe tener al menos 5 entradas de corriente y 5 entradas de
tensión.
33
La protección debe tener al menos 30 entradas digitales y 24 salidas
digitales.
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía
configuración barra principal y transferencia para un interruptor y cuatro
seccionadores.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 15 LED´s
programables en diferente color (mínimo 45 indicaciones) y cinco botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:
Bloque de prueba RTXP24.
Terminales Combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP24 suministrado y/o
existente, los terminales se suministrarán para el cableado al 100% más
20% de reserva del bloque de prueba.
Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para
conexión de ambos puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de
comunicaciones. El cable a suministrar debe ser cero emisión de
halógenos, y protección anti roedores no metálica.
Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829.
Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.
Tornillería para montaje al gabinete existente (200% al requerido).
34
1.1.3.12 PROTECCIÓN TRANSFORMADOR DE 115/34,5kV LLEGADA LADO
34,5kV
1.1.3.12.1 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL
TRANSFORMADOR LADO DE 34,5kV
Para el transformador de 115 kV lado de 34,5kV se usarán protecciones con
unidades de sobre corriente direccionales de fase y tierra. La conectividad de
redes, permite flujo bidireccional por lo tanto se requiere que las protecciones
dispongan de:
Función principal de protección según ANSI 67 /67N.
Adicionalmente la protección permitirá:
Mínimo cuatro grupos de ajuste configurables por entradas digitales o
comandos desde sistema de automatización local o remoto.
Función de secuencia negativa ANSI 46.
Función secundaria de protección de sobre corriente ANSI 50/51, 50N/51N,
configurable en cada grupo de ajuste.
Funciones de protección de sobre y baja tensión ANSI 59/27.
Funciones de protección de baja frecuencia ANSI 81L y característica df/dt.
Función de falla interruptor, contactos de disparo libremente configurables
para dos circuitos de disparo.
Función de disparo maestro ANSI 86.
Función de lógica de disparo 94.
Función de supervisión del circuito de disparo, TCM.
Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.
35
La protección debe tener al menos 5 entradas de corriente y 5 entradas de
tensión.
La protección debe tener al menos 30 entradas digitales y 24 salidas
digitales.
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía para un
interruptor y hasta cuatro seccionadores.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 15 LED´s
programables en diferente color (mínimo 45 indicaciones) y cinco botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:
Bloque de pruebas RTXP18.
Terminales combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP18 suministrado, los
terminales se suministrarán para el cableado al 100% más 20% de reserva
del bloque de prueba.
Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para
conexión de puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de comunicaciones.
El cable a suministrar debe ser cero emisión de halógenos, y protección anti
roedores no metálica.
Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829
Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.
Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido).
36
1.1.3.13 PROTECCIÓN LINEAS DE 34,5 KV
La protección de líneas de 34,5kV se hará usando unidad de control medida y
protección integrada.
La protección de línea PL1 de 34,5kV será del tipo direccional.
1.1.3.13.1 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL LINEAS 34,5kV
Para las líneas de 34,5kV se usarán protecciones con unidades de sobre corriente
direccionales de fase y tierra. Se permitirá conectividad de redes con flujo
bidireccional por lo tanto se requiere que las protecciones dispongan de:
Función principal de protección según ANSI 67 /67N.
Adicionalmente la protección permitirá:
Mínimo cuatro grupos de ajuste configurables por entradas digitales o
comandos desde sistema de automatización local o remoto.
Función de secuencia negativa ANSI 46.
Función secundaria de protección de sobre corriente ANSI 50/51, 50N/51N,
configurable en cada grupo de ajuste.
Funciones de protección de sobre y baja tensión ANSI 59/27.
Funciones de protección de baja frecuencia ANSI 81L y característica df/dt.
Función de falla interruptor, contactos de disparo libremente configurables
para dos circuitos de disparo.
Función de disparo maestro ANSI 86.
Función de lógica de disparo 94.
37
Función de supervisión del circuito de disparo, TCM.
Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.
La protección debe tener al menos 5 entradas de corriente y 5 entradas de
tensión.
La protección debe tener al menos 30 entradas digitales y 24 salidas
digitales.
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía para un
interruptor y hasta cuatro seccionadores.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 15 LED´s
programables en diferente color (mínimo 45 indicaciones) y cinco botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:
Bloque de pruebas RTXP18.
Terminales combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP18 suministrado, los
terminales se suministrarán para el cableado al 100% más 20% de reserva
del bloque de prueba.
Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para
conexión de puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de comunicaciones.
El cable a suministrar debe ser cero emisión de halógenos, y protección anti
roedores no metálica.
Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829.
Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.
38
Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido).
1.1.3.14 PROTECCIÓN DE TRANSFORMADOR DE 34,5/13,8 KV
Los transformadores de potencia usarán protecciones multifuncionales cuyas
funciones básicas serán las siguientes:
Protección independiente función principal diferencial 87T, y funciones de
protección 24, 27, 32, 37, 46, 49, 50BF, 59, 94, TCM.
Protección independiente función principal sobre corriente 67/67N. La
protección dispondrá adicionalmente funciones de protección 46, 50/51-
50N/51N. -67/67N-27-49-50BF-59, 94, TCM.
1.1.3.14.1 PROTECCION DIFERENCIAL DE TRANSFORMADOR 34,5/13,8kV
La protección diferencial será sensible a corrientes diferenciales pequeñas
en relación a las de carga nominal (rango de 0,05 a 0,6 In del
transformador) y debe operar en tiempos inferiores a 25 ms. También será
estabilizada ante las corrientes de conexión del transformador
(“inrushcurrents”).
La protección diferencial incorporará función de detección de falla a tierra
por restricción de baja impedancia, tanto para el devanado de alta como
para el devanado de baja.
La protección diferencial incorporará también algoritmo de alta sensibilidad
para la detección de fallas entre espiras.
Las protecciones enviaran disparos y bloqueos a los interruptores de lado
Alta y Baja.
39
La protección diferencial de transformador será apta para protección de
unidades trifásicas de dos devanados.
La operación de esta protección deberá poderse restringir por la presencia
de armónicos de segundo orden para corrientes de magnetización, sin que
sea insensible antes fallas internas durante los períodos de energización y
armónicos de quinto orden, por condiciones de sobreexcitación.
Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.
La protección deberá contar mínimo con seis grupos de ajuste
configurables por entradas digitales o comandos desde sistema de
automatización local o remoto.
La protección debe tener al menos 8 entradas de corriente y 2 entradas de
tensión.
La protección debe tener al menos 16 entradas digitales y 16 salidas
digitales.
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
La protección diferencial dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía para un
interruptor y hasta cuatro seccionadores.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 11LED´s
programables en diferente color (mínimo 22 indicaciones) y 16 botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:
Bloque de pruebas RTXP18.
40
Terminales combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP18 suministrado, los
terminales se suministrarán para el cableado al 100% más 20% de reserva
del bloque de prueba.
Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para
conexión de puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de comunicaciones.
El cable a suministrar debe ser cero emisión de halógenos, y protección anti
roedores no metálica.
Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829
Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.
Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido)
1.1.3.14.2 FUNCIÓN ALTA Y BAJA TENSIÓN DE TRANSFORMADOR (27-59-24)
La protección de baja tensión será del tipo trifásica con dos etapas de tiempo
definido y/o inverso.
La protección de sobretensión será del tipo trifásica con dos etapas de tiempo
definido y/o inverso.
La protección permitirá detectar también relación de elevadas de
tensión/frecuencia en el transformador. Esta función será de tipo trifásico con tres
etapas tiempo definido.
El tiempo de operación no deberá ser superior a 30ms.
La protección de baja tensión, sobretensión y sobreflujo dispondrá de registro de
perturbaciones (osciloperturbógrafo) con indicación cronológica de eventos
incorporada.
41
La protección permitirá el ajuste de retardos de larga duración
1.1.3.15 FUNCIÓN DE SECUENCIA NEGATIVA (46)
Esta función protegerá el transformador contra asimetrías de la carga y como
respaldo de fallas asimétricas.
La protección debe ser ajustable al menos para dos etapas y usará tiempo
definido.
El tiempo de operación no podrá ser superior a 20ms.
La protección de secuencia negativa dispondrá de registro de eventos y registro
de disturbios.
1.1.3.16 FUNCIÓNDESOBRECARGA (49T)
Esta función protegerá el transformador contra sobrecargas y asimetrías de carga
La protección permitirá ser ajustada para dos niveles de alarma cuando la
temperatura excede un ajuste especificado, para lo cual se tendrá en cuenta la
características del transformador.
La protección de sobrecarga dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
42
1.1.3.17 FUNCIÓN DE FALLA INTERRUPTOR (50BF)
La protección de falla interruptor tendrá arranque por todas las protecciones del
transformador incluyendo las protecciones mecánicas.
El tiempo de operación no podrá ser superior a 20ms.
La protección de falla interruptor dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
1.1.3.18 FUNCIONES DE LÓGICA
La protección dispondrá de funciones de lógica que permitan entre otras las
siguientes funciones:
Lógica de disparo.
Asignación libre de las funciones de protección que activan la lógica de
disparo.
Asignación libre de funciones de disparo externo.
Asignación libre de bloques de lógica y temporizadores.
1.1.3.19 SUPERVISIÓN DEL CIRCUITO DE DISPARO (TCM)
La protección dispondrá de unidades de supervisión para dos circuitos de disparo.
Cuando la funciones de supervisión de circuito de disparo no se permita ejecutar
en todas la unidades de protección de la bahía de transformador simultáneamente,
se suministrarán unidades externas cuyo costo deberá incluirse en el valor de la
protección de transformador.
43
1.1.3.20 DISPARO MAESTRO (86)
La protección dispondrá de unidad de disparo maestro cuyo diseño permitirá:
Reposición manual por botón de reset en el panel frontal del relé.
Reposición remota por comando desde el SAS de subestación.
1.1.3.21 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NO DIRECCIONAL
TRANSFORMADOR DE 34,5/13,8kV
La protección de sobre corriente de fases y neutro debe tener tres unidades de
fase y una de tierra. El ajuste de umbral de corriente y temporización para las
unidades de fase se podrá realizar mediante selección común y el ajuste para la
unidad de tierra debe ser independiente.
La protección dispondrá de entradas e indicaciones mediante led´s que actúen a
manera de alarma visual y que permitan a su vez la supervisión de las
protecciones de otras bahías más no la propia.
La protección de sobre corriente, debe incluir la función de falla interruptor.
La protección de sobre corriente no direccional dispondrá adicionalmente de:
Función de bajo voltaje 27.
Función de sobre corriente secuencia negativa 46.
Función de falla interruptor 50BF, dos etapas.
Función de sobre corriente 50/51, 50N/51N.
44
Función de sobre voltaje 59.
Función de recierre 79 en las líneas de 13,2 kV.
Función de baja frecuencia 81H, 81L y característica df/dt, con mínimo 6
etapas.
Función de lógica de disparo 94.
Función de supervisión del circuito de disparo, TCM.
Función de disparo maestro 86.
Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.
La protección deberá contar mínimo con seis grupos de ajuste
configurables por entradas digitales o comandos desde sistema de
automatización local o remoto.
La protección debe tener al menos 4 entradas de corriente y 5 entradas de
tensión.
La protección debe tener al menos 24 entradas digitales y 14 salidas
digitales.
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía para un
interruptor y hasta cuatro seccionadores.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 11 LED´s
programables en diferente color (mínimo 22 indicaciones) y 16 botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:
Bloque de pruebas RTXP18.
45
Terminales combiflex 1,5 y 2,5 mm para módulo RXTP18 suministrado, los
terminales se suministrarán para el cableado al 100% más 20% de reserva
del bloque de prueba.
Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para
conexión de puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de comunicaciones.
El cable a suministrar debe ser cero emisión de halógenos, y protección anti
roedores no metálica.
Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829.
Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.
Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido).
1.1.3.22 PROTECCIÓN TRANSFORMADOR DE 34.5/13,8 KV LLEGADA LADO
13,8 KV
La protección del lado de baja tensión del transformador de 34,5/13,2kV se hará
usando unidad de control medida y protección integrada.
La protección de transformador PT1 del lado de 13,2kV será del tipo no
direccional.
1.1.3.23 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NO DIRECCIONAL
TRANSFORMADOR LADO DE 13,8 kV
Para los transformadores 34,5/13,2kV lado de 13,2kV se usarán protecciones con
unidades de sobre corriente no direccionales de fase y tierra. Se requiere que las
protecciones dispongan de:
46
Función principal de protección según 50/51, 50N/51N.
Adicionalmente la protección permitirá:
Mínimo cuatro grupos de ajuste configurables por entradas digitales o
comandos desde sistema de automatización local o remoto.
Función de sobre corriente de secuencia negativa 46.
Funciones de protección de sobre y baja tensión 59/27.
Funciones de sobretensión residual 59G.
Funciones de protección de baja frecuencia 81H, 81L y característica df/dt
con mínimo 6 etapas.
Función de falla interruptor.
Contactos de disparo libremente configurables para dos circuitos de
disparo.
Función de disparo maestro ANSI 86.
Función de lógica de disparo 94.
Función de supervisión del circuito de disparo, TCM.
Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.
La protección deberá contar mínimo con seis grupos de ajuste
configurables por entradas digitales o comandos desde sistema de
automatización local o remoto.
La protección debe tener al menos 4 entradas de corriente y 5 entradas de
tensión.
La protección debe tener al menos 24 entradas digitales y 14 salidas
digitales.
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
47
Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía para un
interruptor extraíble de Celda de media tensión.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 11 LED´s
programables en diferente color (mínimo 22 indicaciones) y 16 botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
El material requerido para instalación debe ser suministrado por el proveedor:
Bloque de pruebas RTXP18 o similar
Cable de fibra óptica, directamente conectorizable, terminales para
conexión de puertos Ethernet bajo fibra hacia gabinete de comunicaciones.
El cable a suministrar debe ser cero emisión de halógenos, y protección anti
roedores no metálica.
Cable apantallado para conexión RS485 tipo Belden 9729 - Belden 9829
Placa de soporte para adaptación al gabinete existente.
Tornillería para montaje al gabinete existente (200% del requerido)
1.1.3.24 PROTECCIÓN ALIMENTADORES DE 13,8 KV
La protección de líneas o alimentadores de 13,2 kV se hará usando unidad de
control medida y protección integrada.
La protección de línea o alimentador PL1 será del tipo no direccional.
48
1.1.3.24.1 PROTECCIÓN SOBRECORRIENTE NO DIRECCIONAL LINEAS 13,8 KV
Para las líneas de 13,2 kV se usarán protecciones con unidades de sobre
corriente no direccionales de fase y tierra.
Adicionalmente la protección permitirá:
Mínimo cuatro grupos de ajuste configurables por entradas digitales o
comandos desde sistema de automatización local o remoto.
Supervisión de circuitos de corriente.
Protección de falla a tierra intermitente.
Protección de falla a tierra sensitiva.
Protección de sobretensión residual, tres (3) etapas.
Función de sobrecarga 26.
Funciones de protección de sobre y baja tensión 59/27.
Funciones de protección de baja frecuencia ANSI 81H,
81Lycaracterísticadf/dt, con mínimo 6 etapas
Función de falla interruptor, salida de disparo libremente configurable.
Función de disparo maestro 86.
Función de lógica de disparo 94.
Función de supervisión del circuito de disparo, TCM.
Funciones de medida P, Q, S, V, A, Hz.
La protección deberá contar mínimo con seis grupos de ajuste
configurables por entradas digitales o comandos desde sistema de
automatización local o remoto.
La protección debe tener al menos 4 entradas de corriente y 5 entradas de
tensión.
La protección debe tener al menos 24 entradas digitales y 14 salidas
digitales.
49
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM y funciones de control de bahía para un
interruptor extraíble de Celda de media tensión.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 11 LED´s
programables en diferente color (mínimo 22 indicaciones) y 16 botones
programables por el usuario para diferentes funciones.
1.1.3.25 PROTECCIÓN BARRAS DE 115 KV
1.1.3.25.1 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS 115kV
La protección diferencial de barras debe ser de alta velocidad, tipo porcentual de
impedancia baja o moderada, suministrada totalmente equipada para proteger la
barra de la subestación El Bote a 115 kV y equipada completamente al menos
para 8 entradas (bahías); no debe requerir transformadores de corriente auxiliares
y la tecnología de operación debe ser numérica.
El principio de operación de la protección debe ser tal que garantice la máxima
estabilidad ante fallas externas y asegure un disparo rápido ante fallas internas,
aun cuando se utilicen transformadores de corriente con diferencias apreciables
en sus curvas de excitación y longitudes de cables, no debe ser afectada por
presencia de componentes armónicas en las señales de corriente ni por las
variaciones de la frecuencia.
50
El relé de protección diferencial de barras deberá garantizar sensibilidad,
selectividad y confiabilidad ante fallas internas y externas a la subestación, de tal
forma que se asegure el correcto funcionamiento con señales de corriente de CT’s
con diferentes relaciones de transformación, diferentes curvas de saturación,
diferente burden y diferente precisión.
La protección diferencial de barras permitirá también:
Ejecutar pruebas en las unidades de disparo sin que se produzcan órdenes
en los circuitos asociados (el suministro debe incluir el Bloque y peinetas de
prueba necesarios para cortocircuitar las corrientes y abrir los disparos).
Usará elementos de medida diferencial independientes por cada fase.
Posibilitar la variación de los ajustes de los elementos de medición,
restricción y estabilización por cada fase.
Señal de disparo para cada circuito, libre de potencial o sea positivos (+) de
disparo independiente por cada salida.
Señal de alarma por disparo fases A, B y C y relé bloqueado.
Detección de anomalía circuito secundario de corriente.
Permitir su uso sin la necesidad módulos o accesorios adicionales.
Soportar el uso de CT’s de relaciones diferentes de 1 a 10 veces en la
misma zona de protección.
Función de protección de sobrecorriente 50/51, 50N/51N, configurable en
cada grupo de ajuste. Curvas tiempo inverso según IEC.
Mínimo cuatro grupos de ajuste configurables por entradas digitales o
comandos desde sistema de automatización local o remoto.
Salidas de disparo por cada bahía.
Entradas para posición de los seccionadores que determinen las zonas de
protección.
51
El relé diferencial de barras dispondrá de funciones de auto supervisión
continua y de auto diagnóstico para la detección de las fallas físicas y
lógicas con indicación de indisponibilidad del relé a través del panel frontal,
contactos libres de tensión normalmente cerrado y mediante mensajes en
los protocolos soportados.
Poseer contactos de salida para indicador operación de la protección
diferencial y bloqueo de la protección.
Suministro del software de configuración, parametrización y consulta el cual
debe ser licenciado a Electrohuila S.A. E.S.P.
La protección de barras permitirá el uso de los transformadores de corriente
existentes.
La protección debe tener al menos 48 entradas digitales que permitan
incluir señales de posición de los seccionadores de cada bahía que sean
necesarios para interpretar y conmutar las corrientes entre las zonas de
protección. Por esto, el relé deberá estar en la capacidad de adaptar el
cubrimiento de las zonas de manera automática. Para la adquisición de
señales en el relé se requieren módulos de entradas aptos para operar con
tensión de corriente continua de voltaje nominal 125 Vcc.
Para la ejecución de comandos y señalización en el relé se requieren al
menos 24 salidas digitales aptas para operar con tensión de corriente
continua de voltaje nominal 125 Vcc, y 8 amperios en forma continua.
La protección diferencial debe entregarse programada para la configuración
actual de la subestación y calculada con base a la información de CT’s y
con la configuración de la subestación.
La protección debe tener al menos 24 entradas de corriente.
La protección deberá estar equipada completamente para proteger mínimo
8 bahías.
52
Comunicaciones con control de subestación vía DNP3.0, IEC103 e
IEC61850-8-1, comunicación horizontal vía Goose.
Igualmente la protección dispondrá de registro de eventos y registro de
disturbios.
La protección dispondrá de IHM.
La interfaz HMI de la protección deberá contar con mínimo 15 LED´s
programables.
1.1.4 DESCRIPCION EQUIPOS DE PROTECCIÓN
Para la protección eléctrica, control, supervisión y medición se requieren relés de
protección del tipo Dispositivo Electrónico Inteligente (IED). El Proponente deberá
incluir con su oferta los catálogos y manuales, e información técnica pertinente y
suficiente, que permita evaluar técnicamente los bienes ofrecidos. Estos
Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED'S) deben cumplir las funciones de
control, medida, protección, monitoreo de fallas, anunciación de alarmas y registro
de eventos, de acuerdo con las condiciones descritas en los siguientes numerales
1.1.4.1 CONOCIMIENTO Y CAPACITACIÓN
El proveedor de las IED deberá luego de la entrega realizar un evento de
capacitación mínimo 12 horas para el conocimiento y manejo de los equipos para
un grupo de hasta 12 personas de ELECTROHUILA S.A. E.S.P., a realizar en la
ciudad de Neiva, cubriendo los temas de instalación de los equipos, manejo del
software, programación, principio de operación del IED, criterios básicos de ajuste,
gestión local, operación y diagnóstico de fallas. El evento se realizará en las
instalaciones de ELECTROHUILA S.A. E.S.P.
53
1.1.4.2 NORMAS DE FABRICACIÓN
Los IED deberán ser diseñados, fabricados, probados y suministrados, en
concordancia con la última versión y revisión de las normas y recomendaciones
IEC entre las cuales se destacan las siguientes:
INSPECTION OF MECHANICAL STRUCTURE
DESCRIPTION REFERENCE RESULT
Making and mechanical structure IEC 60255-5 and IEC 60255-6
OK
Enclosure class of the flush-mounted IED IEC 60529 • IP 54 front side • IP 20 rear side, connection terminals
Clearance and creepage distances IEC 60255-5 OK
INSULATION TESTS
TEST REFERENCE REQUIREMENT
Dielectric test IEC 60255-5 2 kV, 50 Hz, 1 min 500 V, 50 Hz, 1 min Communication
Impulse voltage test IEC 60255-5 5 kV, 1.2/50 μs, 0.5 J 1 kV, 1.2/50 μs, 0.5 J Communication
Insulation resistance measurement IEC 60255-5 >100 MΩ, 500 VDC
Protective bonding resistance IEC 60255-27 <0.1 Ω, 4 A, 60 s
ELECTROMAGNETIC COMPATIBILITY TESTS
PHENOMENON REFERENCE TEST LEVEL
1 MHz/100 kHz burst disturbance test IEC 61000-4-18 and IEC 60255-22-1, class III
1 kV differential mode 2.5 kV common mode
Electrostatic discharge test IEC 61000-4-2, IEC 60255-22-2, IEEE C37.90.3.2001
8 kV contact discharge 15 kV air discharge
Radio frequency interference tests
IEC 61000-4-6 and IEC 60255-22-6, class III
10 V (rms) f=150 kHz...80 MHz
IEC 61000-4-3 a and 10 V/m (rms)
54
IEC 60255-22-3, class III
f=80...2700 MHz
ENV 50204 and IEC 60255-22-3, class III
10 V/m f=900 MHz
Fast transient disturbance test IEC 61000-4-4 and IEC 60255-22-4
All ports • 4 kV
Surge immunity test IEC 61000-4-5 and IEC 60255-22-5
Communication • 1 kV All other ports • 4 kV line-to-earth • 2 kV line-to-line
Power frequency (50 Hz) magnetic field IEC 61000-4-8 300 A/m continuous
Voltage dips and short interruptions IEC 61000-4-11
30%/10 ms 60%/100 ms 60%/1000 ms >95%/5000 ms
Power frequency immunity test IEC 61000-4-16 and IEC 60255-22-7, class A
Binary inputs only 150 V rms differential mode 300 V rms common mode
Emission tests • Conducted • Radiated
EN 55011, class A and IEC 60255-25
0.15...0.50 MHz • <79 dB(μV) quasi peak • <66 dB(μV) average 0.5...30 MHz • <73 dB(μV) quasi peak • <60 dB(μV) average 30...230 MHz • <40 dB(μV/m) quasi peak, measured at 10 m distance 230...1000 MHz • <47 dB(μV/m) quasi peak, measured at 10 m distance
CLIMATIC ENVIRONMENTAL TESTS
TEST REFERENCE REQUIREMENT
Dry heat test IEC 60068-2-2 +55°C 96 h +85°C 16 h 1
Dry cold test IEC 60068-2-1 -25°C 96 h -40°C 16 h
Damp heat test IEC 60068-2-30 +25...+55°C, Rh>93% 6 cycles (12 h + 12 h)
Storage test IEC 60068-2-48 +85°C 96 h -40°C 96 h
1. For IED'S with an LC communication interface, the maximum operating
temperature is +70oC
55
MECHANICAL TESTS
TEST REFERENCE REQUIREMENT
Vibration tests (sinusoidal) IEC 60068-2-6 (test Fc) and IEC 60255-21-1
Class 2
Shock and bump tests
IEC 60068-2-27 (test Ea Shock), IEC 60068-2-29 (test Eb Bump) and IEC 60255-21-2
Class 2
1.1.4.3 REQUISITOS GENERALES Y DE CONSTRUCCIÓN DE LAS IED'S A
SUMINISTRAR
Todos los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED'S) a suministrar deben ser de
estado sólido, construidos de acuerdo con las últimas técnicas, de tipo numérico y
controlados por microprocesador. Deberán disponer de medios para conservar la
programación y los registros almacenados, en caso de interrupción de su
alimentación de energía. El montaje de los IED'S se realizará en forma vertical u
horizontal según el caso, sobre la lámina (flush-mountinghousing) de la puerta
frontal de las celdas existentes. Los IED'S deberán ser de bajo consumo, diseño
compacto y con conexiones posteriores para cables mediante tornillos (screw-
typeterminals). El control e intercambio de información de los IED'S se debe poder
realizar en forma independiente, en los tres niveles siguientes:
a) De manera local a través de una interfaz hombre-máquina (IHM) en el
frente de cada IED.
b) Mediante un computador portátil (que no hace parte de este suministro) que
se podrá conectar a un puerto ubicado en el frente de cada IED, utilizando
el software de usuario que el fabricante debe suministrar con los equipos.
56
c) Mediante una red Ethernet (para protocolo IEC61850 o protocolo DNP3.0)
de datos que permita su enlace con un sistema de control, medida, gestión
y registro de eventos a través de puertos posteriores.
Con los IED'S deberán suministrarse los programas de interfaz con el usuario y
sus respectivas licencias, las cuales se utilizarán para la configuración y ajuste de
los IED'S, listado de parámetros, lectura de eventos y despliegue de valores
medidos, los cuales deberán ser del tipo menú autoexplicativo, y con rutinas para
prueba o diagnóstico de los IED'S, preferiblemente en ambiente Windows.
Los IED'S dispondrán de auto supervisión continua y de auto diagnóstico para
detección de las fallas físicas y lógicas con indicación de indisponibilidad del IED a
través del panel frontal mediante diodos luminosos (LED's), por contactos libres de
tensión y mediante el sistema de comunicaciones.
Todos los IED'S deberán permitir la lectura en el display de medidas instantáneas
de corriente, tensión.
Cada IED debe soportar un nombre descriptivo de al menos 8 caracteres con el fin
de proveer al usuario final un único nombre de cada IED dentro de su sistema y
además que pueda identificar correctamente a cada dispositivo utilizando los
nombres preestablecidos.
El IED ofrecido debe contar con un certificado KEMA IEC 61850 o equivalente,
para verificar que el dispositivo cumple con la norma y el protocolo será nativo
para el equipo.
57
1.1.4.4 FUENTES DE ALIMENTACIÓN
Cada IED deberá estar equipado con las fuentes internas necesarias para
alimentar los componentes que lo constituyen, con la capacidad suficiente para
suministrar los voltajes y las potencias internas requeridas.
1.1.4.5 UNIDAD CENTRAL DE PROCESO CPU
Deberá ser microprocesada de última tecnología, con capacidad y velocidad de
procesamiento acordes con las funciones solicitadas para el sistema.
El módulo CPU deberá disponer como mínimo de una memoria no volátil para los
programas operativos del sistema, una memoria RAM de tipo Flash para los datos
y parámetros del proceso, y una memoria no volátil para el programa de
aplicación.
1.1.4.6 ADQUISICIÓN DE DATOS Y MEDIDA DE VARIABLES ELÉCTRICAS
La adquisición de las variables eléctricas del sistema supervisado se realizará
mediante una conexión con los núcleos secundarios de los transformadores de
medida (corriente y tensión), los cuales tienen las siguientes características
técnicas:
Transformadores de Corriente: Señales provenientes de núcleos
secundarios de cinco (5) Amperios, de corriente nominal.
58
Transformadores de Tensión: Señales provenientes de núcleos
secundarios de 115/Raiz3 Vac, 110/Raiz3 Vacó 120/Raiz3 Vac. La
relación de transformación debe ser programable mediante el software de
programación de los IED'S.
Los valores instantáneos de medidas eléctricas deben ser presentados en el
display del IED en tiempo real y deberán ser como mínimo las siguientes:
Tipo Descripción Fase
Trifásica Transmisión de datos al Centro de Control
Remoto A B C
Voltaje Voltaje fase - neutro (kV) Sí Sí Sí Sí
Voltaje fase – fase (kV) Sí Sí Sí Sí
Corriente Corriente de fase (Amperios) Sí Sí Sí Sí
Potencia
Potencia activa (MW) Sí Sí Sí Sí Sí
Potencia reactiva (MVAR) Sí Sí Sí Sí Sí
Potencia aparente (MVA) Sí Sí Sí Sí Sí
Frecuencia Frecuencia del sistema (HZ) Sí Sí
Energía Energía activa (MWh) Sí Sí Sí Sí Sí
Energía reactiva (MVArh) Sí Sí Sí Sí Sí
1.1.4.7 MARCACIÓN DE EVENTOS Y ALARMAS
Esta función del IED será la encargada de efectuar la marcación del tiempo de
ocurrencia de los eventos y de las alarmas que se presenten en los equipos de la
subestación, medidas que deben contar con una resolución para marcación de
eventos menor o igual a un (1) milisegundo.
Ante la ocurrencia de una señal de alarma previamente configurada en el IED,
dicha alarma deberá ser mostrada automáticamente en la interfaz hombre-
máquina del IED en una línea que reporte la última señal de alarma ocurrida. Los
principales eventos que deberán ser considerados como alarmas, son los
siguientes:
59
Fallas en los equipos o elementos de la subestación.
Violación de valores límites preestablecidos.
Valores análogos o valores acumulativos con desviaciones de la operación
normal.
Fallas en el sistema de control, medida, protección o de comunicaciones.
Fallas en la ejecución de los comandos.
Fallas de software o hardware.
1.1.4.8 REGISTRO DE EVENTOS
Los IED'S deberán tener la capacidad para almacenar las medidas y los últimos
eventos ocurridos. Los eventos deberán ser reportados en tiempo real y
almacenados con el tiempo de ocurrencia del evento en forma cronológica, con
marcación de tiempo de adquisición con una resolución menor o igual a un (1)
milisegundo. Los eventos deberán ser reportados con texto de identificación
completa de la señal, fecha y hora de su ocurrencia con la resolución solicitada.
Los registros de eventos se deben conservar en la memoria interna del IED, ante
una pérdida de la alimentación de energía.
1.1.4.9 SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO
Cada IED debe tener incorporado como base de tiempo para el registro de todos
los eventos, un sistema de reloj interno con una resolución menor o igual de un (1)
60
milisegundo y deberán permitir sincronización de tiempo por medio de protocolo
de red IEC 61850 e IRIG-B.
El módulo de sincronización de tiempo embebido dentro del IED debe cumplir con
el estándar IRIG-B y/o SNTP, para garantizar que al estándar IEC-61850 se le
suministre la resolución de microsegundos que se requiere.
El proponente deberá suministrar instalar, configurar e integrar un equipo de
sincronización de tiempo GPS en cada subestación donde no se cuente con este
equipo, el cual servirá como respaldo cuando la comunicación de nivel 2 a nivel 3
no se encuentre disponible.
El Reloj de tiempo maestro GPS a suministrar deberá contar con puertos de
sincronización IRIG-B y SNTP y deberá entregarse configurado e integrado a la
red LAN de control y gestión de cada subestación.
1.1.4.10 PUERTOS DE COMUNICACIÓN Y PROTOCOLOS
Interfaces frontales: Los IED deben poseer al menos una interfaz de conexión
frontal, que permita cargar los programas y realizar cambios y ajustes a la
configuración de los IED'S.
Interfaces posteriores: Los IED'S deben poseer interfaces físicas para
comunicación en los protocolos requeridos y descritos en el presente documento,
dichas interfaces deberán ser libremente configurables en dirección (serial o IP),
máscara de red y puerta de enlace (interfaces Ethernet), velocidad y protocolo a
utilizar (Interfaces seriales) y demás parámetros requeridos.
61
Las interfaces Ethernet de comunicación de los IED'S deben ser ópticas con
conector ST o LC multimodo, 100 BaseFx.
Cada interfaz Ethernet del IED debe soportar nativamente cada uno de los
protocolos del estándar IEC 61850 mencionados a continuación:
Reportes IEC 61850 vía MMS.
Polling IEC 61850 vía MMS.
Control IEC 61850 vía MMS.
Auto descripción de IED'S IEC 61850 vía MMS.
Mensajería GOOSE IEC 61850.
Configuración IEC 61850 con archivos SCL cargados directamente al IED
vía XML.
Funciones de ingeniería y gestión utilizando estándar TCP/IP.
Recolección de reportes de eventos utilizando estándar TCP/IP.
Y protocolo DNP3.0 sobre estándar TCP/IP.
1.1.4.11 REQUERIMIENTO DE LOS MENSAJES GOOSE
La implementación de mensajes GOOSE IEC 61850 en cada IED debe soportar
los siguientes requerimientos:
Publicar al menos 8 mensajes GOOSE, que incluyen datos Analógicos y
Digitales.
62
Suscribirse, aceptar y procesar al menos 24 mensajes GOOSE, que
incluyen datos Analógicos y Digitales.
Verificar la calidad de los mensajes GOOSE.
Procesar Data elements y su calidad asociada.
Soportar prioridades en el etiquetado de los mensajes GOOSE.
Soportar identificación de VLAN para los mensajes GOOSE.
Soportar la edición de data set publicados en los mensajes GOOSE, para
que el usuario pueda seleccionar cuál de ellos quiera enviar.
1.1.4.12 INFORMACIÓN TÉCNICA
El contratista debe suministrar la información técnica para ELECTROHUILA S.A.
E.S.P. pueda usar, mantener y actualizar el software suministrado. La información
deberá ser como mínimo la recomendada por la publicación IEC61187, incluyendo
entre otros, los siguientes documentos:
Manuales técnicos.
Manuales de operador.
Manuales de instalación.
1.1.4.13 INTERFAZ HOMBRE/ MÁQUINA (IHM)
Cada IED debe contar con un display, el cual deberá venir integrado directamente
con éste. Esta interfaz debe permitir realizar al menos funciones de supervisión,
en forma local, para lo cual debe contar como mínimo con las siguientes
características:
Display de cristal líquido (LCD) tipo gráfico.
63
El LCD debe mostrar eventos, disparos, medidas análogas en tiempo real,
ajustes e información del estado de la autocomprobación del relé.
Al menos 15LED's de señalización y botones para control e indicación local.
Los LED's de señalización deben indicar localmente el estado de operación del
relé.
1.1.4.14 MÓDULOS DE ENTRADAS DIGITALES
Estos módulos deben ser empleados para la entrada de señales del proceso como
son las indicaciones de posición de equipos, alarmas, estados, etc., y adaptarlas
para la operación interna del IED. Las señales serán recibidas del proceso a
través de contactos independientes a un voltaje nominal de 120 Vcc, con rango
de operación entre 80% y 110% de dicho voltaje. La cantidad mínima a incluir en
cada IED, debe estar de acuerdo al requerimiento específico del capítulo 1.3.3 y
en ningún caso podrá ser inferior a dieciséis (16) entradas digitales.
1.1.4.15 MÓDULOS DE ENTRADAS ANALÓGICAS
Estos módulos servirán para la conexión de las señales análogas trifásicas (cuatro
hilos) de corrientes a 5 Amperios nominales y voltajes (fase-tierra) del proceso a
115/Raíz3 Voltios (o en algunos casos: 110/Raíz3 voltios ó 120/Raíz3 voltios)
nominales. Cada señal deberá ser aislada galvánicamente.
Cada módulo de entrada analógico debe contener su propio convertidor
análogo/digital, circuitos de control y multiplexión, de tal manera que si se presenta
un daño en la parte común de una tarjeta no se extienda a los demás módulos;
64
igualmente si se presenta un daño en el circuito de una señal individual, no se
deberán afectar las demás señales del módulo al cual está conectado.
La cantidad mínima de entradas analógicas a incluir en cada IED, deberá estar de
acuerdo al requerimiento específico del capítulo 1.3.3 y en ningún caso podrá ser
inferior a:
Cuatro (4) entradas analógicas de corriente (3 fases y neutro), para conectar
los transformadores de corriente.
Tres (3) entradas analógicas de voltaje (3 fases, 4 hilos) para conectar los
transformadores de tensión.
1.1.4.16 MÓDULOS DE SALIDAS DIGITALES
Las salidas digitales del IED deben ser por medio de contactos libres de tensión
(secos), que sirvan a su vez como medio de aislamiento galvánico entre el equipo
y el proceso. Los relés auxiliares internos de salida, deberán ser de bajo consumo
y alimentados desde el propio IED.
Cada uno de los contactos de salida digital de los IED'S, debe ser diseñado
para circuitos a 125 Voltios de corriente continua (125 Vcc), con una capacidad
mínima permanente de cinco (5) Amperios (“makingcurrent” mínima de 30
amperios durante 0.5 segundos) y apropiado para operar las bobinas apertura y
cierre de los equipos de maniobra de la subestación.
65
La cantidad mínima a incluir en cada IED, deberá estar de acuerdo al
requerimiento específico del capítulo 1.3.3 y en ningún caso podrá ser inferior a
catorce(14) salidas digitales.
1.1.4.17 MÓDULOS DE INTERFAZ PARA COMUNICACIONES
Cada uno de los IED'S debe venir dotado como mínimo, con los siguientes puertos
de comunicación:
Un puerto frontal, USB o Ethernet con conector RJ45 para comunicación
local que permita cargar los programas y realizar los cambios de ajustes de
los IED, mediante un computador portátil (dicho computador no hace parte
del suministro), No se admiten interfaces seriales RS232 o similares.
Interfaz de comunicación óptica con conector ST o LC multimodo,
100BaseFX que cumplan con el protocolo DNP3.0 y a su vez la norma de
comunicación IEC61850-8-1, y que permitan una comunicación permanente
con un controlador de subestación (CSE). El protocolo de comunicaciones
IEC61850 o DNP3.0 deberá estar nativo en el IED, es decir que no se
aceptarán convertidores de protocolo externos. El contratista deberá
suministrar toda la información necesaria para que el protocolo de
comunicación pueda ser emulado, de forma que se garantice una
comunicación transparente cuando se efectúe la gestión remota.
Interfaz de comunicación serial RS485 para comunicación mediante
protocolo IEC60870-5-103 y DNP3.0.
66
1.1.4.18 FUNCIONES DE CONTROL, ADQUISICIÓN DE DATOS Y
ASIGNACIÓN DE COMANDOS
Estas funciones deberán permitir al operador realizar las acciones de comando
requeridas para el control de los equipos de maniobra de la bahía
correspondiente, ya sea en forma local desde la interfaz hombre-máquina del IED
o desde un Centro de Control Remoto.
La información acerca del estado de los equipos de la subestación, debe ser
adquirida mediante los módulos de entrada digitales y corresponde básicamente a
la posición de los equipos de maniobra (abierto/cerrado) y las alarmas generadas
en la bahía respectiva.
La ejecución de comandos (abrir/cerrar) para realizar la operación de los equipos
de maniobra de la subestación, se debe realizar mediante las salidas digitales del
IED. El comando de cierre del interruptor debe ser interrumpido inmediatamente
bajo condiciones de falla.
Para seguridad en la operación local, se deben considerar los siguientes aspectos:
Prácticas y procedimientos de operación: El sistema deberá incluir las
secuencias de selección antes de ejecución, y de verificación antes de
operar.
El sistema deberá proveer al operador, a través de la interfaz hombre-
máquina, de la realimentación necesaria para verificar que el sistema ha
interpretado su intención antes de ejecutar la acción de control. Si resulta
una verificación invalida, la selección deberá ser cancelada.
67
1.1.4.19 SELECCIÓN DEL MODO DE OPERACIÓN (LOCAL/REMOTO)
Para la selección del modo de operación, el IED debe disponer del hardware y del
software necesario. De acuerdo con el modo de operación seleccionado, se
habilitará el sitio desde el cual se puedan comandar los equipos de la subestación,
teniendo en cuenta las respectivas lógicas de enclavamiento que permitan realizar
una correcta y segura operación.
Al seleccionar la posición LOCAL en el IED, se habilitará la posibilidad de realizar
el comando de los equipos de maniobra desde la interfaz hombre-máquina (IHM)
local instalada en la parte frontal el respectivo IED.
En la posición REMOTO del selector en el IED, se habilitarán los modos de
operación desde un Centro de Control remoto a través de una red Ethernet de
comunicaciones, mediante el protocolo estándar IEC 61850.
1.1.4.20 BLOQUEOS Y ENCLAVAMIENTOS DE OPERACIÓN
Esta función permitirá la operación en forma segura y correcta de los equipos de
maniobra asociados a cada circuito. Cuando se seleccione un equipo para
operación, esta función deberá tener la información acerca de la posición de todos
los equipos involucrados en dicha operación y deberá evaluar las posiciones
actuales junto con otras condiciones tales como existencia de tensiones, tensión
de barras, protecciones operadas, etc. Una vez todas las condiciones de
operación se hayan cumplido, de acuerdo con la lógica de enclavamiento
preestablecida, deberá habilitar la apertura o el cierre del equipo seleccionado.
68
1.1.4.21 FUNCIONES DE PROTECCIÓN
Estos Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED) deben cumplir como mínimo con
las siguientes funciones de protección, las cuales deben tener señalización
programable mediante: Contactos libres de tensión, Indicación en LED frontales,
despliegue alfanumérico y a través de los módulos de comunicación remota.
1.1.4.22 SOBRECORRIENTE 50/50N/51/51N
La protección de sobrecorriente de fases y tierra del relé debe tener dos 2
elementos independientes uno para fases y otro para neutro con parametrización
individual de ajustes de corriente de arranque, curva y dial para cada uno de los
elementos. El relé Deberá poseer tres entradas de corriente para las fases y una
entrada de corriente para la protección de tierra
La función de protección sobrecorriente debe poseer:
Elemento instantáneos para corrientes de corto circuito.
Elemento de tiempo definido.
Elemento de tiempo inverso con posibilidades de variación de curvas de
operación tipo A (normal), tipo B (muy inversa) y tipo C (extremadamente
inversa), de acuerdo con la norma IEC 60255-4.
69
1.1.4.23 SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL DE FASES Y TIERRA (67/67N)
Con curvas tiempo-corriente seleccionables según normas IEC y funciones de
alarma y disparo. Respuesta instantánea y temporizada. Con registro de variables
análogas y binarias antes y después de fallas en memoria no volátil, con
resolución de 1ms. Se deberá disponer de disparo y señalización independiente
entre la unidad de fase y tierra.
1.1.4.24 BAJA TENSIÓN Y SOBRE TENSIÓN (27/59)
Ambas funciones se deben poder temporizar con tiempo definido. La
temporización podrá realizarse en un rango como mínimo de 0 a 60 segundos.
Los valores de puesta en trabajo serán ajustables como mínimo entre 40% y 80%
de la tensión nominal para la función de baja tensión, y entre 100% y 150% para la
función de sobre tensión.
1.1.4.25 MONITOREO DE FALLAS
Cada IED debe tener una capacidad de memoria que le permita almacenar en
formato Comtrade (Common format for transient data exchange), por lo menos
cien (100) eventos oscilográficos programables de treinta (30) ciclos cada uno,
indicando como mínimo: fecha, hora, tipo del evento, funciones de protección
activadas y fases involucradas.
70
1.1.4.26 SUPERVISIÓN CIRCUITO DE DISPARO (74)
El relé debe permitir mediante lógica y hardware del mismo la implementación de
la supervisión del circuito de disparo, la cual deberá dar alarma para las siguientes
contingencias:
Fallas en la bobina de disparo o en su cableado, independientemente de la
posición del interruptor.
Fallas en los contactos auxiliares del interruptor.
Fallas en el IED mismo.
1.1.4.27 SOBRE Y BAJA FRECUENCIA (81)
Las funciones de sobre y baja frecuencia, deberán proteger los circuitos contra
frecuencias anormales en el sistema. Tanto la función de sobre frecuencia como
la de baja frecuencia, deben estar compuestas por al menos dos elementos
independientes con retardo ajustable de tiempo definido y con un grado de
precisión en su respuesta menor o igual a +/- 30mhz en frecuencia y menor o igual
a +/-50ms en tiempo.
1.1.5 RED LOCAL DE COMUNICACIONES Y GESTIÓN DE PROTECCIONES
Con el fin de garantizar la adecuada integración de los equipos objeto del presente
suministro, el oferente deberá suministrar los equipos de comunicación Ethernet
requeridos en cada subestación para realizar la transferencia de comunicación
entre niveles 1 y 2. Dichos equipos deberán ser de tipo industrial, certificados
según IEC61850 e IEEE1613 y permitirán la conexión de cada IED utilizando para
71
tal fin patch cords de fibra óptica. No se admite conexión mediante cables de
cobre.
El oferente deberá suministrar, instalar y configurar la cantidad necesaria de
switches Ethernet requerida en cada subestación con el fin que se cumpla con una
reserva de puertos de al menos 20% para futuras expansiones.
La arquitectura de las redes Ethernet de cada subestación para control y gestión
de protecciones será establecida en topología tipo estrella en fibra óptica. La
configuración de los equipos de comunicación deberá estar de acuerdo a los
equipos de comunicación existentes en cada subestación, esto incluye las
adecuaciones o reconfiguraciones necesarias que para el caso específico de las
subestaciones del anillo Neiva deben realizarse en los equipos multiplexores
FOX515 con el fin de establecer o extender la red de gestión de protecciones
requerida.
La red de Gestión de protecciones deberá incluir todos los reles existentes en la
subestación a intervenir, es decir también aquellos que no sean suministrados
dentro del alcance del contrato que de la presente invitación se derive, siempre y
cuando estas protecciones cuenten con puerto Ethernet que así lo permita. Para el
caso de las protecciones de las subestaciones del anillo Neiva que no tengan
puerto Ethernet, deberá mantenerse y verificarse desde la estación de ingeniería
del centro de control que se mantenga la gestión de protecciones actual.
72
1.1.5.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS SWITCHES DE COMUNICACIÓN
ETHERNET
Los switches serán de tipo industrial, aprobados según IEC61850 e IEEE1613,
deberán permitir la configuración de esquemas de redundancia mediante RSTP
(IEEE802.1D) y MRP (IEC62439), la latencia típica deberá ser inferior a 3us a
100Mbps y permitirán el establecimiento de VLAN´s y manejo de prioridades.
Los switches deberán tener carcaza metálica y soportarán temperatura ambiental
hasta 60° C en operación continua, no deberán poseer partes móviles
(ventiladores), la fuente deberá ser interna de tipo universal AC-DC y podrán ser
alimentados a 120 (90-250) VAC o 125 (80 – 300) VDC indistintamente. No se
admitirán fuentes externas.
Permitirán configuración rápida del equipo mediante descarga de la configuración
usando unidad de almacenamiento USB externa, monitoreo remoto mediante
SNMP e interfaz web, configuración de niveles de acceso y de seguridad mediante
contraseña y autenticación (IEEE802.1x).
Las normas o estándares que deberán cumplir los equipos serán las enunciadas a
continuación:
IEC61850 IEEE802.1x
IEEE1613 IEEE802.1AB
EN61000-4 IEEE802.3
IEEE C37.90 IEEE1588
IEC60068-2 SNTP
73
IEEE802.1d SNMP
IEEE802.1D/p Radius
IEEE802.1Q RMON
1.1.6 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS
Con la oferta, el proponente debe entregar la siguiente información diligenciada, la
cual servirá de base para la evaluación técnica de los IED ofrecidos.
REQUISITOS TÉCNICOS
a. Constructivos Especificado
Tecnología Estado sólido
Tipo Numérico
Tiempo de operación de los contactos (ms) < 40
Funciones de autochequeo para hardware y software SÍ
Funciones de autodiagnóstico para hardware y software SÍ
Indicadores de operación tipo LED, mínimo 11, programables y configurables SÍ
Reposición manual o remota indicador de operación SÍ
Temperatura de Servicio (°C) -25 a +55
Temperatura de almacenamiento (°C) -40 a +85
Grado de protección IP parte frontal IP54
Grado de protección IP parte posterior IP20
Tipo de montaje flushmounting Sí
Unidad extraíble, y automáticamente cierren los circuitos secundarios de los CT´s cuando el relé sea extraído.
Sí
Tipo de conexión ( bornera de enchufe, bornera atornillable) INDICAR
Tropicalizado SÍ
b. Eléctricos
74
Fuente de alimentación universal 100 - 240 VAC y
48 - 250 VDC
Entradas digitales
Tipo optoacopladas
Conectables a lógica programable SÍ
Modo de tensión de entrada con umbral de activación/desactivación Seleccionable
Todas las entradas digitales son libremente configurables Sí
Salidas digitales de potencia
Contactos Libres de potencial
Intensidad en servicio continuo (A) 5
Intensidad máxima resistiva durante 0,5 s (A) 30
Capacidad de corte con L/R=0,04 s, a 125 Vcc (A) 0.25
Entradas analógicas
Entradas de corriente de 1 ó 5 amperios configurable por software Sí
Sobrecarga circuitos de tensión (veces Vn permanentemente) 2
Sobrecarga circuitos de tensión (veces Vn durante 10 s) 3
Sobrecarga circuitos de corriente (veces In permanentemente) 4
Sobrecarga circuitos de corriente (veces In durante 1 s) 100
Capacidad térmica circuitos de corriente ( A ) continuos 5
Conexión de puesta a tierra SÍ
c. Mecánicos
Resistencia mecánica de vibraciones IEC 60255-21-1 CLASE 2
Resistencia mecánica de choques y sacudidas IEC 60255-21-2 CLASE 2
Ensayo sísmico IEC 60255-21-3 CLASE 2
d. Comunicaciones
El relé debe soportar IEC61850 incluyendo comunicación horizontal de alta prioridad GOOSE
SÍ
Interfases de comunicación compatibles con otros fabricantes SÍ
Intercambio de información local con indicadores LED's de alarma SÍ
Intercambio de información local con interfaz hombre-máquina con despliegue digital LCD
SÍ
Pantalla gráfica para visualizar el estado de los elementos de la bahía o celda
Sí
75
Intercambio de información local con computador portátil con uso de software de usuario
SÍ
Intercambio de información Remota con computador portátil con uso de software de usuario
SÍ
Velocidad de transmisión (Mbps) ≥ 10/100
Aplicación WEB basada en JAVA para control y operación remota, gestión de protecciones
SÍ
Protocolos de comunicación
IEC 61850, DNP 3.0, Modbus, IEC 60870-5-103, a selección del
cliente
Puerto frontal Ethernet RJ45
Puerto posterior
Puertos Ethernet RJ45, Puertos
Ethernet de fibra óptica Multimodo con conector LC,
redundantes a selección del
cliente
Firmware estable SÍ
e. Niveles de acceso
Códigos de acceso por nivel de operación SÍ
f. Grupos de ajuste
Tablas de ajuste Seleccionable Sí, Mínimo 4
g. Funciones de control
Apertura y cierre de interruptor SÍ
Selección modo de operación Local-Remoto SÍ
Lógica de control programable en cada equipo SÍ
h. Funciones de Protección
SENSOR ÓPTICO PARA PROTECCIÓN CONTRA ARCO INTERNO SÍ
Protección de sobrecorriente debe operar en un tiempo inferior a 1.5 ciclos SÍ
i. Registros
Registrador de disturbios con capacidad mínima de 50 registros de falla SÍ
Registrador de eventos con capacidad mínima de 500 eventos SÍ
j. Software
76
El software de configuración debe usar nomenclatura IEC61850 SÍ
k. Marcaciones
Placa de características SÍ
Año de fabricación SÍ
l. Certificados
Certificado SGC ISO 9001 SÍ
Protocolos de pruebas SÍ
Certificado NTC ISO IEC 17025 Acreditación Laboratorio SÍ
Certificación KEMA en protecciones y 61850 SÍ
OBSERVACIONES
1.1.6.1TRABAJOS EN LAS CELDAS
Se realizarán los siguientes trabajos:
Diseño mecánico de las puertas y/o adecuación de las puertas existentes.
Diseño eléctrico del cableado de los relés.
Desmonte del relé existente.
Montaje de la IED en la puerta nueva o adecuada.
Montaje de los relés nuevos.
Configuración y pruebas de los relés nuevos en los módulos de medición,
control y protección.
Conexionado de las IED'S manteniendo las funciones de señalización,
control y protección efectuando y garantizando una total integración de la
misma a su celda, al MicroScada de cada subestación y al centro de control
(MicroScada, Base de Datos Histórica, Estación de Ingeniería).
77
Conexionado de las comunicaciones utilizando fibra óptica y configuración
estrella.
Configuración de equipos de comunicación existentes (Switches Eternet,
Multiplexores de fibra óptica FOX515 ABB).
Se deberá incluir la totalidad del marquillado y las placas de identificación
en cada celda.
Juego de planos As Built por celda y por IED (en medio duro y en medio
magnético).
1.1.6.2 PRUEBAS A REALIZAR
Prueba de funcionamiento y operatividad de la celda en su conjunto con la
nueva IED desde el Scada existente en cada subestación y el Scada
correspondiente en el centro de control. (MicroScada PRO 9.2 o Survalent
según el caso).
Prueba de descargue de la información a la BD HIS 600 del centro de
control y en el OMS (directamente o a través del Front End dispuesto para
este fin según el caso – Scada Survalent directamente a OMS, Scada
MicroScada Pro a través de Front End mencionado).
Prueba de configuración y acceso a cada IED desde la Estación de
Ingeniería del Centro de Control.
COMENTARIO: Las IED'S que se retiran deberán entregarse a Electrohuila con
informe diagnóstico de su operatividad al momento de ser intervenida para su
reposición.
TODAS LAS IED'S NUEVAS DEBERÁN QUEDAR INSTALADAS EN SU
CELDA RESPECTIVA Y VINCULADAS TOTALMENTE AL SCADA Y AL
78
CENTRO DE CONTROL.Y VINCULADAS Y GESTIONADAS DESDE LA
ESTACIÓN DE INGENIERIA DEL CENTRO DE CONTROL A TRAVES DE UNA
RED DE GESTIÓN DE PROTECCIONES QUE CUMPLA CON LOS
REQUISITOS, CONSULTAS, REPORTES EN LOS FORMATOS EXIGIDOS EN
LA REGULACIÓN ACTUAL VIGENTE PARA ANALISI DE ACTUACION DE
PROTECCIONES Y REPORTES DE EVENTOS ANTE XM.
1.1.6.3 TRANSPORTE
El contratista deberá incluir dentro de sus costos el valor del transporte de los
elementos, accesorios herramienta y personal.
NOTA: Las cotizaciones deben presentarse discriminados por valores unitarios
para cada uno de los ítems a cotizar.
1.1.6.4 ASPECTOS GENERALES
El contratista se obliga bajo su exclusiva dirección y responsabilidad al diseño,
fabricación, suministro DDP, adaptación, pruebas y puesta en servicio de las IED'S
y capacitar a las personas que designe la ELECTROHUILA S.A.E.S.P en el
correcto manejo de todas las funciones y mantenimiento que tienen las nuevas
IED'S y su vinculación a MicroScada y Centro de control o Scada Survalent, BD
Histórica HIS 600, estación de ingeniería y Base de dataos OMS.
Teniendo en cuenta que las IED'S que se remplazaran pertenecen a celdas
vinculadas a Scada y Centro de Control, el oferente favorecido con el objeto de la
presente invitación a cotizar, deberá garantizar que las celdas en su conjunto
mantengan su vinculación al MicroScada Pro o Scada Survalent de cada
subestación y Centro de Control y su vinculación a la BD Histórica, BD OMS y
79
Estación de Ingeniería e incluir la ingeniería y recursos de materiales y personal
que se requieran para cumplir a cabalidad con el objeto de esta invitación.
a. La capacitación será por cuenta del proponente y deberá establecerse
claramente el personal que va a dar la capacitación al personal que designe
la ELECTROHUILA S.A. E.S.P en la ciudad de Neiva, para cada una de las
pruebas y funciones con que cuenta el equipo.
b. Debe presentar protocolos de fábrica de los equipos a instalar, los
manuales y catálogos de cada equipo.
c. Debe incluirse en la propuesta el servicio postventa que garantice el soporte
necesario en caso de requerirse durante un tiempo mínimo de un año (01)
después de instalados los equipos y recibido el proyecto a entera
satisfacción de ELECTROHUILA S.A. E.S.P.
d. Todos los equipos y elementos relacionados con el objeto de la presente
invitación deben entregarse instalados, vinculados a Scada y gestionados
desde el centro de control vinculados a la BD HIS 600 u OMS según el
caso, probados y puestos en operación.
e. Deberán entregarse manuales, informes de instalación, procedimientos
para acceder y extraer la información de todos y cada uno de las IED'S,
procedimientos Know-How que permitan a ELECTROHUILA S.A. E.S.P.
efectuar las acciones de operación y mantenimiento, así como las primeras
acciones de revisión y diagnostico antes de acudir un soporte de segundo
nivel.
f. Para los trabajos y desarrollos de ingeniería relacionados con la integración
(el mantener la vinculación a los Scada existentes según su ubicación y
bajo los lineamientos mencionados anteriormente, los oferentes deberán
presentar experiencia específica en integración a los MicroScada ABB y
Survalent y en todo caso presentar las hojas de vida de las personas
80
quienes efectuarían los trabajos en las que se muestre la experiencia
especifica durante los últimos 3 años, deberá adjuntarse también la carta de
intención de estas personas en las que se demuestre que de resultar
ganadora la firma que los presenta, serán quienes ejecutaran las labores;
ELECTROHUILA S.A. E.S.P. no aceptará personal diferente a la hora de
ejecutar los trabajos e integraciones a Scadas y Centro de Control.
Las actividades solicitadas por ELECTROHUILA S.A. ES.P. se encuentran listadas
en ítems, las cuales serán liquidadas teniendo en cuenta como unidad de pago el
valor unitario cotizado por el OFERENTE y aceptado por ELECTROHULA S.A.
E.S.P. para cada ítem.
1.1.7 PARAMETRIZACIÓN, INYECCIÓN, PRUEBAS DE RELÉS DE
PROTECCIÓN Y ACTUALIZACIÓN ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES: ANEXO 4
1.1.8 GESTIÓN DE CALIDAD
En el momento de entregar la propuesta, el CONTRATISTA deberá preparar y
presentar a ELECTROHUILA el plan de calidad en el que especifique cuales
procesos, procedimientos y recursos se aplicaran, por quién y cuándo, para dar
cumplimiento a los requisitos contractuales. El plan de calidad* deberá
comprender como mínimo:
Alcance del servicio.
Objetivos de calidad.
Especificaciones del servicio.
81
Responsabilidades.
Control de documentos, datos y registros.
Recursos (Provisión de recursos, materiales, Recurso Humano,
Infraestructura y ambiente de trabajo).
Identificación de requisitos.
Comunicación con ELECTROHUILA.
Procedimientos.
Control de compras.
Control de producto no conforme.
Seguimiento y medición.
Auditorias.
Retroalimentación y mejora.
Este documento será revisado y formalmente aceptado dentro de los treinta (30)
días calendarios siguientes a la formalización del contrato.
*Guía para la elaboración: NTC ISO 10005.
Este documento será revisado y formalmente aceptado dentro de los treinta (30)
días calendarios siguientes a la formalización del contrato.
*Guía para la elaboración: NTC ISO 10005.
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