Anexo 2 EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES.pdf

CONCURSO ABIERTO No. 006 ESTUDIO PARA LA DETERMINACIÓN DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS STN, STR y SDL EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES IEB-650-13-01 Revisión 3

Medellín, junio de 2014

MEDELLÍN / Calle 8B No 65 – 191 – C.E. Puerto Seco, Of. 331 / PBX: (57-4) 604 3272 Fax (57-4) 362 0098 BOGOTÁ / !e"#$a Calle %6 No 68C &61, 'orre Ce"tral (a!#!#e"$a, Of 5)5 / PBX: (57-1)744 7406 BARRANQUILLA / Carrera 5% No *% – 131, Of#c#"a +)1 / PBX: (57-5) 385 4200 CARTAGENA / Carrera 56 No *C – 39 Bloc Port., Of 33  3+ - 1 ector Bella!#ta, 0ao"al / PBX: (57 5) 693 4044 !"#!"$%&'$%& !"#!"$%&'$% &  $!"$%& $!"$%&'$%& '$%& - Colo#a

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TABLA DE CONTENIDO LISTA DE TABLAS .............................................................................................................3 LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... 3 LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................ 4 ANEXO 1 - DETALLE DE PRECIOS PARA CADA TIPO DE ARQUITECTURA DE ESTACIÓN MAESTRA ............................................................................................4 ANEXO 2 – ANALISIS DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS CONSTRUCTIVAS STN ..........................................................................................4 ANEXO 3 – ANALISIS DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS CONSTRUCTIVAS NIVELES 4, 3 Y 2..................................................................... 4 1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1 2 ANTECEDENTES ANTECEDENTES ................................................................................................... 2 2.1 PROPUESTA .......................................................................................................... ................................................................................. ......................... 2 3 CONCEPCIÓN CONCEPCIÓN GENERAL DE UN SISTEMA DE CONTROL.................................. 4 3.1 CONCEPTO DEL CONTROL DEL SISTEMA ELÉCTRICO .................................... 4 3.2 CONCEPTO DE PROTECCIÓN PROTECCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ................................4 3.3 SISTEMA DE CONTROL ........................................................................................ 5 3.4 ESTRUCTURA DE LOS NIVELES DE CONTROL .................................................. 7 3.4.1 SISTEMA DE CONTROL DE SUBESTACIONES SUBESTACIONES ................................................... .......................... .........................7 3.4.2 RED DE COMUNICACIONES COMUNICACIONES ...............................................................................14 3.4.3 ESTACIÓN MAESTRA .......................................................................................... 15 3.5 CONSIDERACIONES OPERATIVAS Y DE DISEÑO DE LA SALA DE CONTROL.............................................................................................................16 3.5.1 ASPECTOS DE ARQUITECTURA ........................................................................ ........................................................................ 17 3.5.2 DISEÑO DE LA SALA DE CONTROL ................................................................... 18 4 ELEMENTOS ACTUALES DE CONTROL SEGÚN RESOLUCIÓN CREG 097 DE 2008 (DISTRIBUCIÓN) (DISTRIBUCIÓN) ............................................................................. 22 4.1 DENTRO DE LAS BAHÍAS.................................................................................... 22 4.1.1 NIVEL DE TENSIÓN 2 (N2) .................................................................................. 22 4.1.2 NIVEL DE TENSIÓN 3 (N3) .................................................................................. 23 4.1.3 NIVEL DE TENSIÓN 4 (N4) .................................................................................. 25 4.1.4 NIVEL DE CONEXIÓN AL STN............................................................................. 26 4.2 CENTRO DE CONTROL ....................................................................................... 28 4.3 EQUIPOS..............................................................................................................29 5 ELEMENTOS ACTUALES SEGÚN RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2009 (TRANSMISIÓN) (TRANSMISIÓN) ................................................................................................... 31 6 CONSIDERACIONES CONSIDERACION ES DE LOS REQUISITOS INCORPORADOS EN EL CÓDIGO DE REDES............................................................................................. 33 6.1 RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995 ...................................................................... 33 6.2 REQUISITOS COMUNICACIONES COMUNICACIONES ...................................................................... 33

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TABLA DE CONTENIDO LISTA DE TABLAS .............................................................................................................3 LISTA DE FIGURAS ........................................................................................................... 3 LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................ 4 ANEXO 1 - DETALLE DE PRECIOS PARA CADA TIPO DE ARQUITECTURA DE ESTACIÓN MAESTRA ............................................................................................4 ANEXO 2 – ANALISIS DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS CONSTRUCTIVAS STN ..........................................................................................4 ANEXO 3 – ANALISIS DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS CONSTRUCTIVAS NIVELES 4, 3 Y 2..................................................................... 4 1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1 2 ANTECEDENTES ANTECEDENTES ................................................................................................... 2 2.1 PROPUESTA .......................................................................................................... ................................................................................. ......................... 2 3 CONCEPCIÓN CONCEPCIÓN GENERAL DE UN SISTEMA DE CONTROL.................................. 4 3.1 CONCEPTO DEL CONTROL DEL SISTEMA ELÉCTRICO .................................... 4 3.2 CONCEPTO DE PROTECCIÓN PROTECCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ................................4 3.3 SISTEMA DE CONTROL ........................................................................................ 5 3.4 ESTRUCTURA DE LOS NIVELES DE CONTROL .................................................. 7 3.4.1 SISTEMA DE CONTROL DE SUBESTACIONES SUBESTACIONES ................................................... .......................... .........................7 3.4.2 RED DE COMUNICACIONES COMUNICACIONES ...............................................................................14 3.4.3 ESTACIÓN MAESTRA .......................................................................................... 15 3.5 CONSIDERACIONES OPERATIVAS Y DE DISEÑO DE LA SALA DE CONTROL.............................................................................................................16 3.5.1 ASPECTOS DE ARQUITECTURA ........................................................................ ........................................................................ 17 3.5.2 DISEÑO DE LA SALA DE CONTROL ................................................................... 18 4 ELEMENTOS ACTUALES DE CONTROL SEGÚN RESOLUCIÓN CREG 097 DE 2008 (DISTRIBUCIÓN) (DISTRIBUCIÓN) ............................................................................. 22 4.1 DENTRO DE LAS BAHÍAS.................................................................................... 22 4.1.1 NIVEL DE TENSIÓN 2 (N2) .................................................................................. 22 4.1.2 NIVEL DE TENSIÓN 3 (N3) .................................................................................. 23 4.1.3 NIVEL DE TENSIÓN 4 (N4) .................................................................................. 25 4.1.4 NIVEL DE CONEXIÓN AL STN............................................................................. 26 4.2 CENTRO DE CONTROL ....................................................................................... 28 4.3 EQUIPOS..............................................................................................................29 5 ELEMENTOS ACTUALES SEGÚN RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2009 (TRANSMISIÓN) (TRANSMISIÓN) ................................................................................................... 31 6 CONSIDERACIONES CONSIDERACION ES DE LOS REQUISITOS INCORPORADOS EN EL CÓDIGO DE REDES............................................................................................. 33 6.1 RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995 ...................................................................... 33 6.2 REQUISITOS COMUNICACIONES COMUNICACIONES ...................................................................... 33


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6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.7.1 6.7.2 7

REQUISITOS SISTEMA DE REGISTRO DE FALLAS .......................................... 34 REQUISITOS SISTEMA DE SUPERVISIÓN SUPERVISIÓN Y CONTROL ...................................34 CONTRATO DE CONEXIÓN ................................................................................ 34 RESOLUCIÓN CREG 080 DE 1999 ...................................................................... 35 REQUERIMIENTOS REQUERIMIENTOS CONVOCATORIAS CONVOCATORIAS UPME ................................................... ................................................... 38 EQUIPOS DE CONTROL Y PROTECCIÓN .......................................................... 38 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL DE LA SUBESTACIÓN SUBESTACIÓN ............. ............. 39 FACTORES EXTERNOS A SER CONSIDERADOS EN LA REMUNERACION DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS .................................45 8 ANÁLISIS Y PROPUESTA DE REMUNERACIÓN PARA LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE CONTROL, PROTECCIONES Y MEDIDA OPERATIVA PARA LAS ACTIVIDADES DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRIC E LÉCTRICA A EN COLOMBIA. COLOMBIA................................ 48 8.1 PROPUESTA DE REMUNERACIÓN DE UC EN LA ESTACIÓN MAESTRA ........ 48 8.1.1 CRITERIOS PARA DEFINIR LA ARQUITECTURA DE UNA ESTACIÓN MAESTRA.............................................................................................................48 8.1.2 COMPONENTES PARA LA TIPIFICACIÓN DE LA ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL DE LA ESTACIÓN MAESTRA ...................................... 50 8.1.3 ANÁLISIS DE PRECIOS PARA CADA TIPO DE SISTEMA DE CONTROL DE ESTACIÓN MAESTRA .......................................................................................... 60 8.2 PROPUESTA DE ASIGNACION DE COSTOS UNITARIOS A LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS CORRESPONDIENTES A LOS ACTIVOS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................................................... 64 8.2.1 ETAPA 1: ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UC PARA LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN DE SUBESTACIONES DEL STN, EN LA RESOLUCIÓN RES OLUCIÓN CREG 011 DE 2009 ........... ..... ...... 65 8.2.1.1 CONFORMACIÓN DE LAS UC EN LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2009 ......... 65 8.2.1.2 ANÁLISIS Y CONCLUSIONES CONCLUSIONES ............................................................................. 67 8.2.2 ETAPA 2: ESTIMACIÓN DE COSTOS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL Y PROTECCIÓN A PRECIOS ACTUALES DEL MERCADO Y PROPUESTAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS............................................................................. CONSTRUCTIVAS............................................................................. 68 8.3 PROPUESTA DE REMUNERACIÓN DE UC PARA LOS ACTIVOS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN DE LOS STR O SDL ............................ 70 8.3.1 ETAPA 1: ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UC PARA LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN DE SUBESTACIONES SUBESTACIONES DE NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2.......................................71 8.3.1.1 CONFORMACIÓN DE LAS UC EN LA RESOLUCIÓN CREG 097 DE 2008 ......... 71 8.3.1.2 ANALISIS Y CONCLUSIONES CONCLUSIONES ............................................................................. 75 8.3.2 PROPUESTA DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS NIVEL 4 .................................. 75 8.3.3 PROPUESTA DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS NIVEL 3 .................................. 76 8.4 PROPUESTA DE REMUNERACIÓN DE UC PARA OTROS ACTIVOS DE CONTROL Y COMUNICACIÓN DE LOS STR O SDL ........................................... 77


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LISTA DE TABLAS Tabla 1.- Requisitos de Área para un Centro de Control Típico. ...................................... 19 Tabla 2. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en N2 .................. 22 Tabla 3. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en N3 .................. 23 Tabla 4. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en N4 .................. 25 Tabla 5. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en Conexión al STN ........................................................................................................................................ 26 Tabla 6. Elementos de las Unidades Constructivas en el Centro de Control. ................... 28 Tabla 7.- Unidades Constructivas de Equipos en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2............ 29 Tabla 8.- UC de Subestaciones de 230 kV. ..................................................................... 31 Tabla 9.- UC de Subestaciones de 500 kV. ..................................................................... 32 Tabla 10.- Tiempos de Respuesta Estipulado para Cada Operación. .............................. 37 Tabla 11.- Elementos de la Arquitectura de Automatización y Control de la Subestación. 39 Tabla 12.- Tipificación del Dimensionamiento de los Sistemas de Control a Nivel de la Estación Maestra. ............................................................................................................ 50 Tabla 13.- Componentes para la Tipificación de la Arquitectura del Sistema de Control de la Estación Maestra. ........................................................................................................ 51 Tabla 14.- Esquema de Precios Detallado Aplicable a los Componentes. ....................... 61 Tabla 15.- Resumen de Precios de las Arquitecturas Típicas de Estación Maestra en un Sistema de Control. ......................................................................................................... 62 LISTA DE FIGURAS Figura 1.- Esquema Conceptual de la Propuesta del Consultor. ........................................ 3 Figura 2.- Componentes de los Sistemas de Control. ........................................................ 7 Figura 3.- Niveles de Control para los Sistemas Primario y Secundario de una Subestación. ...................................................................................................................... 9 Figura 4.- Diseño Típico de una Sala de Control.............................................................. 20 Figura 5.- Conformación de UC de N2. ............................................................................ 23 Figura 6.- Conformación de UC de N3. ............................................................................ 24 Figura 7.- Conformación de UC de N4. ............................................................................ 26 Figura 8.- Conformación de UC de Conexión al STN. ...................................................... 27 Figura 9.- Conformación de UC de Centro de Control...................................................... 29 Figura 10.- Jerarquía de Operación en el SIN. ................................................................. 35 Figura 11.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 1 (SCADA). ... 52 Figura 12.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 2 (SCADA+EMS Operativo)........................................................................................................................ 53 Figura 13.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 2 (SCADA+DMS Operativo)........................................................................................................................ 54

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Figura 14.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 2 (SCADA+EMS+DMS Operativos). ................................................................................... 55 Figura 15.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 3 (SCADA+EMS Completo). ....................................................................................................................... 56 Figura 16.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 4 (SCADA+DMS Completo +OMS+CMS+GIS). .......................................................................................... 58 Figura 17.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 4 (SCADA+EMS Completo + DMS Completo +OMS+CMS+GIS). .............................................................. 59 Figura 18.- Comparación de Precios para los Diferentes Tipos de Arquitecturas de Estación Maestra. ............................................................................................................ 64 Figura 19.-Conformación de Unidades Constructivas Según Resolución CREG-011 2009. ........................................................................................................................................ 66 Figura 20.- Conformación de Unidades Constructivas conexión al STN y Nivel 4 Según Resolución CREG-097/2008............................................................................................ 72 Figura 21. Arquitectura en Anillo Centralizado .................................................................. 8 Figura 22.- Arquitectura en anillo descentralizado ............................................................ 8 Figura 23.- Arquitectura en anillo, segmentación por niveles de tensión ........................... 9

LISTA DE ANEXOS ANEXO 1 - DETALLE DE PRECIOS PARA CADA TIPO DE ARQUITECTURA DE ESTACIÓN MAESTRA ANEXO 2 – ANALISIS DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS STN ANEXO 3 – ANALISIS DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS NIVELES 4, 3 Y 2



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INTRODUCCIÓN

Las actividades del Contrato CREG-IEB están orientadas para el “ESTUDIO PARA LA DETERMINACIÓN DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS STN, STR y SDL” -SIC”. La Etapa inicial del Estudio comprende el establecimiento del marco conceptual de los sistemas de control y la revisión de las UC actualmente remuneradas por la CREG. En el desarrollo de esta Etapa se realiza, en primer lugar, la definición de los conceptos involucrados para el control, protección, medida y comunicaciones. Posteriormente se realiza una revisión de los elementos actuales de control según las regulaciones vigentes: CREG 097/2008 (Distribución) y CREG 011/2009 (Transmisión). Finalmente, se realiza una propuesta general de metodología de configuración de unidades constructivas para control, protecciones y comunicaciones, estableciendo las recomendaciones para cada caso, ya sea para los sistemas de control de subestaciones del STN o para STR/SDL y para el sistema de control de la estación maestra. Se incluyen las arquitecturas típicas propuestas para cada uno de los componentes principales del sistema de control, con un análisis preliminar de precios.



2 2.1


ANTECEDENTES PROPUESTA

La propuesta presentada por parte de IEB busca realizar una revisión integral de la forma como se deben considerar el control y las comunicaciones tanto para el STN como para los STR y SDL, dicha revisión partirá de una concepción general del sistema de control y comunicaciones que tiene una subestación, una bahía o un equipo considerando un enfoque de control integral donde se tengan las diferentes necesidades de respaldo, capas de integración e interacción, y necesidades de comunicaciones, identificando de esta manera un contenido básico y mínimo de funciones de control y comunicaciones, para cada una de las capas consideradas, evitando la duplicidad o la confusión de funcionalidades entre los equipos A partir de dicha concepción general se propondrá el mejor esquema funcional para ser remunerado los sistemas de control y comunicaciones, ya sea mediante la definición de unidades constructivas generales, por subestación, por Unidad Constructiva, o por Elemento Técnico. Adicionalmente, se hará una gran claridad acerca de la funcionalidad, alcance de control y complejidad de las Unidades Constructivas y Elementos técnicos que conforman los equipos de control y comunicaciones, de manera que no queden dudas de la aplicabilidad y definición a la hora del reporte, evitando malos reportes o reportes que sobredimensionen el alcance real de control y gestión que tienen los diferentes equipos. Dentro de esta revisión se tendrá un especial detalle y cuidado a la hora de definir el tratamiento y conformación de los Centros de Supervisión y Maniobra y Centros de Control Regional de manera que dar más claridad y detalle en su estructuración como Unidades Constructivas y sean claramente diferenciables de los sistemas de control locales de las subestaciones. Se revisará la pertinencia de incluir algunos equipos como teleprotecciones, Unidades Terminal Remota, Esquemas suplementarios de control, así como las diferentes aspectos donde sean aplicables y donde, y en caso contrario se justificará porqué no se recomienda su inclusión. Para la definición del esquema funcional de control y comunicaciones se tendrá en cuenta los requisitos técnicos establecidos en la Resolución CREG 025 de 1995 (Código de Operación) y todas aquellas que la hayan modificado, y las responsabilidades de operación, control, coordinación y supervisión, establecidas para cada uno de los agentes en la Resolución CREG 080 de 1999” Conceptualmente se trata de lo siguiente:




Figura 1.- Esquema Conceptual de la Propuesta del Consultor.



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CONCEPCIÓN GENERAL DE UN SISTEMA DE CONTROL

Para garantizar tanto la adquisición de datos, monitoreo y control de equipos, como el análisis y operación de un sistema eléctrico es necesario adoptar e implementar sistemas de protección y control, que permitan la prevención de incidentes y un manejo adecuado de los posibles riesgos que puedan presentarse. Estos requerimientos implican la elección adecuada de los elementos de protección, control y medida que hagan a las instalaciones eléctricas fiables y seguras (de acuerdo con su tensión, tipo de instalación y localización), tanto para las personas como para los equipos instalados. 3.1

CONCEPTO DEL CONTROL DEL SISTEMA ELÉCTRICO

El control en el sistema eléctrico se define como el conjunto de recursos (hardware y software) y dispositivos cuya misión es garantizar la explotación de dicho sistema de una manera segura, económica y confiable. Por tanto, el control implicará tres grandes áreas de actividad: •

•

•

3.2

Medida: Tensiones, corrientes, flujos de potencia activa y reactiva, temperatura, niveles de combustible, etc. (variables analógicas); Estado: Posición de interruptores y seccionadores, disponibilidad de todos y cada uno de los elementos del sistema (variables digitales); Maniobra y gobierno: Capacidad de efectuar conexiones y desconexiones pertinentes, puesta en servicio y fuera de servicio de equipos y dispositivos, regulación de producción, regulación de tomas en carga de los transformadores, etc. CONCEPTO DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Se define al sistema de protecciones asociado a una parte del sistema eléctrico como el conjunto de dispositivos cuya misión fundamental es detectar y eliminar incidentes en dicho segmento. Entiéndase como parte del sistema eléctrico, cualquier componente de la red eléctrica general, desde ella misma hasta un transformador de servicios auxiliares, pasando por generadores, líneas, interruptores, transformadores, barras, etc. Un incidente (aquel cambio no deseado) puede ser causado por fallas o por variación de algún parámetro que define la red (apertura intempestiva de un interruptor, sobrecarga, baja tensión, oscilación de potencia). Las fallas se desglosan en dos tipos: fallas en serie y fallas en paralelo. Una falla en serie implica un desequilibrio de impedancias en las fases (en el límite, apertura de una o dos fases), mientras que una falla en paralelo (la más frecuente y dañina para el sistema) implica contacto eléctrico entre fase(s) y/o tierra. Por tanto, una falla en paralelo Archivo:IEB-560-13-01-Control



conllevará siempre un cortocircuito, salvo caso de fallas monofásicas a tierra con el neutro aislado de tierra. Los requisitos de la protección son la detección del cortocircuito y desenergización de éste, en el menor tiempo posible, mediante apertura exclusiva de interruptor(es) que lo alimente(n). Los sistemas de protección deben poner en práctica automáticamente las actuaciones y desconexiones necesarias para aislar la falla de la manera más rápida posible, reduciendo los efectos destructivos de la falta, y poniendo fuera de servicio la parte más pequeña de la instalación que basta para dejar la falta aislada y al equipo fuera de peligro. En definitiva, el sistema de protecciones en las instalaciones eléctricas debe cumplir los siguientes requisitos: • • • •

•

Seguridad: No actuar cuando no deba hacerlo; Obediencia: Actuar siempre que deba hacerlo; Fiabilidad: Producto de los dos requisitos anteriores. Selectividad: Requisito del sistema de protecciones en virtud del cual, la actuación de éste se limita a la desenergización, única y exclusivamente, del escenario de la falla, sin arrastrar a escenarios adyacentes o remotos. Será la clave para garantizar la continuidad de servicio de una instalación. Limitación y filiación: Virtud que ayuda a reducir costos de los equipos, al poder instalar interruptores automáticos aguas abajo con niveles de prestación inferior. El interruptor limitador aguas arriba, reduce cualquier intensidad de cortocircuito elevada, y permite por lo tanto, instalar interruptores automáticos aguas abajo con poderes de corte inferiores a la intensidad de cortocircuito prevista en su punto de instalación. La limitación reduce esfuerzos y la filiación optimiza el rendimiento.

Toda instalación eléctrica tiene por tanto, que estar dotada de una serie de protecciones que la hagan segura, desde el punto de vista de los conductores y los aparatos a ellos conectados. 3.3

SISTEMA DE CONTROL

Los sistemas de control son usados para adquisición de datos, monitoreo del estado de los equipos y control de equipos ubicados en subestaciones, centrales de generación y redes de distribución. Estos sistemas incluyen la transferencia de datos entre una plataforma computacional maestra (denominada estación maestra) y una serie de equipos de campo, incluyendo Unidades Terminales Remotas (RTU, por sus siglas en inglés), Controladores Lógicos Programables (PLC, por sus siglas en inglés), Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IED, por sus siglas en inglés). Los equipos de campo recogen información, la cual puede ser procesada localmente en las subestaciones y/o ser transferida a la estación maestra a través de medios de comunicación; esta información alerta sobre el estado de estos equipos a través de la visualización de la información de una manera lógica y organizada, que a su vez permite realizar análisis y tomar acciones de control, si éstas fueran necesarias. Archivo:IEB-560-13-01-Control



Los sistemas de control son jerárquicos y consisten, principalmente, de los siguientes tres componentes: •

•

•

Sistema de Control de Subestación: Consiste de uno o más dispositivos de interfaz de datos de campo instalados en subestaciones, centrales de generación y redes de distribución, por lo general RTU, PLC y/o IED, que interactúan con dispositivos de campo para la adquisición de datos, la detección de fallas y control local y que además puede disponer de dispositivos y una plataforma de software, que hacen posible el control y la supervisión de la subestación en el mismo lugar en dónde se localiza. Red de Comunicación: Se puede disponer de redes locales de datos en las subestaciones, que permiten transferir datos entre los dispositivos de interfaz de campo y las unidades de control con los sistemas de control de la subestación. Adicionalmente se requiere de un sistema de comunicaciones entre la subestación y la estación maestra, por medio del cual se envían a ésta última, los datos requeridos para la supervisión y control de la red eléctrica. El medio para las comunicaciones puede ser fibra óptica, radio, teléfono, cable, satélite, etc., o cualquier combinación de éstos. Estación Maestra: Una plataforma computacional, la cual permite realizar la operación de la red eléctrica de manera centralizada, a veces denominada como centro de control, estación maestra, sistema SCADA Central o Unidad Terminal Principal (MTU, por sus siglas en inglés). Normalmente, la estación maestra está conformada tanto por un conjunto de servidores, estaciones de trabajo y equipos de red LAN/WAN, como de software estándar y/o diseñado a la medida, tanto para la interfaz humano máquina (HMI, por sus siglas en inglés) como para las aplicaciones operativas, para dar soporte a los usuarios en la supervisión y control remoto.

La siguiente figura presenta en forma general los tres componentes de los sistemas de control:




Estación Maestra

Red de Comunicaciones

Sistema de Control de Subestación

Figura 2.- Componentes de los Sistemas de Control.

3.4

ESTRUCTURA DE LOS NIVELES DE CONTROL

Una vez definidos los conceptos de control y protección, a continuación se especifica el detalle de cómo se dividen los tres diferentes componentes de un sistema de control. 3.4.1 SISTEMA DE CONTROL DE SUBESTACIONES 3.4.1.1 Visión Histórica de los Sistemas de Control de Subestaciones Hace cerca de treinta (30) años, aparecieron los primeros automatismos locales en subestaciones eléctricas; siendo utilizados algunos de estos para eliminar las fallas a tierra a través de procedimientos cíclicos de cierre y apertura de alimentadores en subestaciones AT/MT y otros para la permutación de transformadores en subestaciones Archivo:IEB-560-13-01-Control



de EAT/AT. Estos automatismos fueron tan lentos que el personal de operación y los clientes podían seguir los procedimientos de protección y optimización. Actualmente las tecnologías de la información han avanzado hasta el punto de que pueden implementarse esquemas de protección de área amplia, que están en condiciones de proteger la totalidad del sistema de potencia, apoyando planes de defensa coordinados. Computadores distribuidos, sincronización de tiempo satelital, redes de comunicación de banda ancha, sistemas inteligentes de automatización de subestaciones y unidades de medida fasorial (PMU) están involucrados en dichos esquemas de protección. Dado que la respuesta del personal de operación, en situaciones de emergencia, puede ser muy lenta si se utiliza tecnología heredada, el control en condiciones de emergencia pasa por utilizar sistemas de control automatizados para operar globalmente en menos de 0.5 segundos. Mientras tanto tecnología electromecánica, estática, electrónica y completamente digital ha sido instalada exitosamente en las subestaciones. El promedio de tiempo de falta de energía al cliente final se ha reducido de 2 días a 10 minutos por año y hoy en día las empresas eléctricas están orientando el negocio más a la venta de la calidad de la electricidad que al consumo de electricidad. Históricamente y hasta hace pocos años, la automatización de subestaciones se interpretaba como la presencia de una Unidad Terminal Remota, UTR, con funcionalidad SCADA; apoyada además esta interpretación puesto que en muchos casos la interfaz entre los equipos de potencia y el sistema de gestión de la red, estación maestra, fue la UTR instalada en las subestaciones. Actualmente las capacidades de los equipos que califican bajo esta definición, es bastante variada; el rango de sistemas de automatización de la subestación puede ir desde simples UTRs, hasta sistemas PC/PLC totalmente en red que manejan entradas/salidas vía WAN/LAN y proporcionan servicios avanzados para el ámbito de la subestación e incorporan funciones de automatización de la distribución. Las UTRs eran dispositivos centralizados que contenían una gran cantidad de entradas y salidas, casi sin funciones locales, pero con la funcionalidad de interfaz de comunicación con la estación maestra. En contraste con las UTR de subestación, los sistemas automáticos de subestación ejecutan todas las funciones locales en una estructura más o menos descentralizada. La función de comunicación de la UTR, también es necesaria en el sistema de automatización, pero se cambia a una interfaz de comunicación que en la mayoría de los casos se implementa en un Gateway de Comunicación. Dependiendo de los protocolos de comunicación utilizados este Gateway tiene la capacidad de conversión de protocolos en las dos vías; este Gateway puede también ser identificado como Concentrador Local de Subestación, pero equipado con la misma funcionalidad del Gateway. Aunque los sistema automáticos de subestación dieron resultados exitosos y fueron ampliamente aceptados, inicialmente estos sistemas se basaron ya sea en soluciones propietarias de comunicación de cada fabricante o en el uso de estándares de comunicación de otros dominios de aplicación, tales como DNP3 o IEC 60870-5-104. Estas soluciones hicieron que la interoperabilidad entre dispositivos de diferentes proveedores, y a veces incluso entre diferentes versiones de dispositivos del mismo proveedor, se convirtiera en una pesadilla de ingeniería, que sólo podría ser mitigada mediante costosas conversiones de protocolo o de re- ingeniería. Pasaron más de 20 años antes de que los agentes de la industria eléctrica levantaran sus voces para solicitar una solución, en la forma de un estándar de comunicación de la subestación, para superar el problema de la interoperabilidad, lo que dio origen a un nuevo protocolo estándar de comunicación, conocido como IEC 61850 y que además fue diseñado de Archivo:IEB-560-13-01-Control



manera que se adaptara a los futuros desarrollos tecnológicos. Desde la versión 1 de este protocolo publicada en el año 2004 se han implementado más de 200 de estos sistemas y se espera que continúe esta tendencia hacia el futuro. 3.4.1.2 Descripción Técnica La concepción moderna de los sistemas de control de subestaciones considera los siguientes criterios: •

•

•

El sistema eléctrico de potencia incluye todos los equipos utilizados para generar, transmitir, controlar y asegurar el suministro de la energía eléctrica. El sistema se desagrega en un sistema primario y uno secundario 1. El sistema primario está conformado por la parte de alta tensión del sistema y por la cual fluye la energía eléctrica; incluye las líneas de transmisión y distribución, transformadores, interruptores, seccionadores, transformadores de medida, pararrayos, reactores, equipos de compensación, etc. Los mecanismos de accionamiento de interruptores, seccionadores y cambiadores de tomas bajo carga se consideran parte de del sistema secundario. El sistema secundario incluye todos los componentes que soportan a la empresa eléctrica o al operador de red, para controlar y asegurar el flujo de la potencia eléctrica. El sistema secundario puede considerarse con la estructura jerárquica descrita en el numeral 3.4.1 de este documento.

Figura 3.- Niveles de Control para los Sistemas Primario y Secundario de una Subestación.

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CIGRE Refurbishement Strategies based on Life Cycle Cost and Technical Constrains, Working Group B5.08, February 2011, páginas 9 a 13. Archivo:IEB-560-13-01-Control



Los dispositivos de interfaz de datos de campo instalados en las subestaciones eléctricas son los "ojos y oídos" en el primer nivel de un sistema de control. Estos dispositivos incluyen entre otros indicadores de posición de interruptores y seccionadores, dispositivos o sistemas para adquisición de variables del medio aislante de los transformadores de potencia (Temperatura, humedad, contenido de gases, etc.), indicadores de posición de los cambiadores de tomas de los transformadores de potencia, medidores de consumo de energía, relés de protección, dispositivos para la supervisión de los servicios auxiliares, los cuales proporcionan información que establece el estado de la subestación. Además, se cuenta con equipos tales como actuadores eléctricos para el control de los equipos que permiten su operación remota. Sin embargo, antes de que se pueda realizar cualquier automatización o control remoto, es necesario convertir los datos transferidos hacia y desde los dispositivos de interfaz de datos de campo a una forma que sea compatible con el lenguaje del sistema de control localizado en la estación maestra, para que se garantice la interoperabilidad a lo largo del sistema de control. Para lograr esto, se requiere contar en las subestaciones con dispositivos, llámense UTR o Gateway de Comunicaciones, que funcionalmente hacen interoperables las comunicaciones hacia y desde la estación maestra a través de protocolos de comunicación de datos estandarizados. . Por lo tanto, un sistema de control automatizado para subestaciones eléctricas consiste, siguiendo la estructura general que se observa en la Figura siguiente, en un nivel de campo, un nivel de control de bahía y un nivel de control de la subestación.




Figura 4.- Estructura General de Control de S/E.




Nivel de Campo: El nivel de campo está constituido por los elementos primarios, como por ejemplo, interruptor y seccionador, los cuales se operan desde el mando del propio equipo, o transformadores de medida. A través de estas unidades, el sistema de control digital realizará: -

Adquisición de datos analógicos: Tales como corrientes y tensiones, temperatura de equipos, niveles de aceite o presión de gas. Adquisición de datos digitales (Estados): incluye la indicación del estado del equipo, operación local y remota, y mantenimiento entre otros. Operaciones remotas tales como apertura y cierre de los equipos primarios, ordenadas desde niveles superiores a través del mando del equipo respectivo.

Nivel de Control de Bahía: El nivel de control de la bahía hace referencia a los equipos intermedios asociados a cada bahía, tales como armarios, IEDs de control, registradores de fallas, etc. Las funciones que conforman este segundo nivel son: - - -

Protección de la posición Protección de barras Protección contra fallos en los interruptores Medición Registro de fallas Enclavamientos Regulación de tensión Control y señalización Mando de los equipos de la bahía por operación de las protecciones de la subestación, por automatismos o por acción humana desde la IHM de la subestación o desde la estación maestra.

Este nivel es el encargado de interactuar directamente con el nivel de campo, obteniendo los datos con entradas y salidas analógicas y digitales. El equipo electrónico ( Intelligent Electronic Devices , IED) que se empleará para la bahía, es un terminal multifunción que incluye las funciones de control de la bahía, las funciones de protección de la bahía, medidas, función oscilografía, señalización del estado de la bahía, etc, siendo posible y de acuerdo con los requerimientos de confiablidad y disponibilidad, implementar las funciones, de manera física, en uno o varios IEDs. A este nivel también se realiza la automatización de los enclavamientos por medio de la lógica programada en la propia unidad de control de la bahía. Los IEDs se comunican mediante un protocolos de red estándar, que puede ser IEC 61850, IEC 60870-5-104, o DNP sobre TCP/IP, que permiten implementar redes de Archivo:IEB-560-13-01-Control



comunicación para el intercambio de información entre los elementos del propio nivel y niveles superiores de la subestación. Nivel de Control de la Subestación: El nivel de control de la subestación engloba las funciones de supervisión, maniobra y control de la instalación en general, incluyendo los equipos y las bahías de alta, media y baja tensión. Para ello se utiliza una UCS (Unidad de Control de la Subestación), la cual puede estar constituida por una IHM y un software SCADA instalado en una plataforma computacional o por una Unidad Terminal Remota (RTU) o un Gateway o Concentradores de Datos de Subestación con su IHM. En la UCS se almacena la totalidad de las señales y medidas de la instalación y dónde también se pueden gestionar diferentes protocolos de comunicación de datos de tal manera que se garantice la interoperabilidad con la estación maestra. La UCS constituye un elemento central para el control de toda la subestación de un modo integrado. Esta unidad se comporta como un concentrador de señales, medidas y alarmas, el cual manda dichas señales al centro de control mediante protocolos estándares que incluyen IEC 60870-5 101/104 o IEC 60870-6 donde estos datos son procesados, analizados y proveen información al personal responsable de la red para tomar las decisiones. La unidad de control de la subestación se comunica con las protecciones eléctricas para adquirir informaciones de supervisión. 3.4.1.3 Diferentes Escenarios para la Implementación de Sistemas Automáticos de Subestación En la actualidad una empresa eléctrica utilizan, por lo general, en su operación sistemas de control de diferentes tecnologías, que han aprovechado el advenimiento de los sistemas de automatización de subestaciones basadas en software, tecnología digital y conectados por enlaces seriales en vez de cableado de cobre paralelo rígido, y que se ha venido convirtiendo gradualmente en la norma y no la excepción, y de las cuales algunas cuentan con soluciones propietarias de comunicación de los fabricantes, otras hacen uso de estándares de comunicación de otros dominios de aplicación, tales como DNP3 o IEC 60870-5-104 y las más recientes que dispones de protocolos de comunicación que superan los problemas de interoperabilidad. Dentro de este ámbito de convivencia de diferentes sistemas de control, las empresas eléctricas enfrentan situaciones, en que por razones de obsolescencia, falta de repuestos, cumplimiento de regulación, se hace necesario la conversión tecnológica de dichos sistemas y que conlleva a que puedan implementar soluciones mejores, más rápidas y menos costosas; eficiencias que muchas veces pueden estar acompañadas de optimización de las redundancias en el sistema. En este escenario se podrán generar nuevos proyectos clasificados de la siguiente manera: -

Nueva construcción, cuando se requiere la sustitución de: UTRs, paneles de control tipo mímico, anunciadores, registradores de fallas/eventos, sistemas de conexionado, Archivo:IEB-560-13-01-Control


-

-

-


Modernización significativa o expansión de una subestación existente: proyectos intensivos en capital que aumentan el número de bahías, transformadores de potencia o equipo de campo, podrán incorporar fácilmente proyectos de modernización de sistemas de control automáticos, a un costo eficiente. Sistemas con tecnología heredada podrán ser reemplazados o integrados a la nueva infraestructura de los sistemas de control. Mejora de las redes WAN a capacidades de alta velocidad, tales como las requeridas por Ethernet y que aplicaría para arquitecturas de UTRs, con comunicación serial con la estación maestra y que no son compatibles con la alta velocidad de transferencia de datos y de sincronización requerida por las redes WAN modernas. Reemplazo o suministro de nuevas UTRs, anunciadores, registradores de eventos/fallas o de relés de tecnologías antiguas: la plataforma integrada de los sistemas automáticos de control podrá incluir las funcionalidades de todos estos equipos dedicados, además de funciones adicionales, y todo ello con una significativa reducción de precios.

3.4.1.4 Evolución Esperada de los Sistemas de Control en el Ámbito Colombiano En lo que respecta a STN, UPME ha convocado para el período 2014 a 2018, la construcción de redes de alto voltaje en Colombia, que incluye trece (13) proyectos de subestaciones, líneas y transformador de potencia de 230 y 500 kV, los cuales contemplan asignar estos proyectos a entidades Transmisoras. Bajo este escenario, las características técnicas de los sistemas de control de estos proyectos, cumplirán como mínimo, con las funcionalidades y aspectos técnicos descritos en el numeral 6.3 de este documento. Es decir se podrá con sistemas automáticos de control de última tecnología. Para la actividad de distribución una empresa eléctrica ya desarrolló un proceso de evaluación tecnológica, orientado a establecer un estándar de última generación .para protecciones, telecontrol y medida, junto con el programa que permita adoptar en las subestaciones existentes en Nivel 4, dicho estándar. Otra empresa ha ido más allá y ya ha reemplazado cerca del 40% de los sistemas de control instalados en subestaciones de Nivel 4 hace cerca de 10 años, con tecnologías digitales, pero utilizando lenguajes de comunicación propietarios o no interoperables, por sistemas de última generación; él programa de reemplazo, incluyendo sistemas de control de Nivel 3, está planificado para continuar en el 2014 y 2015. 3.4.2 RED DE COMUNICACIONES El objetivo de la red de comunicaciones es proporcionar los medios por los cuales los datos pueden ser transferidos entre los equipos de comunicación de la estación maestra y las UCS instaladas en las subestaciones o viceversa. La red de comunicaciones está conformada por los equipos y medios necesarios para transferir datos desde y hacia diferentes sitios de acuerdo a las necesidades de la operación. El medio utilizado puede ser o bien por cable de fibra óptica, PLC, teléfono o radio. Históricamente, las redes de sistemas de control han contado con redes dedicadas, sin embargo, con el aumento de la instalación de soluciones LAN/WAN corporativas para la Archivo:IEB-560-13-01-Control



creación de redes entre oficinas, existe la posibilidad de integrar las redes de los sistemas de control en estas redes corporativas. La principal ventaja de este esquema es que no hay necesidad de invertir en una red de comunicaciones separada para los propósitos operativos. Además, existe hay un camino fácil para la integración de los datos operativos con las aplicaciones corporativas existentes, tales como sistemas de gestión del trabajo, bases de datos históricas, Sistemas de Información Geográfica (GIS, por sus siglas en inglés) y otros sistemas de diseño y planeamiento. 3.4.3 ESTACIÓN MAESTRA La plataforma computacional de la estación maestra en un sistema de control puede variar desde un solo servidor y estación de trabajo hasta una compleja red de servidores distribuidos, lo cual depende de la complejidad del sistema eléctrico a ser monitoreado y controlado y de los requisitos de respaldo, redundancia, dimensionamiento, disponibilidad y desempeño del sistema de control. Estos sistemas cuentan con facilidades para la visualización de la información y para la interacción del usuario con el sistema, normalmente denominada Interfaz de Usuario. Todos estos equipos, se conectan a través de una red local de datos (LAN) de alta velocidad normalmente de 100/1.000 mbps, que en la mayoría de los casos son redundantes. Los sistemas de control actuales son capaces de ofrecer monitores de alta resolución y/o un sistema de video proyección de gran tamaño para mostrar una interfaz gráfica de usuario. Por otro lada, la estación maestra contará con los diferentes componentes de software requeridos para su operación. Estos componentes de software son básicamente dos: software del sistema (sistema operativo y sistemas de gestión y control de la configuración) y software de aplicaciones. El software del sistema es común para todos los dispensables y es fundamental para la operación de la plataforma computacional, este software típicamente incluye: • El sistema operativo de los servidores, computadores y estaciones de trabajo: Este software puede basarse en sistemas operativos populares UNIX, MSWindows o Linux. • Software de gestión de red: Software necesario para controlar y gestionar los equipos de la red de comunicaciones. • Software para la gestión de la base de datos. El software de aplicaciones puede ser de dos tipos: SCADA común para todo tipo de empresa y aplicaciones de gestión que dependerá de la naturaleza del negocio de la empresa, estos son: • El SCADA corresponde a todo el software que se encarga de la transmisión y recepción de datos desde y hacia los sistemas de control de subestación, el software para procesamiento de datos y eventos, el software para el control remoto y el software para la visualización del sistema que proporciona la interfaz Archivo:IEB-560-13-01-Control



gráfica del usuario para ver páginas de alarmas, curvas de tendencias y funciones de control. El Sistema SCADA también incluye tanto los controladores de protocolo que es necesario para el control de la traducción e interpretación de los datos entre los extremos de los enlaces de comunicaciones del sistema como las interfaces con aplicaciones externas. • Las aplicaciones de gestión, son funciones avanzadas que permiten realizar la gestión de la transmisión (EMS, por sus siglas en inglés), la gestión de la distribución (DMS, por sus siglas en inglés), la gestión de la generación (GMS, por sus siglas en inglés) o la gestión de mercados de energía (MMS, por sus siglas en inglés). La siguiente figura presenta una arquitectura típica de una estación maestra con sistemas redundantes y funcionalidad distribuida: Equipos en la Sala de Control

Impresoras

Sistema de Tiempo 0 'rec%encia

ET2

ET1

"

Sistema de Video ro!ección

LAN CC A LAN CC B

Ro%ter&'ire(all &IS

Sistema de Desarrollo y/o Inenier!a

Impresora

SCADA

A C C N A L

B C C N A L

Aplicaciones de Análisis de Red

D#$ 1 s o t a D e d n ó i c i s i % . d A e d N A L

2 s o t a D e d n ó i c i s i % . d A e d N A L

Sistemas E"ternos

Ro%ter&'ire(all &IS Histórico )Replicado*

RED


WAN

Ser+idor ,e-

Terminal Ser+er Cone/iones Seriales

Bases de Datos Histórica

Ser+idores de Com%nicaciones

Sala de Servidores

Figura 5.- Arquitectura Típica de una Estación Maestra.

3.5

CONSIDERACIONES OPERATIVAS Y DE DISEÑO DE LA SALA DE CONTROL

En el diseño de las estaciones maestra para los sistemas de control se deberán tener en cuenta las siguientes consideraciones operativas para la sala de control: 1.

Espacio para los Consolas de Operación: la sala de control deberá tener las dimensiones adecuadas para instalar las consolas de trabajo y el equipo Archivo:IEB-560-13-01-Control



asociado que está exclusivamente dedicado a la operación, incluyendo estaciones de trabajo, monitores, teléfonos, impresoras, PCs de oficina y el sistema de video proyección. 2.

Espacio para el Sistema de Desarrollo y/o Ingeniería : Para aquellas estaciones maestras que cuenten con este sistema, se deberán considerar espacios alternativos a la sala de control.

3.

Cuarto de Servidores: Dependiendo del diseño final de la estación maestra se requerirá de espacio para la instalación de los gabinetes (racks) para los servidores y equipos de comunicación. Este espacio puede ser propio o compartido con otras facilidades de la empresa.

4.

Espacio para Trabajo en Grupo: Se deberá prever espacios para facilitar las actividades de trabajo en grupo y la interacción social de los operadores y de los ingenieros encargados de la operación. Esto se hace normalmente con la adecuación de una sala de crisis que tendrá doble uso: atender a posibles visitantes al centro de control y como área de reunión de los encargados de la operación.

5.

Factores Organizacionales: Otro aspecto importante en el diseño del centro de control es el que las áreas deben reflejar la asignación de funciones y responsabilidades del personal correspondiente tanto de los operadores como de los ingenieros. En este caso se prevé la instalación de las consolas de operación, un puesto para ingeniero de supervisión y una oficina para el jefe del despacho.

3.5.1 ASPECTOS DE ARQUITECTURA En relación con los aspectos arquitectónicos a tener en cuenta en el diseño de la sala de control se deberá tener en cuenta los siguientes aspectos: 1.

Entradas y Salidas a la Sala de Control: La localización y número de entradas y salidas a la sala de control deben tener en cuenta el número de operadores y el acceso a otras áreas fuera de la sala de control. Estas entradas y salidas no deben estar dentro del campo visual de trabajo del operador.

2.

Control de Accesos: Se recomienda el uso mecanismos electrónicos para el control de accesos a la sala de control, tales como tarjetas de lectura electrónica o lectura biométrica, además de cerraduras con teclado numérico. Las consideraciones de puertas especiales incluyen puertas con material resistente a explosiones, puertas que atenúan el sonido para edificaciones con alto nivel de ruido, etc.

3.

Uso del Espacio: Un valor heurístico para planear el uso de la superficie útil es permitir de 9 m 2 a 15 m2 por posición de trabajo (consola de operación). Esto tiene en cuenta volúmenes típicos de equipos, espacio para sentarse y accesos para mantenimiento. Los requisitos precisos deben basarse en un análisis de tareas. Esta provisión de espacio se basa en la utilización de área útil. Archivo:IEB-560-13-01-Control



4.

Provisión de Espacio Vertical: Como regla generalmente aceptada para este tipo de centros de control, la altura del piso real al techo real debe ser preferiblemente como mínimo 4 m con el fin de incluir pisos falsos, techos falsos, aire acondicionado, sistema contra-incendio, sistemas de iluminación indirecta y, en caso de ser requerido, la disposición de sistemas de video proyección. En la práctica, ese diseño resulta en alturas efectivas de piso a techo finalizado de al menos 3 m.

5.

Distancias de Visualización Horizontal y Vertical : Se debe tener en cuenta que para los despliegues visuales en los casos que se tengan sistemas de video proyección que necesitan usarse regular o continuamente, la posición preferida es directamente en frente del operador de la sala de control, de manera que se puedan ver fácilmente cuando se mira sobre la estación de trabajo.

6.

Futuras Expansiones: Las provisiones de espacio en la sala de control deben considerar posibles expansiones planeadas durante su vida útil teniendo en cuenta incrementos futuros en carga de trabajo, personal y equipo. La vida útil puede estar en el orden de 15 a 20 años y es necesario considerar hasta un 25% de espacio adicional para permitir la expansión.

7.

Consideraciones para la Seguridad del Personal: En el diseño de la sala de control, los requisitos de seguridad del personal deben ser cumplidos por este tipo de edificaciones. Las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta para la protección del personal: a. b. c. d.

8.

Sistemas de detección de incendio Sistemas de detección de gases tóxicos y material inflamable Aislamiento del ruido Protección contra ondas explosivas y fragmentos

Consideraciones Ambientales y de Suministro de energía: Otras consideraciones que se deben tener en cuenta desde el punto de vista y diseño arquitectónico son las relativas a los siguientes aspectos: a. b. c. d. e. f.

Iluminación Calefacción y Ventilación Aire Acondicionado Suministro de Energía AC Planta diesel de emergencia Sistema Ininterrumpido de Emergencia (UPS)

3.5.2 DISEÑO DE LA SALA DE CONTROL 3.5.2.1 Estimativo de Necesidades de Espacio para los Diferentes Ambientes del Centro de Control Como regla general, no se recomiendan salas de control con espacios muy pequeños o excesivamente grandes. El diseño deberá permitir, cuando sea práctico, la comunicación Archivo:IEB-560-13-01-Control



verbal directa entre los operadores de la sala de control y evitar espacios muy pequeños entre operadores adyacentes. En la siguiente tabla se presentan los estimativos normales de los requisitos de espacio para los diferentes ambientes necesarios para un centro de control. Tabla 1.- Requisitos de Área para un Centro de Control Típico. Áreas Centro de Control

Rango de Área [m2]

A

Sala de Control con tres puestos de operación (2 operadores/1 Supervisor)

80-90

B

Sala de Crisis

20-30

C

Sala de Desarrollo y/o Ingeniería (Sala QADS)

10-15

D

Oficina del Jefe Centro (Según diseño)

10-15

G

Archivo (según se requiera)

5-10

H

Mantenimiento para el sistema de video proyección

5-10

I

Diversas (Baños, cocineta, etc.)

20-25

J

Sala de servidores*

6.00

(*) La sala de servidores se estima para contener dos gabinetes (racks) de servidores y dos paneles para los equipos de comunicaciones. Normalmente esta sala está compartida con otros equipos de la empresa.

La siguiente figura presenta una disposición típica de un sala de control con tres (3) puestos de trabajo.




Figura 4.- Diseño Típico de una Sala de Control.

3.5.2.2 Consideraciones Especiales sobre los Puestos de Trabajo En la disposición final de los puestos de trabajo se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones: 1. Ergonomía de los puestos de trabajo: En donde sea posible, se recomienda que los sitios de trabajo y los elementos asociados cumplan con los aspectos ergonómicos que permitan al operador tener un ambiente adecuado para la operación crítica y estresante de los sistemas eléctricos. Archivo:IEB-560-13-01-Control



2. Factores Físicos: Las dimensiones y características de los puestos de trabajo deben tener en cuenta el tamaño de los operadores para los cuales se están suministrando esos ítems. 3. Ventanas: La disposición de las ventanas debe ser considerada. Se debe evitar la ubicación de las estaciones de trabajo en las que las ventanas están detrás del operador, ya que esto puede dar lugar a reflejos en la pantalla del monitor. Las ventanas deben tener persianas operables por el usuario. 4. Circulación de Personal y Acceso para Mantenimiento : La circulación de personal de la sala de control, personal de mantenimiento y todos los visitantes se debe realizar causando la mínima interrupción al trabajo de los operadores de la sala de control. Todos los aspectos del diseño de la sala de control deben tener en cuenta requisitos de acceso para mantenimiento. 5. Equipos de la Consola de Operación: La solución fundamental para un centro de control de operación de 7x24), es tener una consola que se adapte a su ambiente. Las consolas deben brindar al usuario final la posibilidad de ubicar lo más cerca posible la mayoría de los materiales, objetos y equipos con los que laboran, con el fin de facilitar la manipulación de los mismos, mejorar la altura de los planos de trabajo y evitar movimientos excesivos. Estas consolas deben tener una estructura modular resistente y bien diseñada. 6. Sistema de Video Proyección: En caso de instalación de un sistema de video proyección se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones: a. En los casos de sistemas eléctricos complejos con muchas subestaciones, el diseño de la sala de control debe posibilitar la instalación de un sistema de video proyección, que de mayores facilidades a los operadores. b. La tecnología y el tamaño de penderán de los recursos financieros con los que cuente la empresa. c. La ubicación debe ser tal que considere las limitaciones de visualización de ángulos horizontales y verticales. Estas limitaciones deben considerarse al momento de establecer la posición relativa de las estaciones de trabajo con respecto a la pantalla para asegurar que el usuario pueda ver la zona asignada sin atenuación indebida de la imagen.



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ELEMENTOS ACTUALES DE CONTROL SEGÚN RESOLUCIÓN CREG 097 DE 2008 (DISTRIBUCIÓN)

A continuación se muestran en formato de tablas los elementos que son considerados como elementos de control dentro de las Unidades Constructivas – UC, al final del documento como anexo se muestran los nombres de las UC. 4.1

DENTRO DE LAS BAHÍAS

4.1.1 NIVEL DE TENSIÓN 2 (N2) Tabla 2. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en N2

UC N2S1 N2S1 N2S2 N2S2 N2S3 N2S3 N2S4 N2S4 N2S5 N2S5 N2S6 N2S6 N2S7 N2S8 N2S8 N2S9 N2S10 N2S11 N2S12 N2S12 N2S13 N2S13 N2S15 N2S16 N2S17 N2S18 N2S18

ITEM Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub reducida (Global) Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Cables de Control y Fuerza Modulo Metal Clad Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad Celda de medida Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad Gabinete de protección de barras Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad Cables de Control y Fuerza Modulo Metal Clad Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad Cables de Control y Fuerza Módulo Sub Metal Clad Celda de medida Cables de Control y Fuerza Modulo Sub Metal Clad

Gráficamente se muestran de esta manera:




Figura 5.- Conformación de UC de N2.


UC N3S1 N3S1 N3S2 N3S2 N3S3 N3S3 N3S4 N3S4 N3S5 N3S5 N3S6 N3S6 N3S7 N3S7 N3S8 N3S8 N3S9 N3S9 N3S10 N3S10 N3S11

ELEMENTOS TÉCNICOS Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Metal Clad (Global) Archivo:IEB-560-13-01-Control


UC N3S12 N3S13 N3S13 N3S14 N3S15 N3S15 N3S16 N3S16 N3S17 N3S18 N3S19 N3S19 N3S20 N3S20 N3S21 N3S22 N3S23 N3S37 N3S37 N3S37 N3S40


ELEMENTOS TÉCNICOS Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Metal Clad (Global) Tablero de control, medida y protección Línea Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional reducida (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional reducida (Global) Tablero de control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional reducida (Global) Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub reducida (Global) Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub reducida (Global) Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub convencional (Global) Tablero control, medida y protección Transformador o Acople Tablero control, medida y protección Transformador o Acople Cables de Control y Fuerza Modulo - Sub Encapsulada (Global) Diferencial de barras - cualquier conf Tipo 1 o Tipo 2 Diferencial de barras - cualquier conf Tipo 1 o Tipo 2 Diferencial de barras - cualquier conf Tipo 1 o Tipo 2 Red Lan - Sistema distribuido Sistema de gestión de protecciones Referencia de tiempo, GPS Gabinete control, medida y protección


Figura 6.- Conformación de UC de N3. Archivo:IEB-560-13-01-Control




UC N4S1 N4S1 N4S2 N4S2 N4S3 N4S3 N4S4 N4S4 N4S5 N4S5 N4S6 N4S6 N4S7 N4S7 N4S8 N4S8 N4S9 N4S9 N4S10 N4S10 N4S11 N4S11 N4S12 N4S12 N4S13 N4S13 N4S14 N4S14 N4S15 N4S15 N4S16 N4S16 N4S17 N4S17 N4S18 N4S18 N4S19 N4S45 N4S45 N4S45 N4S45 N4S47

ITEM Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero de control, medida y protección Cables módulo Tablero Diferencial de Barras (Una zona) Red Lan - Sistema distribuido Referencia de Tiempo, GPS Sistema de Gestión de Protecciones Sistema de Comunicaciones Público-conmutada Cables modulo





Figura 7.- Conformación de UC de N4.

4.1.4 NIVEL DE CONEXIÓN AL STN Tabla 5. Elementos de Control Dentro de las Unidades Constructivas en Conexión al STN

UC N5S1 N5S1 N5S1 N5S2 N5S2 N5S2 N5S3 N5S3 N5S3 N5S4 N5S4 N5S4 N5S5 N5S5 N5S5 N5S6 N5S6 N5S6

ITEM Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección Archivo:IEB-560-13-01-Control


UC N5S7 N5S7 N5S7 N5S8 N5S8 N5S8 N5S9 N5S9 N5S9 N5S11 N5S11 N5S11 N5S11 N5S12 N5S12 N5S12


ITEM Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección Interface de usuario (IHM) Red Lan - Sistema distribuido Gateway de comunicaciones Referencia de Tiempo, GPS Sistema Registro de fallas Cables módulo Tablero de control, medida y protección


Figura 8.- Conformación de UC de Conexión al STN.



4.2


CENTRO DE CONTROL Tabla 6. Elementos de las Unidades Constructivas en el Centro de Control.

UC CCS1 CCS2 CCS3 CCS4 CCS5 CCS6 CCS7 CCS8 CCS9 CCS10 CCS11 CCS12 CCS13 CCS14 CCS15 CCS16 CCS17 CCS18 CCS19 CCS20 CCS21 CCS22 CCS23 CCS24 CCS25 CCS26 CCS27 CCS28 CCS29 CCS30 CCS31 CCS32

DESCRIPCION SCADA TIPO 1. SISTEMA DE MANEJO DE ENERGÍA: EMS TIPO 1 SISTEMA DE GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN: DMS TIPO 1 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICO: GIS TIPO 1 ENLACE ICCP TIPO 1 SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, KWH) TIPO 1 SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 1 EDIFICIO DE CONTROL TIPO 1 SCADA TIPO 2 SISTEMA DE MANEJO DE ENERGÍA: EMS TIPO 2 SISTEMA DE GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN: DMS TIPO 2 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICO: GIS TIPO 2 ENLACE ICCP TIPO 2 SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, KWH) TIPO 2 SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 2 EDIFICIO DE CONTROL TIPO 2 SCADA TIPO 3 SISTEMA DE MANEJO DE ENERGÍA: EMS TIPO 3 SISTEMA DE GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN: DMS TIPO 3 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICO: GIS TIPO 3 ENLACE ICCP TIPO 3 SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, KWH) TIPO 3 SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 3 EDIFICIO DE CONTROL TIPO 3 SCADA TIPO 4 SISTEMA DE MANEJO DE ENERGÍA: EMS TIPO 4 SISTEMA DE GESTIÓN DE DISTRIBUCIÓN: DMS TIPO 4 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICO: GIS TIPO 4 ENLACE ICCP TIPO 4 SISTEMAS DE MEDIDA CALIDAD Y REGISTRO (DES-FES, PQ, KWH) TIPO 4 SISTEMA DE COMUNICACIONES TIPO 4 EDIFICIO DE CONTROL TIPO 4





Figura 9.- Conformación de UC de Centro de Control.

4.3

EQUIPOS

Se definen Unidades Constructivas de equipos en los niveles de tensión 4, 3 y 2, que corresponden a elementos no incluidos en las UC de subestaciones del respectivo nivel de tensión y que el OR puede reportar en forma separada, en caso de contar con estos equipos en su sistema. Tabla 7.- Unidades Constructivas de Equipos en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2.

UC N4EQ1 N4EQ3 N4EQ4 N4EQ5 N4EQ6 N4EQ7 N4EQ8 N4EQ9 N4EQ10 N4EQ11

DESCRIPCION UNIDAD DE ADQUISICIÓN DE DATOS ARMARIO CONCENTRADOR (MARSHALL IN KIOSK) UNIDAD DE CALIDAD DE POTENCIA (PQ) CREG 024 DE 2005 ENLACE DE COMUNICACIONES SATELITAL ENLACE DE COMUNICACIONES MICROONDAS ENLACE DE FIBRA ÓPTICA SISTEMA DE COMUNICACIONES POR ONDA PORTADORA SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN INTERFACE DE USUARIO (IHM) UNIDAD TERMINAL REMOTA Archivo:IEB-560-13-01-Control


UC N4EQ12 N3EQ1 N3EQ16 N3EQ18 N3EQ19 N3EQ20 N3EQ21 N3EQ22 N3EQ23 N3EQ24 N3EQ25 N3EQ26 N3EQ30 N2EQ7 N2EQ14 N2EQ15 N2EQ44 N2EQ46 N2EQ47


DESCRIPCION GATEWAY DE COMUNICACIONES EQUIPO DE MEDIDA UNIDAD DE ADQUISICIÓN DE DATOS NIVEL 3 ARMARIO CONCENTRADOR (MARSHALL IN KIOSK) UNIDAD DE CALIDAD DE POTENCIA (PQ) CREG 024 DE 2005 INTERFACE DE USUARIO (IHM) GATEWAY DE COMUNICACIONES ENLACE DE COMUNICACIONES SATELITAL ENLACE DE COMUNICACIONES MICROONDAS ENLACE DE FIBRA ÓPTICA UNIDAD TERMINAL REMOTA SISTEMA DE TELEPROTECCIÓN INDICADOR FALLA SUBTERRANEO NIVEL 3 CONTROL DE BANCOS DE CAPACITORES EQUIPO DE MEDIDA (RESOLUCIÓN CREG 099 DE 1997) INDICADOR FALLA MONOFÁSICO UNIDAD DE ADQUISICIÓN DE DATOS NIVEL 2 ARMARIO CONCENTRADOR (MARSHALL IN KIOSK) UNIDAD DE CALIDAD DE POTENCIA (PQ) CREG 024 DE 2005



5

ELEMENTOS ACTUALES (TRANSMISIÓN)

SEGÚN


RESOLUCIÓN

CREG

011

DE 2009

El análisis realizado en esta sección se apoya en una arquitectura típica de los sistemas de automatización de subestaciones SAS o sistemas de control coordinados que considera los siguientes tres niveles: •

•

•

Nivel 0 incluye el equipo de campo convencional, los registradores de fallas, los contadores o medidores multifuncionales y las protecciones. Nivel 1 incluye los controladores de campo o diámetro y cables de fibra óptica para su conexión al sistema central para las configuraciones de interruptor y medio o controladores de bahía para las configuraciones de barras. Nivel 2 incluye estaciones de operación, estaciones de ingeniería, Gateway, red LAN, software, controlador de servicios auxiliares.

La arquitectura propuesta se ve reflejada de la siguiente manera en la composición de la Unidades Constructivas: •

•

Los registradores de falla, los medidores multifuncionales, las protecciones del nivel 0 y los controladores de campo de nivel 1, se valoran como parte de las Unidades Constructivas de las bahías para cada una de las configuraciones en los niveles de 230 y 500 kV. Los equipos y componentes del nivel 2 hacen parte del llamado Módulo Común que se define como el conjunto de equipos comunes que sirven a toda una subestación, tales como servicios auxiliares, sistema de control coordinado común, etc.

Y de esta manera se establecieron las siguientes UC: Tabla 8.- UC de Subestaciones de 230 kV. UC SE201 SE202 SE203 SE204 SE205 SE206 SE207 SE208 SE209 SE210 SE211 SE212 SE213 SE214 SE215 SE216

DESCRIPCION BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR

CONFIGURACIÓN BS BS BPT BPT DB DB DBT DBT DBB DBB IM IM AN AN EDB EDB Archivo:IEB-560-13-01-Control


UC SE217 SE218 SE219 SE220 SE221 SE222 SE223 SE224 SE225 SE226 SE227 SE228 SE229 SE230 SE231 SE232 SE233 SE234 SE235 SE236 SE237 SE238 SE239 SE240 SE241 SE242 SE243


DESCRIPCION BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR CORTE CENTRAL BAHÍA DE TRANSFERENCIA BAHÍA DE TRANSFERENCIA BAHÍA DE ACOPLE BAHÍA DE ACOPLE BAHÍA DE ACOPLE BAHÍA DE SECCIONAMIENTO BAHÍA DE SECCIONAMIENTO BAHÍA DE SECCIONAMIENTO BAHÍA DE SECCIONAMIENTO MODULO DE BARRAJE – TIPO 1 MODULO DE BARRAJE – TIPO 1 MODULO DE BARRAJE – TIPO 1 MODULO DE BARRAJE – TIPO 1 MODULO DE BARRAJE – TIPO 1 MODULO DE BARRAJE – TIPO 2 MODULO DE BARRAJE – TIPO 2 MODULO DE BARRAJE – TIPO 2 MODULO DE BARRAJE – TIPO 2 MODULO DE BARRAJE – TIPO 2 DIFERENCIAL DE BARRAS – TIPO 1 DIFERENCIAL DE BARRAS – TIPO 1 DIFERENCIAL DE BARRAS – TIPO 2 MODULO COM N – TIPO 1 MODULO COM N – TIPO 2

CONFIGURACIÓN EDBT EDBT IM BPT DBT DB Y DBT DBB EDB Y EDBT DB DBT DBB EDB Y EDBT BS BPT, DB Y DBB DBT IM EDB Y EDBT BPT DB Y DBB DBT IM EDB Y EDBT BS TODAS, EXCEPTO BS Y AN TODAS, EXCEPTO BS Y AN TODAS, TODAS, EXCEPTO BS

Tabla 9.- UC de Subestaciones de 500 kV. UC SE501 SE502 SE503 SE504 SE505 SE506 SE507 SE508 SE509 SE510 SE511 SE512 SE513 SE514

DESCRIPCION BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR BAHÍA DE LÍNEA BAHÍA DE TRANSFORMADOR CORTE CENTRAL BAHÍA DE ACOPLE MODULO DE BARRAJE – TIPO 1 MODULO DE BARRAJE – TIPO 1 MODULO DE BARRAJE – TIPO 2 MODULO DE BARRAJE – TIPO 2 DIFERENCIAL DE BARRAS - TIPO 1 DIFERENCIAL DE BARRAS - TIPO 2 MODULO COM N – TIPO 1 MODULO COMÚN – TIPO 2

CONFIGURACIÓN DBT DBT IM IM IM DBT DBT IM DBT IM DBT E IM DBT E IM DBT E IM DBT E IM



6


CONSIDERACIONES CONSIDERAC IONES DE LOS REQUISITOS INCORPORADOS EN EL CÓDIGO DE REDES

6.1

RESOLUCIÓN CREG 025 DE 1995

La Resolución CREG 025 de 1995, Código de Redes, establece en relación a los sistemas de control medida y protección los siguientes aspectos En el apartado del Código de Conexión se especifican los requisitos que deben cumplir las conexiones nuevas, en general y en particular para generadores y líneas de trasmisión. Los equipos o funcionalidades que se requieren se dividen en: • • • • •

Equipos de Telecomunicaciones Telecomuni caciones Equipos de Medida Sistema de registro de fallas Esquema de protección Sistema de supervisión supervisi ón y control

Es importante analizar cuál es el objetivo o función última de cada uno de los equipos y funcionalidades con el fin de determinar, bajo las arquitecturas y equipos de control actuales cuales son los requerimientos y como se deben suplir. 6.2

REQUISITOS COMUNICACIONES COMUNICAC IONES

En cuanto a las comunicaciones el objetivo es contar con un medio de comunicación entre el agente responsable de los activos y el Centro de Control (CND y/o CRD) con el fin de que haya un control operativo correcto de los mismos. Inicialmente, los requisitos de telecomunicaciones son Servicio de telefonía operativa Teleprotección. Servicio de comunicación de emergencia Servicio de telefax. Equipo de supervisión supervisi ón y control Equipo de registro registr o de fallas Información Informació n comercial, según Código de Medida.

• • • • • • •

De estos servicio se observa que unos son equipos requeridos para las comunicaciones de manera directa entre operador y operador para la coordinación operativa, y los otros son equipos relacionados con él envió de información para la supervisión.




El requisito exige tener los canales de comunicación que permitan la transmisión de las comunicaciones y la información adicional derivada de los equipos de protecciones, de los sistemas de registro de fallas y las unidades de terminal remota (o concentradores de datos de subestación), desde las instalaciones del agente hasta el CND o CRD. 6.3

REQUISITOS SISTEMA DE REGISTRO DE FALLAS

Los requisitos relacionados con el sistema de registro de fallas, además de los medios adecuados para la transmisión de la información, se encuentran asociados a la normatividad aplicable, las variables que se deben registrar, la rata de muestreo, la capacidad de almacenamiento y los formatos y protocolos para el registro y envió de información. El sistema de registro de fallas requiere un sistema de sincronización de la señal de tiempo. 6.4

REQUISITOS SISTEMA DE SUPERVISIÓN Y CONTROL

El Código de Redes presenta los principios generales, las características técnicas de los equipos y los mecanismos de intercambio de información de supervisión y control entre los agentes y el CND y los CRDs. Se enumeran las medidas y señales digitales requeridas para la supervisión y control las cuales son, dependiendo del tipo de activo a supervisar. Potencia activa Potencia reactiva Tensión

• • •

Las señales digitales son: •

• •

6.5

Entradas digitales para señalizar la posición de interruptores, interrupt ores, seccionadores y alarmas; Entradas digitales para señalizar los estados Local-Remoto para telecomandos; Entradas digitales para indicar la posición de derivaciones derivaciones de de transformadores transformadores con movimiento bajo carga con su indicación de operación remota. CONTRATO DE CONEXIÓN

En el Código de Redes se especifica que dentro del contrato de conexión, que debe ser firmado entre el transportador y el agente que se va a conectar, se deben especificar los límites de responsabilidad en cuanto a los circuitos de protección y de control y acuerdos en relación con el manejo y envió de la información requerida para la supervisión y control. Por lo tanto, el registro, manejo y envió de la información son aspectos que pueden ser libremente acodados entre los diferentes agentes permitiendo la compartición de infraestructura, canales de comunicación y responsabilidades, evitando redundancias en las subestaciones donde se encuentren instalados equipos de 2 o más agentes.



6.6


RESOLUCIÓN CREG 080 DE 1999

La Resolución CREG 080 de 1999 reglamenta las funciones de planeación, coordinación supervisión y control entre el Centro Nacional de Despacho (CND) y los agentes del SIN. En el artículo 2 establece la jerarquía aplicable en el SIN en relación con la planeación, coordinación, supervisión y control de la operación.

N#!el 1 CN(

N#!el % 'ra"#ore

N#!el 3 2e"era$ore

N#!el 3B Oera$ore $e 4e$

Figura 10.- Jerarquía de Operación en el SIN.

Las funciones generales asignadas por el regulador a cada uno de los agentes tiene implicaciones en relación con las necesidades que se le deben reconocer a cada uno en cuanto a equipos y señales de comunicaciones, control y protecciones que le permitan efectivamente realizar dichas funciones. Las funciones generales que asigna el regulador a los agentes son la planeación operativa la Supervisión Operativa, la Coordinación Operativa y el Control Operativo, dichas funciones se asocian a una serie de necesidades, funciones o equipos que requieren los diferentes agentes con el fin de poder cumplir con dichas obligaciones. Las funciones del CND son las siguientes. Se revisan las funciones del CND debido a que en caso de eventos, el CND puede encargar algunas de sus funciones a otros agentes. •

Planeación Operativa: Planeación energética y eléctrica y planeación y programación del despacho. Archivo:IEB-560-13-01-Control Archivo:IEB-560-13-01-Control


•

•

•


Supervisión Operativa: Supervisión de las variables de operación de las plantas de generación y activos de transmisión, además de las plantas Coordinación Operativa: Coordinación de la operación integrada del SIN y la coordinación operativa de las plantas de generación y activos de transmisión y sub-transmisión. La coordinación de los activos de uso y conexión se hará respetando los límites operativos declarados por los agentes. Control Operativo: Control de los equipos requeridos para el AGC y el Control de Voltaje, así como la operación indirecta de los activos que a su criterio se requiera para garantizar la operación segura y confiable del sistema.

El CND podrá encargar transitoriamente a los agentes que pertenecen a los Niveles 2 y 3B (Artículo 2o. de la presente Resolución), para que ejerzan total o parcialmente las funciones definidas en los Numerales 2, 3 y 4 del presente Artículo, cuando se presenten eventos que impliquen el aislamiento de una o más Áreas del SIN. La funciones de los transmisores se establecen en el artículo 6 siendo estas: •

•

•

Supervisión Operativa: Supervisión operativa de los activos de transmisión, tanto de uso como de conexión y enlaces internacionales que sean su responsabilidad y sean representados por él ante el mercado o sean un encargo realizado por otros agentes. Coordinación Operativa: Coordinación con el CND de la operación y mantenimiento de los activos de transmisión, tanto de uso como de conexión y enlaces internacionales que sean su responsabilidad y sean representados por él ante el mercado o sean un encargo realizado por otros agentes. Adicionalmente, la coordinación con el CND de los ajustes de las protecciones asociados a estos activos. Control Operativo: Controlar directamente la ejecución de maniobras en los activos de transmisión, tanto de uso como de conexión y enlaces internacionales que sean su responsabilidad y sean representados por él ante el mercado o sean un encargo realizado por otros agentes. Adicionalmente, se establecen los tiempos máximos de respuesta ante las instrucciones operativas impartidas por el CND.

Los tiempos de maniobra que se estipulan para cada una de las operaciones son las siguientes:




Tabla 10.- Tiempos de Respuesta Estipulado para Cada Operación. Minutos

Activos

13

Líneas 220/230 kV

20

Líneas 500 kV

40

Transformadores 220/500 kV

25

Condensadores 220/230 kV

30

Reactores que operen entre 34.5 kV y 500 kV si están conectados al SIN por interruptor.

40

Para reactores que operen a 500 kV si se debe abrir operativamente la línea para conectarlos al SIN

40

Equipos de compensación estática reactiva que operen a 500 kV

20

Bahías de transferencia y acople

20

Bahías de seccionamiento

10

Otros activos

En estas maniobras no se incluirán los tiempos, cuando por condiciones de sincronismo no cierre un equipo y el CND deba realizar maniobras operativas como: cambio de generación entre Áreas, ajustes de tensión y regulación de frecuencia. Además en el párrafo del artículo se establece la obligatoriedad de los agentes de aceptar los encargos que temporalmente les asigne el CND definidas en los numerales 2, 3, y 4 del artículo 3 relacionado con las funciones del CND. Las funciones de los Operadores de Red son las siguientes: •

•

•

•

Planeación Operativa Eléctrica de Corto Plazo: Planear y programar la operación eléctrica de corto plazo de las redes de los STR’s y/o SDL’s que sean de su propiedad, o de los activos que le hayan sido encargados. Supervisión Operativa: Supervisar la operación de los activos de los STR’s y/o SDL’s que sean de su propiedad o de los activos que le hayan sido encargados. Para efecto de la supervisión en el nivel de tensión IV, el OR deberá instalar los equipos requeridos si el CND estima que se requiere para la supervisión a estos activos. Coordinación Operativa: Coordinación con el CND de la operación de las redes de los STR’s y/o SDL’s que sean de su propiedad, o de los activos que le hayan sido encargados y el mantenimiento de los activos que sean consignación nacional. Control Operativo: Controlar directamente la ejecución de maniobras en las redes de los STR’s y/o SDL’s que sean de su propiedad, o de los activos que le Archivo:IEB-560-13-01-Control



hayan sido encargados. Adicionalmente, se establecen los tiempos máximos de respuesta ante las instrucciones operativas impartidas por el CND. En caso de que le sean encargados activos del STN tendrá las mismas responsabilidades que tiene el transportador y deberá cumplir con los mismos tiempos de respuesta para la operación. 6.7

REQUERIMIENTOS CONVOCATORIAS UPME

A continuación, se realiza una descripción de los requerimientos que en cuanto a control, protección y comunicaciones, exige la UPME para las últimas convocatorias para la expansión del STN. 6.7.1 EQUIPOS DE CONTROL Y PROTECCIÓN Los equipos de protección deberán cumplir con las partes pertinentes establecidas en la publicación IEC 60255 “ Electrical relays ”, en la IEC 60870 “ Telecontrol equipments and systems ” y en el caso de los registradores de falla, los archivos de datos deberán utilizar el formato COMTRADE ( Common Format for Transient Data Exchange ), recomendación IEEE C37.111 o en su defecto, el Inversionista deberá proveer el software que haga la transcripción del formato del registrador de fallas al formato COMTRADE, o cumplir con las respectivas normas equivalentes ANSI. El esquema de protección de las líneas nuevas deberá consistir en dos protecciones principales de línea con principio de operación diferente, o en el caso de que sean dos protecciones de distancia, éstas deben tener distintos principios de medición. El esquema completo deberá consistir de relés rápidos para emisión y recepción del disparo directo transferido; falla interruptor; funciones de recierre y verificación de sincronismo, protección de sobretensión; supervisión del circuito de disparo y registro de fallas. La protección de línea debe dar disparo monopolar y tripolar e iniciar el ciclo de recierre. El Inversionista deberá verificar en sitio la validez de la información técnica disponible en la UPME. El Interventor conceptuará para la UPME el cumplimiento de requisitos de las protecciones según la Resolución CREG 025 de 1995, anexo CC4, numeral 3.1. Las nuevas bahías deben acoplarse al esquema de protección diferencial de barras existentes. Los relés de protección, y registradores de fallas deberán ser de estado sólido, de tecnología numérica o digital. Los relés de protección, y los registradores de fallas deben incorporar dispositivos de prueba que permitan aislar completamente los equipos de los transformadores de medida de los circuitos de disparo, polaridades y del arranque de la protección por falla en interruptor, de tal manera que no se afecte ningún otro equipo de forma automática sin tener que hacer puentes externos. Los equipos deberán contar con todos los módulos, tarjetas y elementos que sean necesarios para las labores de búsqueda de fallas paramétricas de los relés de protección y registradores de fallas. Archivo:IEB-560-13-01-Control



6.7.2 SISTEMA DE AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL DE LA SUBESTACIÓN La arquitectura del sistema de automatización estará constituida por los subsistemas y equipos que conforman los niveles 0, 1, 2 y 3 según la siguiente arquitectura: Tabla 11.- Elementos de la Arquitectura de Automatización y Control de la Subestación. Nivel 3

Descripción Corresponde a los sistemas remotos de información. Comunicaciones e interfaces entre niveles 2 y 3. Proporciona la comunicación entre el Sistema de Automatización y los sistemas remotos de información

2

1

Corresponde al sistema de procesamiento del Sistema de Automatización, controladores de Subestación, almacenamiento de datos y el IHM, localizados en la sala de control de la Subestación. El sistema de procesamiento del nivel 2 procesa la información de la Subestación para que pueda ser utilizada por el IHM del nivel 2 y pueda ser almacenada para operación, análisis futuros, mantenimiento y generación de reportes. Comunicaciones e Interfaces Nivel 2 y Nivel 1. Corresponde a la red de área local de la Subestación, la cual permite la comunicación entre los equipos de nivel 2, los controladores de subestación, de bahía y otros IEDs de nivel 1. Controladores de bahía, que se encargan de la adquisición de datos, cálculos, acciones de control y procesamiento de la información relacionada con los dispositivos en cada campo y sistema de servicios auxiliares de la Subestación. A través del panel frontal de cada controlador de bahía, se debe proporcionar un nivel básico de acceso al personal de operación para la supervisión y control de los equipos de campo asociados al controlador respectivo. Comunicaciones e interfaces Nivel 1 y 0. Corresponde a la comunicación entre los controladores de bahía, los IEDs y al cableado convencional de las señales individuales de entrada y salida asociadas con los equipos de potencia en el patio de la Subestación. Deberá haber integración de las protecciones con el Sistema de Automatización. Conformado por los equipos de patio (interruptores, seccionadores transformadores de potencia y de instrumentación, reactores, bancos de capacitores, etc.), por los servicio auxiliares de la subestación (13,2 Kv 208/120 Vca, 125 Vcc, grupo electrógenos, inversores, cargadores equipos, etc.), por los IEDs tales como relés de

Modos de Operación Es la facilidad que debe tener el sistema para ser telecomandado y supervisado desde el centro de control remoto de acuerdo con las normas del CND. La captura de datos y la transmisión de información hacia y desde el sistema remoto deben ser independientes de la IHM de las Subestaciones. Debe ser independiente de cualquier falla en las interfaces de usuario IHM. Corresponde al mando desde las estaciones de operación localizadas en la Subestación. Este es el modo de operación normal para la Subestación atendida. En el IHM se deberán tener despliegues gráficos que muestren en forma dinámica las condiciones de los enclavamientos para cada tipo de maniobra.

Para el equipo de alta tensión y los servicios auxiliares, los modos corresponden al mando de los equipos de maniobra desde el controlador de bahía a través del panel frontal. Para subestaciones de tipo convencional, se deberá prever la utilización de casetas de patio.

Corresponde al mando directamente desde las cajas de mando de los interruptores y seccionadores en el conjunto de equipos de potencia de las Subestaciones y para los servicios auxiliares desde sus propios gabinetes. Archivo:IEB-560-13-01-Control


Nivel


Descripción

Modos de Operación

protección, medidores multifuncionales, registradores de fallas equipos de monitoreo, cajas de mando de equipos de maniobra y demás.

Los medidores multifuncionales deben cumplir todos los requisitos técnicos exigidos por la Resolución CREG 025 de 1995, en su última revisión, especialmente lo referente al Código de Medida y sus anexos.

Todos los equipos del sistema de automatización deberán cumplir con las norma IEC. Se deberá garantizar que la arquitectura del Sistema de Automatización permita la ampliación a medida que se expandan las Subestaciones y que, sin cambios fundamentales en su arquitectura, permita cambios en la funcionalidad, hardware y software; también garantizará que el Sistema inter-opere (capacidad de intercambiar y compartir recursos de información) con IEDs de diversos fabricantes, razón por la cual deberán utilizarse protocolos abiertos. El Inversionista garantizará igualmente, que el Sistema de Control ofrezca una respuesta abierta y modular a las necesidades de protecciones, automatismos, control y monitoreo de la Subestación. Copia de toda la información relacionada con la arquitectura del Sistema de Automatización y con el Sistema de Control, deberá ser entregada por el Inversionista al Interventor para la verificación de cumplimiento. Se entiende que todos los elementos auxiliares, equipos y servicios necesarios para la correcta operación y mantenimiento del sistema de control serán suministrados, sin limitarse al: hardware, software, GPS, programas para el IHM, trabajos de parametrización del sistema, etc. La arquitectura del sistema de control deberá estar basada en una red redundante a la cual se conectan los equipos que soportan las funciones de automatismo, monitoreo, protección y control. Se destacan las siguientes funciones: •

•

Las redes de comunicación entre los controladores de bahía deberán ser de protocolo, que resulte compatible con las comunicaciones existentes. La arquitectura del sistema estará compuesta de equipos, que deben permitir: Optimización de la integración funcional a través de intercambios rápidos entre equipos vía la red. Integrar los equipos de otros fabricantes con el Sistema de control y Automatización de la Subestación. La herramienta de gestión del sistema debe permitir por lo menos las siguientes funciones: Gestión de las bases de datos del sistema. Permitir la integración de elementos futuros. Implementación de herramientas de seguridad y administración. Gestión del modo de funcionamiento de los equipos permitiendo la explotación normal, el mantenimiento y/o paro de cada elemento del sistema sin perturbar ni detener el sistema. Mantenimiento de cada equipo. Gestión de protecciones que permite verificar y dar parámetros a las protecciones del sistema.

o

o

•

o o o o

o o

Los IED de protección, los controladores de bahía, los controladores de subestación y/o computadores del IHM deberán permitir la transmisión de información entre la Subestación y el CND o el centro de control remoto del Inversionista (sean funciones de Archivo:IEB-560-13-01-Control



control, visualización o de mantenimiento). El Inversionista es responsable por utilizar los protocolos de comunicación que el CND le exija y, en general, todos los costos de implementación y coordinación de información a intercambiar con el CND son responsabilidad del Inversionista. Las funcionalidades siguientes deben ser garantizadas por los controladores de subestación: •

•

•

Transmisión de comandos del centro de control remoto hacia los equipos de la Subestación. Sincronización satelital de todos los equipos de los sistemas de control, protecciones y registro de fallas de la Subestación a través de una señal de sincronización proveniente de un reloj GPS. Recuperación de información proveniente de los equipos hacia el centro de control remoto (mediciones, alarmas, cambios de estado, etc.).

Los equipos a instalar deben ser compatibles con los controladores de Subestación para el correcto envío de información hacia centros de control externos, Centro Nacional de Despacho CND y recibir los comandos aplicables enviados desde dichos centros. En este aspecto, el Inversionista será el único responsable de suministrar y hacer operativos los protocolos de comunicaciones necesarios para integrar la Subestación con el CND. 6.7.2.1 MEDIDORES MULTIFUNCIONALES Los medidores multifuncionales deben tomar sus señales de los transformadores de medida, para terminación de parámetros eléctricos tales como: tensión, corriente, potencia activa, potencia reactiva, factor de potencia y frecuencia. Deben contar con emisor de impulsos o un sistema de registro comunicado con niveles superiores. Deben cumplir con todos los requisitos técnicos exigidos por la Resolución CREG 025 de 1995, en su última revisión, especialmente lo referente al Código de Medida y sus anexos. 6.7.2.2 CONTROLADORES DE BAHÍA Los controladores de bahía son los encargados de recibir, procesar e intercambiar información con otros equipos de la red, deben ser multifuncionales y programables. Los controladores de bahía deben ser compatibles con los estándares EMC y aptos para aplicación en subestaciones eléctricas de extra alta tensión; el Inversionista deberá presentar al Interventor los certificados de pruebas que lo avalen. A partir de entradas/salidas, el equipo podrá manejar la lógica de enclavamientos y automatismos bahía, por lo que en caso necesario deben tener capacidad de ampliación de las cantidades de entradas y salidas instaladas en el equipo para cubrir los requerimientos de la bahía que controlan. Los controladores de bahía deben contar con un diagrama mímico amplio en LCD que permitirá las siguientes funcionalidades como mínimo: Despliegue del diagrama mímico de la bahía que muestre la información del proceso. Despliegue de alarmas. •

•


CREG EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES • • • •

•


Despliegue de eventos. Despliegue de medidas de proceso de la bahía. Control local (Nivel 1) de los equipos que forman parte de la bahía. Manejo de la posición del control de la bahía (Local / Remoto) mediante botones de función. Despliegue del estado de las tarjetas que forman parte del equipo.

Deben también tener LEDs de anuncio de alarma configurables. Deben contar con puertos para la comunicación. Estos equipos también deberán ser capaces de recibir una señal de sincronización horaria para hacer el estampado de tiempo al momento de recibir un evento. 6.7.2.3 CONTROLADOR DE LOS SERVICIOS AUXILIARES Debe ser diseñado, probado y ampliamente utilizado en subestaciones de alta tensión. Debe permitir la medida, supervisión y control de los servicios auxiliares del Proyecto y contar con los mismos protocolos del controlador de bahía. Debe preparar y enviar la información asociada con los servicios auxiliares a la interfaz IHM y a los niveles superiores. Debe integrarse al sistema de control de la Subestación y estar sincronizados con todos los dispositivos de la Subestación. El controlador de servicios auxiliares debe contar con un mímico amplio en LCD que permitirá las siguientes funcionalidades como mínimo: Despliegue del diagrama mímico de la bahía. Despliegue de alarmas. Despliegue de eventos. Despliegue de medidas de tensión y de corriente. Manejo de la posición del control de la bahía (Local / Remoto) mediante botones de función. Despliegue del estado de las tarjetas que forman parte del equipo. • • • • •

•

Deben también tener LEDs de anuncio de alarma configurables. Deben contar con puertos para la comunicación. 6.7.2.4 SWITCHES Los switches o concentradores de datos de la red de control, deberán ser adecuados para operar ambientes industriales y cumplir sin limitarse a ello, con los siguientes requisitos: Deberán cumplir con el estándar IEEE 1613 – dispositivo de conexión de red "libre de errores". Deberán cumplir con el estándar IEC 61850-3 para redes en subestaciones eléctricas. Deberá incluir las siguientes características de red:  IEEE 802.1d, message prioritization y rapid spanning tree en MAC Bridges  IEEE 802.1q VLAN Deberán tener funciones de administración SNMP v2 y RMON. Deberán soportar las condiciones de estabilidad bajo las condiciones de prueba descritas en las normas IEC 60068-2-6 e IEC 60068-2-27. •

•

•

• •


CREG EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES •


En caso de alguna discrepancia en las normas antes mencionadas, prevalecerá la más exigente.

Los switches suministrados deberán contar con el número de puertos suficientes para conectar todos los equipos de las redes, tanto los equipos de control, como los de protección y medida. 6.7.2.5 INTERFAZ NIVEL 2 - NIVEL 1 Para la interconexión de los equipos se requieren comunicaciones digitales, así: La red local de comunicaciones para control y supervisión de la Subestación se debe conformar para que sea inmune electromagnéticamente, que posea suficiente rigidez mecánica para ser tendido en la Subestación, con protección no metálica contra roedores, con chaqueta retardante a la llama, con conectores, marquillas, terminales, amarres y demás accesorios de conexión, según diseño detallado a cargo del Inversionista. La red debe incluir todos los transductores, convertidores, amplificadores y demás accesorios queridos para la adecuada conexión y comunicación de todos los equipos distribuidos en la Subestación. La comunicación de todos los equipos como controladores de bahía, IEDs, registradores de eventos con el controlador de la Subestación debe ser redundante y con auto-diagnóstico en caso de interrupción de una cualquiera de las vías. •

•

•

6.7.2.6 EQUIPOS Y SISTEMAS DE NIVEL 2 Controlador de las Nuevas Bahías Cuando se requiera, se instalará un computador industrial, de última tecnología, robusto, apto para las condiciones del sitio de instalación, programable, que adquiere toda la información para supervisión y control de las nuevas bahías de línea proveniente de los dispositivos electrónicos inteligentes, que procese y evalúe la información, la combine de manera lógica, le etiquete tiempos, la almacena y la entrega al Centro Nacional de Despacho, CND, de acuerdo con la programación realizada en ella y al sistema de supervisión de la Subestación o a otros IED’s que dependen de ella. La información requerida para realizar la supervisión remota, se enviará por enlaces de comunicaciones. Adicionalmente, el controlador de las nuevas bahías de línea, debe centralizar información de los relés de protección, los registradores de fallas y los medidores multifuncionales, integrándose, para conformar la red de ingeniería de la Subestación, la cual debe permitir acceso local y remoto para interrogación, configuración y descarga de información de los relés, de los registradores de fallas y los medidores multifuncionales. Deben suministrarse todos los equipos, accesorios, programas y bases de datos requeridos para implementar un sistema de gestión de protecciones y registradores de fallas. Registradores de fallas Los registradores de falla deberán programarse de manera que al ocurrir una falla, la descarga del archivo con los datos de la falla, se realice automáticamente a un equipo de adquisición, procesamiento y análisis, en el cual se realizará la gestión de los registros de falla provenientes de equipos instalados en las bahías del Proyecto, incluyendo Archivo:IEB-560-13-01-Control



almacenamiento, despliegue, programación e interrogación remota, cumpliendo con lo establecido en el Código de Redes CREG 025 de 1995, en su última revisión. Interfaz hombre - máquina IHM El sistema de supervisión local debe efectuar el monitoreo y control del proceso a través de una IHM conformada básicamente por computadores industriales y software tipo SCADA. Las pantallas o monitores de IHM deben ser suficientemente amplias para mostrar la información del proceso. Toda la información, se debe desplegar, almacenar, filtrar, imprimir en los mismos dispositivos suministrados con el sistema de medida, control y supervisión de la Subestación, la cual debe tener como mínimo las siguientes funciones: Adquisición de datos y asignación de comandos. Auto verificación y auto diagnóstico. Comunicación con el CND. Comunicación con la red de área local. Facilidades de mantenimiento. Facilidades para entrenamiento. Función de bloqueo. Función de supervisión. Funciones del Controlador de Subestación a través del IHM. Guía de operación. Manejo de alarmas. Manejo de curvas de tendencias. Manejo de mensajes y consignas de operación. Marcación de eventos y alarmas. Operación de los equipos. Programación, parametrización y actualización. Reportes de operación. Representación visual del proceso mediante despliegues de los equipos de la Subestación, incluidos los servicios auxiliares y las redes de comunicaciones. Secuencia de eventos. Secuencias automáticas. Selección de los modos de operación, local, remoto y enclavamientos de operación. Supervisión de la red de área local. • • • • • • • • • • • • • • • • • •

• • •

•

6.7.2.7 REQUISITOS DE TELECOMUNICACIONES Son los indicados en el Anexo CC3 del Código de Conexión, resolución CREG 025 de 1995, en su última revisión.



7


FACTORES EXTERNOS A SER CONSIDERADOS EN LA REMUNERACION DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS

En el documento de la Contaduría General de la Nación, titulado “Estrategia de Convergencia de la Regulación Contable Pública hacia Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y Normas Internacionales de Contabilidad del Sector Público (NICSP)”, de junio de 20013, puede leerse en la Presentación, lo siguiente: “El ordenamiento de las finanzas públicas y la provisión de información financiera del sector público consolidado y de las entidades que lo conforman, se constituyen en herramientas fundamentales para el logro de objetivos de buen gobierno, estabilización y crecimiento económico del país. En el escenario de convergencia hacia normas internacionales de contabilidad e información financiera, la Contaduría General de la Nación (CGN) emprendió un proyecto investigativo que, en consonancia con dicho escenario, dirige sus esfuerzos a la modernización de la regulación contable. Para ello, se pretende, de un lado, estructurar una normatividad que se funde en los estándares internacionales como referentes aplicables al entorno del sector público colombiano y, de otro lado, implementar prácticas líderes en materia de reconocimiento, medición, revelación y presentación de los hechos económicos en las entidades gubernamentales y de las empresas de propiedad estatal, como parte de una estrategia de fortalecimiento de la competitividad, de la gobernanza y del desarrollo empresarial. Lo anterior, considera realidades inocultables actualmente como la creciente financiación de las entidades estatales a través de los mercados de capitales, la globalización financiera, los dinámicos procesos de integración regional, el reconocimiento de la información financiera estatal de calidad como elemento de competitividad y buen gobierno, la expansión de la administración pública y la inserción de empresas estatales en el contexto internacional, entre otros elementos. Estas realidades justifican que, según un enfoque de aplicabilidad y gradualidad, se avance en la modernización de la gestión financiera pública a través de la propuesta de política de regulación”

Con respecto al marco conceptual para modelos de contabilidad financiera de las entidades del sector público se hacen las siguientes consideraciones: •

•

“La Contaduría General de la Nación llevó a cabo un análisis de estos marcos y llegó a la conclusión que la regulación de la contabilidad pública en Colombia se debe derivar de un proceso metodológico, en donde, a partir del entorno que condiciona desde el punto de vista jurídico, económico y social a las entidades del sector público y a los usuarios de la contabilidad pública, se identifican las necesidades de información de estos últimos, con el fin de establecer los objetivos y características de la información.” 2 “Los usuarios de la información contable del sector público (gobierno y empresas) son diferentes” y que “Tanto los usuarios de las entidades de gobierno como los

2

República de Colombia, Contaduría General de la Nación, Estrategia de Convergencia de la Regulación Contable Pública hacia Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y Normas Internacionales de Contabilidad del Sector Público, páginas 115 a 119. Archivo:IEB-560-13-01-Control


•


de las empresas pueden demandar información contable para sus diferentes propósitos.” 3 “La Contaduría General de la Nación, considera que el marco conceptual de la contabilidad financiera para el sector público debe tener en cuenta, además de los inversores, potenciales inversionistas, acreedores y otros proveedores de capital, a otros usuarios; por tal motivo, tiene previsto incorporar las necesidades de dichos usuarios a efectos de determinar los objetivos de la información contable.”

En lo que se refiere a las características de la información, propone tener en cuenta: •

•

“Las características cualitativas de la información financiera de las entidades del sector público corresponden a los atributos que debe tener dicha información para que esta sea útil a los usuarios. La Contaduría General de la Nación está de acuerdo con los emisores de normas internacionales cuando afirman, en términos generales, que la información es útil si es relevante y representa fielmente lo que pretende representar.” “Estas características son pertinentes para cualquier tipo de información contable, es decir, independientemente de los usuarios y objetivos de la información, la utilidad, en función de la relevancia y representación fiel, es determinante a efectos de preparar estados financieros. Por lo expuesto anteriormente, la Contaduría General de la Nación considera pertinente acoger estos atributos como características fundamentales, e incorporar en la regulación contable la comparabilidad, verificabilidad, oportunidad y comprensibilidad, como características de mejora.”

Otro tema del estudio realizado se refiere a los criterios para el reconocimiento, medición, revelación y presentación de los elementos de la información financiera de las entidades del sector público, indicando a este respecto: •

“Si los usuarios, los objetivos y las macrorreglas que orientan el proceso de elaboración y presentación de la información financiera de las entidades del sector público son diferentes, los criterios de reconocimiento, medición, revelación y presentación de los elementos de los estados financieros también lo son. Por ejemplo, el criterio de reconocimiento de los activos en las empresas está asociado con los beneficios económicos futuros que dichos recursos pueden representar para la entidad; sin embargo, para entidades de gobierno muchos activos no tienen la posibilidad de generar flujos de efectivo futuros; no obstante, son bienes que tienen un potencial de servicio y por tal motivo se deben reconocer como activos. En este punto, se evidencia una diferencia en el reconocimiento de activos para empresas y entidades de gobierno. De igual forma, pueden cambiar los criterios de medición para determinados elementos, por ejemplo, si las empresas deben proporcionar información que permita predecir los beneficios económicos futuros y determinar la capacidad de autofinanciación y sostenibilidad financiera, sus activos se deben medir teniendo en cuenta valores de salida y en este sentido, la Contaduría General de la Nación tiene previsto incorporar y permitir mediciones a valor razonable, no obstante, solamente acogerá la jerarquía de nivel 1 establecida por la NIIF 13, y no se incorporarán los niveles 2 y 3 de esta medición, de tal forma, que cuando se haga

3

Ibid Archivo:IEB-560-13-01-Control



alusión a mediciones a valor razonable, se hará referencia a precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos idénticos a los que la entidad pueda acceder en la fecha de la medición y ante ausencia de precios observables, para cada tipo de activo y pasivo la CGN establecerá criterios alternativos de medición.”

La Contaduría General de la Nación tiene planeado realizar los ajustes correspondientes al Catálogo General de Cuentas (CGC), de acuerdo con los criterios definidos en cada uno de los modelos contables aplicables a las entidades de gobierno y a las empresas no emisoras de valores, o que no captan ni administran ahorro del público. Esto, con el fin de que se utilice el CGC para registrar las transacciones, hechos y operaciones realizadas por estas entidades y se facilite el reporte de la información financiera a la Contaduría General de la Nación. Como conclusión y a partir del análisis de la informaciones obtenidas de la Contaduría General de la Nación, se puede inferir que en los próximos años continuará el proceso de reglamentar la contabilidad de las entidades públicas, orientado hacia la utilización de normas internacionales y que por tanto la información, entre ella la de los activos, a ser suministrada por los agentes de la industria eléctrica debe ser útil y disponer de los atributos de comparabilidad, verificabilidad, oportunidad y comprensibilidad, por lo que se recomienda que la estructura de las Unidades Constructivas haga uso de estas recomendaciones.



8


ANÁLISIS Y PROPUESTA DE REMUNERACIÓN PARA LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE CONTROL, PROTECCIONES Y MEDIDA OPERATIVA PARA LAS ACTIVIDADES DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COLOMBIA.

En las secciones 4 y 5 de este documento se han presentado las tablas que muestran en forma desagregada cuales son los elementos de control, clasificados en Unidades Constructivas, cuyos costos reconocidos han sido utilizados en el cálculo de la remuneración de las actividades de transmisión y distribución, en el sistema tarifario vigente. En esta sección y como punto de partida se realiza el análisis tecnológico de los esquemas funcionales tanto de la estación maestra como de los sistemas de control de subestaciones, considerando las evoluciones de la tecnología de control en la industria eléctrica, para enseguida establecer las recomendaciones que deben tenerse en cuenta en la estructuración y eventual reformulación de las Unidades Constructivas de control. 8.1

PROPUESTA DE REMUNERACIÓN DE UC EN LA ESTACIÓN MAESTRA

8.1.1 CRITERIOS PARA DEFINIR LA ARQUITECTURA DE UNA ESTACIÓN MAESTRA La complejidad y la arquitectura de los sistemas de control a nivel de la estación maestra dependerán de las funciones y responsabilidades asignadas a la empresa propietaria del sistema y al área de negoció que esté orientada: transmisión, distribución o generación. Los criterios para definir esta arquitectura estarán basados principalmente en lo siguiente: •

Funcionalidad: corresponde a las aplicaciones que son requeridas para operar el sistema eléctrico. El software SCADA será común para cualquier tipo de sistema y el software de aplicaciones podrá ser: sistemas de gestión de la transmisión (EMS), sistemas de gestión de la distribución (DMS). Es importante anotar que, a nivel de distribución, normalmente se requieren, adicionalmente al DMS, aplicativos tales como sistemas de gestión de incidencias (OMS), sistema de gestión de cuadrillas (CMS) y los sistemas de información georefenciada (GIS). Se identifican diferentes tipos de sistemas EMS y DMS dependiendo de las aplicaciones requeridas por los operadores de red; estas pueden ser aplicaciones orientas esencialmente a la operación o aplicaciones orientadas al análisis y planeamiento del sistema. En consecuencia, la funcionalidad EMS y DMS se puede tipificar de la siguiente forma: 1. Funciones EMS: a. De Operación: Los operadores de redes de transmisión requieren de herramientas para monitorear el estado del sistema eléctrico, y estar preparados para operar y aplicar las medidas correctivas necesarias después de la ocurrencia de eventos inesperados. Las funciones EMS principales que están siendo ampliamente usadas se listan a continuación i. Procesador de la Topología ii. Modelo de Tiempo-Real del Sistema Eléctrico iii. Estimador de Estado Archivo:IEB-560-13-01-Control



iv. Flujo de Potencia: v. Análisis de Contingencias vi. Acciones Remédiales vii. Programación de Tensiones b. De Análisis: Otras funciones EMS requeridas para permitir un análisis mayor del sistema eléctrico, incluyen i. Adaptación de Parámetros ii. Flujo de Potencia Óptimo iii. Evaluación de Seguridad Dinámica iv. Planeamiento de Salidas Programadas de Equipos v. Pronóstico de cargas 2. Funciones DMS: a. De Operación: corresponde a aquellas funciones relacionadas con todas las actividades y tareas que el operador debe realizar para dar soporte a la operación del sistema en tiempo real. Las funciones de distribución de operación estarán basadas en el Modelo de Operación del Sistema de Distribución el cual define la conexión topológica de los elementos del sistema de potencia y en la conexión de los usuarios a la red. De esta manera, estas funciones incluyen: i. Procesador de Topología de la Red de Distribución ii. Flujo de Carga de Distribución en Tiempo Real iii. Estimador de Estado en Tiempo Real iv. Localización y Aislamiento de Fallas y Restauración del Servicio (FLISR, por sus siglas en inglés) v. Control de Tensión y de Control de Reactivos vi. Función para Grabación de Llamadas de Operación (SGV) vii. Deslastre de Carga b. De Análisis: corresponde a aquellas funciones de análisis requeridas para dar soporte al análisis del sistema eléctrico, estas funciones incluyen: i. Flujo de Carga de Distribución Modo de Estudio ii. Estimador de Estado en Modo de Estudio iii. Función de Minimización de Pérdidas iv. Balance de Energía de la Distribución v. Pronóstico de la Demanda de Distribución •

Dimensionamiento: Corresponde al tamaño y al número de instalaciones que requieren ser monitoreadas y controladas por la estación maestra. Normalmente se define por el número de señales que serán adquiridas y eventos que serán procesados por la estación maestra, teniendo en cuenta el estado actual del sistema eléctrico. El sistema de control de la estación maestra deberá tener una arquitectura flexible, expandible y escalable, a fin de considerar el crecimiento del sistema eléctrico y de las señales relacionadas. Este crecimiento se estima normalmente de por lo menos hasta un 50% del total de señales. Para el dimensionamiento se deberá considerar: Adquisición de señales y envío de telecontroles desde/hacia Unidades Remotas Terminales (URT), Soportar el intercambio de datos con sistemas de control de otras empresas eléctricas vecinas. o

o




Típicamente se puede considerar el siguiente dimensionamiento de sistemas de control, caracterizados por las señales que ellos manejarían incluyendo un crecimiento del 50% hasta máximo el número indicado: Tabla 12.- Tipificación del Dimensionamiento de los Sistemas de Control a Nivel de la Estación Maestra. Tipo 1: Número Bajo de Señales Crecimiento Inicial 50%

COMPONENTE

Señales Telemedi das Señales de Control Señales No-telemedidas (Entradas manuales + Calculados) TOTAL

•

•

•

Tipo 2: Número Medio de Señales Crecimiento Inicial 50%

Tipo 3: Número Alto de Señales Crecimiento Inicial 50%

17.000

25.500

51.000

76.500

85.000

127.500

2.000

3.000

6.000

9.000

10.000

15.000

7.000

10.500

21.000

31.500

35.000

52.500

26.000

39.000

78.000

117.000

130.000

195.000

Desempeño: este criterio está asociado a la capacidad de procesamiento de la plataforma computacional que componen la estación maestra, incluyendo principalmente a los servidores, estaciones de trabajo y equipos de la red LAN/WAN. Redundancia: dada la criticidad y la condición de operación en tiempo real de los sistemas eléctricos, algunos de los componentes de la estación maestra se requiere que sean redundantes. La criticidad está asociada a las funciones de operación del sistema eléctrico, que están localizadas en los servidores de SCADA, equipos de red LAN/WAN y las estaciones de trabajo. Los otros equipos pueden ser redundantes o no. Respaldo: los sistemas de control, en algunos casos, puede requerir capacidades de respaldo mediante un centro de control alterno. El Centro de Control de Respaldo consiste en la instalación de equipos y aplicaciones similares a los de la estación maestra, instalados en un sitio diferente a donde esté instalado el sistema de control principal. Los esquemas de centros de control de respaldo pueden variar ampliamente en la funcionalidad requerida, desde la forma más sencilla con una consola de operación remota conectada a la estación maestra hasta sistemas más complejos con una estación maestra totalmente equipada con toda la funcionalidad. Para los efectos de este estudio, se considerará una estación maestra para el centro de control de respaldo, la cual incluirá solo la funcionalidad crítica asociada con la operación SCADA y los equipos de comunicaciones requeridos para la transferencia de información.

8.1.2 COMPONENTES PARA LA TIPIFICACIÓN DE LA ARQUITECTURA DEL SISTEMA DE CONTROL DE LA ESTACIÓN MAESTRA Con base en los criterios establecidos anteriormente, se definen los diferentes componentes que impactan la arquitectura del sistema de control de la estación maestra. Es así como un sistema orientado puramente a SCADA tendrá una arquitectura de Archivo:IEB-560-13-01-Control



estación maestra diferente a un sistema orientado a la operación de la transmisión (SCADA/EMS) o a la operación de la distribución (SCADA/DMS). El siguiente cuadro presenta la caracterización (tipos) de los diferentes componentes que impactan estas arquitecturas, agrupados por los criterios definidos en la sección anterior. Tabla 13.- Componentes para la Tipificación de la Arquitectura del Sistema de Control de la Estación Maestra. TIPO 2 CRITERIO Funcionalidad

Dimensionamiento

COMPONENTE SCADA EMS (Aplicaciones de Análisis de Seguridad de la Red) DMS (Aplicaciones de Operación) EMS (Completo) DMS (Completo) + OMS + CMS + GIS Interfaz de Usuario Tipo1: Número Bajo de Señales Tipo 2: Número Medio de Señales Tipo 3: Número Alto de Señales Servidores SCADA Servidores de Aplicaciones

Desempeño (Distribución de Funciones en Servidores Dedicados) Servidores de Base de Datos Histórica Servidores de Comunicaciones Red LAN Equipos de Interfaz de Comunicaciones Sistema de Video Proyección Sistema de Desarrollo y/o Ingeniería Sistema de Sopo rte a Usuarios Externos Redundancia Servidores SCADA Servidores de Aplicaciones Servidores de Base de Datos Histórica Servidores de Comunicaciones Red LAN Equipos de Interfaz de Comunicaciones Respaldo Centro de Control de Respaldo

TIPO 1 (SCADA) 

TIPO 4

(SCADA+EMS(SCADA+DMS (SCADA+EMS (SCADA+DMS (SCADA+EMS+ (SCADA+EMSCompleta+DMS Completo+OMS Operativo) Operativo) DMS Operativo) Completa) Completo+OMS +CMS+GIS) +CMS+GIS) 

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TIPO 3

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De esta forma quedarían establecidos cuatro (4) tipos de sistemas de control a nivel de la estación maestra. En el Tipo 2 se establecen tres (3) sub-tipos de sistemas de control y en el Tipo 4 se establecen dos (2) sub-tipos adicionales. Las características de estos tipos se describen a continuación: 1. Tipo 1 (SCADA): Este sistema se caracteriza por lo siguiente: a. Funcionalidad SCADA b. Dimensionado para un número bajo de señales, c. Equipado con servidores integrados para el SCADA incluyendo base de datos histórica y gestión de las comunicaciones Archivo:IEB-560-13-01-Control



d. Sistema de Interfaz de Usuario basado en una estación de trabajo con dos (2) monitores. e. Equipos de interfaz de comunicaciones (Terminal Server para el manejo de protocolos seriales y/o enrutadores/firewall para el manejo de protocolos de red). f. Sistema de Sincronización de Tiempo con señal GPS. g. Redundancia en todos los componentes de hardware, incluyendo la Red LAN. La siguiente figura presenta una arquitectura típica de este tipo de estación maestra:

Figura 11.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 1 (SCADA).

2. Tipo 2 (SCADA+EMS Operativo) con Aplicaciones EMS para la Seguridad Operativa de la Red. Este sistema se caracteriza por lo siguiente: a. Funcionalidades SCADA y EMS, con aplicaciones orientadas a la seguridad operativa de la red. b. Dimensionado para un número medio de señales, c. Equipado con servidores dedicados al SCADA integrando la gestión de las comunicaciones, servidores de aplicaciones y servidores de base de datos histórica. d. Sistema de Interfaz de Usuario basado en dos (2) estaciones de trabajo con tres (3) monitores más un sistema de video de proyección con al menos cuatro (4) módulos. Archivo:IEB-560-13-01-Control



e. Equipos de interfaz de comunicaciones (Terminal Server para el manejo de protocolos seriales y/o enrutadores/firewall para el manejo de protocolos de red. f. Sistema de Sincronización de Tiempo con señal GPS. g. Redundancia en todos los componentes de hardware, incluyendo la Red LAN. La siguiente figura presenta una arquitectura típica de este tipo de estación maestra:

Figura 12.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 2 (SCADA+EMS Operativo).

3. Tipo 2 (SCADA+DMS Operativo) con Aplicaciones DMS orientadas a la operación de la red. Este sistema se caracteriza por lo siguiente: a. Funcionalidades SCADA y DMS, con aplicaciones orientadas a la operación de la red de distribución. b. Dimensionado para un número medio de señales, c. Equipado con servidores dedicados al SCADA integrando la gestión de las comunicaciones, servidores de aplicaciones y servidores de base de datos histórica. d. Sistema de Interfaz de Usuario basado en dos (2) estaciones de trabajo con tres (3) monitores más un sistema de video de proyección con al menos cuatro (4) módulos. e. Equipos de interfaz de comunicaciones (Terminal Server para el manejo de protocolos seriales y/o enrutadores/firewall para el manejo de protocolos de red). Archivo:IEB-560-13-01-Control



f. Sistema de Sincronización de Tiempo con señal GPS. g. Redundancia en todos los componentes de hardware, incluyendo la Red LAN. La siguiente figura presenta una arquitectura típica de este tipo de estación maestra:

Figura 13.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 2 (SCADA+DMS Operativo).

4. Tipo 2 (SCADA EMS+DMS Operativo): con Aplicaciones EMS para la seguridad operativa de la red de transmisión y aplicaciones DMS orientadas a la operación de la red de distribución: Este sistema se caracteriza por lo siguiente: a. Funcionalidades SCADA, EMS y DMS, con aplicaciones orientadas a la operación de las redes de transmisión y distribución. b. Dimensionado para un número alto de señales, c. Equipado con servidores dedicados al SCADA integrando la gestión de las comunicaciones, servidores de aplicaciones y servidores de base de datos histórica. d. Sistemas de Interfaz de Usuario orientados a cada área de negocio uno para EMS y otro para EMS, cada uno de ellos basados en dos (2) estaciones de trabajo con tres (3) monitores más un sistema de video de proyección con al menos cuatro (4) módulos. e. Equipos de interfaz de comunicaciones (Terminal Server para el manejo de protocolos seriales y/o enrutadores/firewall para el manejo de protocolos de red. f. Sistema de Sincronización de Tiempo con señal GPS. Archivo:IEB-560-13-01-Control



g. Redundancia en todos los componentes de hardware, incluyendo la Red LAN. La siguiente figura presenta una arquitectura típica de este tipo de estación maestra: Estaciones de Tra-ao peración E#S

Equipos en la Sala de Control de #ransmisión

Impresoras

Estaciones de Tra-ao peración D#S

Equipos en la Sala de Control de Distribución

Impresoras

"

"



LAN CC A LAN CC B

Sistema de Sincroni5ación de Tiempo

SCADA 3 4estión de Com%nicaciones

Sala de Servidores

Aplicaciones E#S

Aplicaciones D#S

Bases de Datos Histórica 3 Almacenamiento Terminal Ser+er E/terno


Cone/iones Seriales

RED WAN

Figura 14.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 2 (SCADA+EMS+DMS Operativos).

5. Tipo 3 (SCADA+EMS Completo): Este sistema se caracteriza por lo siguiente: a. Funcionalidades SCADA y EMS completa, con aplicaciones orientadas tanto a la operación como al planeamiento y programación de la operación. b. Dimensionado para un número alto de señales, c. Equipado con servidores dedicados al SCADA, servidores de gestión de las comunicaciones, servidores de aplicaciones y servidores de base de datos histórica. d. Sistema de Interfaz de Usuario basado en tres (3) estaciones de trabajo con tres (3) monitores más un sistema de video de proyección con al menos seis (6) módulos. e. Equipos de interfaz de comunicaciones (Terminal Server para el manejo de protocolos seriales y/o enrutadores/firewall para el manejo de protocolos de red. f. Sistema de Sincronización de Tiempo con señal GPS. g. Redundancia en todos los componentes de hardware, incluyendo la Red LAN y adicionalmente con una red LAN redundante dedicada la adquisición de datos. h. Estación maestra para un Centro de Control de Respaldo. La siguiente figura presenta una arquitectura típica de este tipo de estación maestra: Archivo:IEB-560-13-01-Control



Estaciones de Tra-ao de peración

Equipos en la Sala de Control

Impresoras

"


LAN CC A LAN CC B


Estación de Tra-ao

Ser+idor

Impresora


D#$ Sistema de Desarrollo y/o Inenier!a SCADA

A C C N A L

B C C N A L

Aplicaciones



Ro%ter&'ire(all &IS Ser+idor HIS )Replicado*

RED WAN

Ser+idor ,e-

Sistema de Soporte a (suarios E"ternos Terminal Ser+er Cone/iones Seriales

Cone/ionesSeriales

Bases de Datos Histórica 3 Almacenamiento E/terno

s e l a i r e S s e n o i / e n o C


Sala de Servidores Ser+idores de Com%nicaciones



Terminal Ser+er

LAN CCR B LAN CCR A

Impresora SCADA



Estación de Tra-ao de peración

ES#ACI$N MAES#RA DE% CEN#R& DE C&N#R&% DE RES'A%D&

Figura 15.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 3 (SCADA+EMS Completo).

6. Tipo 4 (SCADA + DMS Completo + OMS + CMS + GIS): Este sistema se caracteriza por lo siguiente: a. Funcionalidad SCADA y DMS con Aplicaciones Orientadas tanto a la operación como el análisis de la red de distribución, además incluyen aplicaciones para la gestión de incidencias (OMS), gestión de cuadrillas (CMS) sobre una plataforma GIS. b. Dimensionado para un número alto de señales, Archivo:IEB-560-13-01-Control



c. Equipado con servidores dedicados al SCADA, servidores para la gestión de las comunicaciones, servidores de aplicaciones DMS, servidores de aplicaciones OMS+CMS+GIS y servidores de base de datos histórica. d. Sistema de Interfaz de Usuario basado en dos (2) estaciones de trabajo con tres (3) monitores más un sistema de video de proyección con al menos seis (6) módulos. e. Equipos de interfaz de comunicaciones (Terminal Server para el manejo de protocolos seriales y/o enrutadores/firewall para el manejo de protocolos de red. f. Sistema de Sincronización de Tiempo con señal GPS. g. Redundancia en todos los componentes de hardware, incluyendo la Red LAN. h. Estación maestra para un Centro de Control de Respaldo. La siguiente figura presenta una arquitectura típica de este tipo de estación maestra:




Estaciones de Tra-ao de peración

Equipos en la Sala de Control

Impresoras

"


LAN CC A LAN CC B



Ser+idor

Impresora


D#$

SCADA


A C C N A L

B C C N A L

AplicacionesD#S

Aplicaciones #S3C#S34IS



Ro%ter&'ire(all &IS RED

Ser+idor HIS )Replicado*

WAN

Ser+idor ,e-

Sistema de Soporte a (suarios E"ternos Terminal Ser+er Cone/iones Seriales

Cone/iones Seriales

Bases de Datos Histórica 3 Almacenamiento E/terno s e l a i r e S s e n o i / e n o C



Sala de Servidores Ser+idores de Com%nicaciones


Terminal Ser+er

LAN CCR B LAN CCR A

Impresora SCADA



Estación de Tra-ao de peración


Figura 16.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 4 (SCADA+DMS Completo +OMS+CMS+GIS).

7. Tipo 4 (SCADA + EMS Completo + DMS Completo + OMS + CMS + GIS): Este sistema se caracteriza por lo siguiente: a. Funcionalidad SCADA y EMS completa, con aplicaciones orientadas tanto a la operación como al planeamiento y programación de la operación. b. Funcionalidad DMS con Aplicaciones Orientadas tanto a la operación como el análisis de la red de distribución, además incluyen aplicaciones para la gestión de incidencias (OMS), gestión de cuadrillas (CMS) sobre una plataforma GIS. c. Dimensionado para un número alto de señales, Archivo:IEB-560-13-01-Control



d. Equipado con servidores dedicados al SCADA, servidores para la gestión de las comunicaciones, servidores de aplicaciones DMS, servidores de aplicaciones OMS+CMS+GIS y servidores de base de datos histórica. e. Sistema de Interfaz de Usuario basado en dos (2) estaciones de trabajo con tres (3) monitores más un sistema de video de proyección con al menos seis (6) módulos. f. Equipos de interfaz de comunicaciones (Terminal Server para el manejo de protocolos seriales y/o enrutadores/firewall para el manejo de protocolos de red. g. Sistema de Sincronización de Tiempo con señal GPS. h. Redundancia en todos los componentes de hardware, incluyendo la Red LAN. i. Estación maestra para un Centro de Control de Respaldo. La siguiente figura presenta una arquitectura típica de este tipo de estación maestra: Equipos en la Sala de Control de #ransmisión )EMS*

Estaciones de Tra-ao de peración E#S Impresoras

Equipos en la Sala de Control de Distribución )DMS*

Estaciones de Tra-ao de peración D#S Impresoras "

"



LAN CC A LAN CC B


Ser+idor



Impresora

D#$

SCADA


Aplicaciones E#S

Ro%ter&'ire(all &IS Ser+idor HIS )Replicado*

RED

Sistema de Soporte a (suarios E"ternos

WAN

Aplicaciones D#S

Ser+idor ,e-

Terminal Ser+er Cone/iones Seriales

Cone/iones Seriales

Aplicaciones #S3C#S34IS

Bases de Datos Histórica 3 Almacenamiento E/terno

Ser+idor de Com%nicaciones


Terminal Ser+er

LAN CCR B LAN CCR A


Sala de Servidores

SCADA


Estación de Tra-ao de peración E#S

Estación de Tra-ao de peración D#S

Impresora



Figura 17.- Arquitectura de Sistema de Control de Estación Maestra Tipo 4 (SCADA+EMS Completo + DMS Completo +OMS+CMS+GIS).




8.1.3 ANÁLISIS DE PRECIOS PARA CADA TIPO DE SISTEMA DE CONTROL DE ESTACIÓN MAESTRA Para el análisis de precios de las diferentes arquitecturas tipificadas anteriormente, el Consultor ha realizado una estimación de precios detallada de los tres (3) componentes fundamentales que impactan la implementación de cualquier tipo de sistema de control, estos componentes son: Hardware, Software y Servicios de implantación. Los valores están dados en pesos colombianos. Se utilizó una tasa de cambio de USD 1 = Col$1.900 para los valores dados por los fabricantes en Dólares de los Estados Unidos y un factor DPD de 40,45%, valor utilizado anteriormente en los estudios de UCs de la CREG. Los elementos que componen esta estimación de precios están basados en los criterios establecidos en la Tabla 13.- Componentes para la Tipificación de la Arquitectura del Sistema de Control. La siguiente tabla presenta el nivel de detalle para cada componente y en donde sea aplicable para cada arquitectura.




Tabla 14.- Esquema de Precios Detallado Aplicable a los Componentes.

A. PRECIOS DETALLADOS DE LOS COMPONENTES DE HARDWARE Y SOFTWARE ID

DESCRIPCIÓN

H. H.1 H.1.1 H.2 H.2.2 H.3 H.3.1 H.3.2 H.4 H.4.1 H.4.2 H.4.3 H.5 H.5.1

COMPONENTES DE HARDWARE Sistema SCADA Servidores SCADA Sis te ma de Inte rfa z de Us ua rio Estación de Trabajo para Operación (2 monitores) Sistemas de Comunicación Enrutadores /Firewall Terminal Server (Conexiones Seriales) Equipos de Red LAN Switches Impresora Color Sistema Sincronización de Tiempo (GPS) Repuestos 1 Grupo

S. S.1 S.1.1 S.2 S.2.1 S.3 S.3.1 S.4 S.4.1

COMPONENTES DE SOFTWARE Sistema SCADA Software Bás ico y SCADA Sistema de Interfaz de Usuario (UI) Software Básico UI Sistema de Almacenamiento de Información Histórica (HIS) Sistema HIS Software para los Sistemas de Comunicación Protocolo Intercambio de Datos con Otros C entros de Control (IEC 60870-6)

B. PRECIOS DE LOS SERVICIOS DE IMPLANTACIÓN B.1 B.2 B.3 B.4 B.5 B.6

COORDINACIÓN DEL PROYECTO E INGENIERÍA INSTALACIÓN EN SITIO Y PUESTA EN SERVICIO CAPACITACIÓN Y DOCUMENTACIÓN PRUEBAS EN FÁBRICA PRUEBAS EN SITIO GARANTÍA

El detalle de los precios para cada una de las arquitecturas típicas se presenta en el Anexo 1. Asignando, los precios a cada uno de los ítems anteriores se obtienen los precios para cada tipo de estación maestra del sistema de control. La siguiente tabla presenta el resumen de los precios agrupados por cada uno de los componentes y con los ítems aplicables a cada componente dependiendo del tipo de arquitectura. Es importante anotar que los precios detallados del Anexo 1 están dados en pesos colombianos (Col$), se ha utilizado una tasa de cambio de 1 USD = Col$1.900 y un factor DPD de 40,45%, valor utilizado anteriormente en los estudios de UCs de la CREG.




Tabla 15.- Resumen de Precios de las Arquitecturas Típicas de Estación Maestra en un Sistema de Control. PRECIOS DDP (Col$)

TIPO 1 COMPONENTE (SCADA) SCADA

$ 132.093.225

EMS (Operativo)

TIPO 2 (SCADA+EMS Operativo) $ 394.144.835

(SCADA+DMS Operativo) $ 394.144.835

$ 322.093.985

DMS (Operativo)

(SCADA+EMS+DM S Operativo) $ 485.320.293 $ 397.258.143

$ 322.093.985

$ 397.258.143

HARDWARE EMS (Completo) DMS (Completo) + OMS + CMS + GIS Centro de Control de Respaldo SUB-TOTAL DE HARDWARE SCADA

$ 132.093.225

$ 716.238.820

$ 716.238.820

$ 1.279.836.580

$ 526.371.488

$ 714.637.690

$ 714.637.690

$ 783.842.087

EMS (Operativo)

$ 888.093.440

DMS (Operativo)

$ 863.898.587 $ 781.351.440

$ 757.156.587

SOFTWARE EMS (Completo) DMS (Completo) + OMS + CMS + GIS Centro de Control de Respaldo SUB-TOTAL DE SOFTWARE Estación Maestra Pincipal SERVICIOS

$ 1.602. 731.130

$ 1. 495.989. 130

$ 2.404.897. 260

$ 316.063.062

$ 1.113.105.576

$ 1.061.869.416

$ 1.768.672.243

$ 316. 063.062

$ 1.113. 105.576

$ 1. 061.869. 416

$ 1.768.672. 243

Estación Maestra del Centro de Control de Respaldo

SUB-TOTAL DE SERVICIOS

TOTAL

$ 526. 371.488

$ 974.527.775

$ 3.432.075.526 $ 3.274.097.366

$ 5.453.406.083



TIPO 3 COMPONENTE

SCADA


TIPO 4

(SCADA+EMS(SCADA+DMS (SCADA+EMS- Completo+OMS+ Completo+DMS Completo+OMS+C Completa) CMS+GIS $ 588.548.703

$ 621.905.578

MS+GIS $ 730.471.087

EMS (Operativo) DMS (Operativo) HARDWARE EMS (Completo)

$ 529.840.603

DMS (Completo) + OMS + CMS + GIS Centro de Control de Respaldo SUB-TOTAL DE HARDWARE SCADA

$ 607.717.787 $ 525.837.778

$ 634.403.287

$ 171.721.193

$ 171.721.193

$ 186.398.218

$ 1.290.110.498

$ 1.319.464.548

$ 2.158.990.378

$ 988.164. 065

$ 1.021. 520.940

$ 887. 915.537

EMS (Operativo) DMS (Operativo) SOFTWARE EMS (Completo)

$ 1.335.075.565

DMS (Completo) + OMS + CMS + GIS Centro de Control de Respaldo SUB-TOTAL DE SOFTWARE Estación Maestra Pincipal SERVICIOS

Estación Maestra del Centro de Control de Respaldo

SUB-TOTAL DE SERVICIOS

TOTAL

$ 1.234.827.037 $ 2.035.569.940

$ 1.901.964.537

$ 674.502.698

$ 674.502.698

$ 520.367.250

$ 2.997.742.328

$ 3.731.593.578

$ 4.545.074.360

$ 1.651.981.889

$ 2.018.320.433

$ 2.878.703.650

$ 406.187.467

$ 406.187.467

$ 339.247.424

$ 2.058.169.356

$ 2.424.507.900

$ 3.217.951.074

$ 6.346.022.182 $ 7.475.566.026

$ 9.922.015.812

Como se puede observar en la tabla anterior, los precios aumentan dependiendo de la complejidad de la arquitectura asociada tanto a la funcionalidad requerida como al dimensionamiento (número de señales) y a los niveles de redundancia y respaldo requeridos. Es así como se tienen sistemas desde el tipo más básico de solamente SCADA (Tipo 1) en, aproximadamente, $974 millones hasta el Tipo 4 con EMS y DMS Completos en hasta diez (10) veces este valor llegando a los $9.878 millones aproximadamente. Teniendo en cuenta que los sistemas Tipo 3 y los sub-tipos del Tipo 4 incluyen una estación maestra para el centro de control de respaldo. Por otro lado, también es importante anotar que los tres sub-tipos de arquitectura del Tipo 2 varían entre $3.432 millones hasta $5.453 millones aproximadamente, lo cual está determinado por la integración de aplicaciones EMS y DMS en una misma plataforma SCADA. Adicionalmente, se resalta la deferencia de precios entre una solución de arquitectura de SCADA/EMS puramente operativa Tipo 2 ($3.432 millones aproximadamente) con una arquitectura SCADA/EMS Completa Tipo 3 ($6.346 millones aproximadamente), en donde se agregan herramientas adicionales de análisis y planeamiento mas una integración mayor con aplicaciones corporativas a través de interfaces. Finalmente, cabe anotar la diferencia en precios de los dos (2) sub-tipos de sistemas del Tipo 4, los cuales Archivo:IEB-560-13-01-Control



corresponden, el primero a un Sistema SCADA DMS Completo con aplicaciones OMS y CMS sobre una plataforma GIS ($7.475 millones aproximadamente) y el segundo a la funcionalidad anterior más las funciones EMS ($9.922 millones aproximadamente). La siguiente figura presenta, comparativamente, los precios agregados para cada uno de los tipos de arquitectura de estación maestra.

Figura 18.- Comparación de Precios para los Diferentes Tipos de Arquitecturas de Estación Maestra.

8.2

PROPUESTA DE ASIGNACION DE COSTOS UNITARIOS A LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS CORRESPONDIENTES A LOS ACTIVOS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN DE LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Actualmente la remuneración de la actividad de la transmisión eléctrica del Sistema de Transmisión Nacional (STN) se calcula por medio de la metodología de ingreso regulado aplicable a los activos de uso del STN, diferentes a los construidos a través de procesos de libre concurrencia regulados por la CREG y a los activos construidos en cumplimiento de lo establecido en el Artículo 6 de la Resolución CREG 022 de 2001. El Ingreso Anual de cada Transportador se calcula con base en el inventario, aprobado por la CREG, de los activos que se encuentran en operación, clasificados por UC. Actualmente la remuneración se calcula haciendo uso de los costos unitarios establecidos en la Resolución CREG 011 de 2009 y que actualmente son objeto de revisión. La metodología para la revisión de la asignación de costos unitarios a las UC se desarrolla en dos etapas. La primera etapa corresponde al análisis y evaluación de la conformación de las UC, en lo que respecta a las funciones de protección, control y medición, establecida en la Resolución CREG 011 de 2009; en la segunda etapa se realiza la estimación de los costos de los sistemas de control y protección a precios Archivo:IEB-560-13-01-Control



actuales del mercado y haciendo uso de los diferentes criterios establecidos, se efectúa el análisis y comparación de las etapas anteriores, para concluir con la propuesta de UC y el valor de remuneración propuesto. 8.2.1 ETAPA 1: ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LA CONFORMACIÓN CONFORMACI ÓN DE LAS UC PARA LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN DE SUBESTACIONES DEL STN, EN LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2009 En el análisis y la evaluación de la conformación de las UC se han tenido en cuenta los criterios técnicos mencionados en los numerales 3.4.1 y 6.3 del presente documento y los considerandos de la Resolución CREG 011 de 2009, que se transcriben a continuación: •

La siguientes definiciones, incluidas en Resolución CREG 011 de 2009, que se asimilan a la definición dada para el sistema primario: “Bahía: Conjunto conformado por los equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, o equipo de compensación, o un transformador, o un autotransformador al barraje de una subestación, y los equipos que se utilizan para seccionar o acoplar barrajes, o para transferir carga de un barraje a otro.” “Módulo de Compensación: Es el conjunto conformado por los equipos de compensación capacitiva capacitiva o reactiva y los equipos asociados que se conectan a las bahías de compensación dependiendo de la configuración, salvo lo previsto en el CAPITULO 3 de esta Resolución para el caso en que se incluye una Unidad Constructiva en la que la bahía y el módulo de compensación forman una sola unidad”

•

En la Resolución CREG 011 de 2009 se hace referencia al Módulo Común que sin embargo no está definido, este mismo término se utiliza en la Resolución CREG 097 de 2009 y se define de la siguiente manera: “El Módulo Común es el conjunto de equipos y obras comunes que se sirven a toda una subestación y está compuesto por servicios auxiliares, malla de puesta a tierra y obras civiles de la subestación no asociadas a una UC en particular” .

Dada la anterior definición en el análisis de la conformación no se tendrá en consideración éste módulo. 8.2.1.1 CONFORMACIÓN CONFORMACI ÓN DE LAS UC EN LA RESOLUCIÓN CREG 011 DE 2009 En base a la información disponible 4, se ha podido establecer la lista de los componentes de varias de las UC, definidas en la Resolución CREG 011 de 2009. A continuación se muestran dos tablas referenciales, una de ellas para las bahías de línea, de transformador y de acople, en configuración doble barra más seccionador de transferencia para subestaciones de 500 kV (UC 501, 502 y 506) y la otra para bahías de línea, de transformador y de acople, en configuración barra principal y transferencia para subestaciones de 230 kV (UC 203, 204 y 205).

4

CREG Documento No. 2152-02-EL-RP-003 Informe Final Determinación del costo FOB de los elementos técnicos y el factor de instalación para Unidades Constructivas, revisión 1, Anexo 2. Archivo:IEB-560-13-01-Control Archivo:IEB-560-13-01-Control



Figura 19.-Conformación de Unidades Constructivas Según Resolución CREG-011 2009.




El análisis de cada una de estas tablas permite establecer las siguientes consideraciones: •

En la conformación de las UC SE501, SE502 y SE506 se incluyen los siguientes componentes que hacen parte de los sistemas de protección, medición y control, como parte de dichas UCs:

LISTADO DE EQUIPOS

Bahía de línea

Bahía de transformador

Gabinete Medida

X

X

Gabinete protección línea

X

Gabinete protección transformador lado 500 kV

X

Gabinete protección diámetro

X

Protección campo de transformador o acople barras

X

SCC controlador de campo

X

X

Sistema Registro de fallas

X

X

•

X X X

En la conformación de las UC SE203, SE204 y SE205 se incluyen los siguientes componentes que hacen parte de los sistemas de protección, medición y control:

LISTADO DE EQUIPOS

Bahía de línea


Gabinete Medida

X

X

Gabinete protección

X

Gabinete protección para el lado de 230 kV

Bahía de Acople

X

SCC controlador de campo

X

X


X

X

•

Bahía de Acople

X

Así mismo y de forma separada en el listado de las UCs se han incluido las siguientes: SE511 Diferencial de Barras – Tipo 1 SE512 Diferencial de Barras – Tipo 2 SE239 Diferencial de Barras – Tipo 1 (BS) SE240 Diferencial de Barras – Tipo 1 (Todas, excepto BS y AN) SE241 Diferencial de Barras – Tipo 2 (Todas, excepto BS y AN)

8.2.1.2 ANÁLISIS Y CONCLUSIONES CONCLUSION ES •

Al analizar el procedimiento procedimiento utilizado utilizado para para la configuración configuración de de las UCs, puede concluirse que componentes del sistema secundario aparecen incorporados con Archivo:IEB-560-13-01-Control Archivo:IEB-560-13-01-Control



equipos que hacen parte del sistema primario, lo cual genera los siguientes inconvenientes: De acuerdo con la definición de bahía incorporada en la Resolución, al incluir en la conformación de su UC correspondiente elementos de protección, medición y control, se desdibuja la definición y se mezclan componentes de los sistemas primario y secundario del sistema eléctrico. Las UCs identificadas como Diferencial de Barras, hacen referencia a sistemas de protecciones de tecnología similar a cualquiera otra de las protecciones que se incluyen dentro de la conformación de las UCs de bahías; no se entiende entonces porque si se debe diferenciar este tipo de protección de las demás. Adicionalmente al ser asimilables las protecciones de línea, de transformador, el diferencial de barras y los registradores de falla, todas ellas, a una clase de protecciones y por ser parte del sistema secundario, genera mayor transparencia técnica el considerarlas de manera separada. Una ventaja adicional es que se podrá asimilar la vida útil a todos los componentes de protección, medida y control evitando la necesidad de realizar ponderaciones a nivel de vida útil de la bahía, teniendo en cuenta los otros elementos y equipos asociados. La desagregación asegurará que la información de los activos de control y protección sea útil y disponga de los atributos de comparabilidad, verificabilidad, oportunidad y comprensibilidad requeridos por otras esferas de la administración pública. Se propone por tanto que las Unidades Constructivas se conformen de manera desagregada y estructuradas de acuerdo a las definiciones establecidas en los equipos y componentes del sistema primario por un lado y del sistema de protección, control y medición por otro. El sistema de protección, control y medición se considerará de forma separada el nivel de bahía del nivel de estación, tal como se indicó en el numeral 3.5.2 de este documento. Se propone unificar la vida útil de los componentes de protección, control y medida a 10 años a fin de evitar la necesidad de ponderaciones, como las realizadas para conformar las UCs, en la Resolución CREG 011 de 2009. o

o

o

•

•

8.2.2 ETAPA 2: ESTIMACIÓN DE COSTOS DE LOS SISTEMAS DE CONTROL Y PROTECCIÓN A PRECIOS ACTUALES DEL MERCADO Y PROPUESTAS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS Las siguientes tablas presentan los resultados de los análisis realizados en detalle en la sección 3 del Anexo 2 y que corresponden a la propuesta y valoración de la Unidades constructivas para el STN Para el Nivel de Bahía la propuesta de Unidades Constructivas se resume en las siguientes tablas, precios en Dólares Americanos




DOBLE BARRA MA ECCIONADOR DE TRANERENCIA 500  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ B*+,* -! A%&! 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o 5)) - 2a#"ete rotecc#"/co"trol acole

8+.615,)) 3*.)1+,)) 3%.+6+,))

INTERRUTOR  MEDIO 500  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ B*+,* -! A%&! 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o 5)) - 2a#"ete corte ce"tral

8+.615,)) 3*.)1+,)) 15.5)),))

BARRA ENCILLA 230  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o %%) -

*8.5*3,)) +9.569,))

BARRA RINCIAL  TRANERENCIA 230  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ B*+,* -! :/*.!/!.%* 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o %%) - 2a#"ete rotecc# "/co"trol tra"fere"c#a

*8.5*3,)) +9.569,))

3%.+6+,))

DOBLE BARRA 23 0  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ B*+,* -! *%&! 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo l a$o %%) - 2a#"ete rotecc#"/co"trol acole Secc#o"a#e"to

B*+,* -! !%%&.*'!.:&

*8.5*3,)) +9.569,)) 3%.*++,)) 8.))),))

DOBLE BARRA MA ECCIONADOR DE TRANERENCIA 23 0  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ B*+,* -! *%&! B*+,* -! !%%&.*'!.:& 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo l a$o %%) - 2a#"ete rotecc#"/co"trol acole Secc#o"a#e"to

*8.5*3,)) +9.569,)) 3%.*++,)) 8.))),))

DOBLE BARRA MA ECCIONADOR B A 2 30  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ B*+,* -! *%&! B*+,* -! !%%&.*'!.:& 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo l a$o %%) - 2a#"ete rotecc#"/co"trol acole Secc#o"a#e"to

*8.5*3,)) +9.569,)) 3%.*++,)) 8.))),))




INTERRUTOR  MEDIO 230  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ B*+,* -! A%&! 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o %%) - 2a#"ete corte ce"tral

81.5*3,)) +9.569,)) 15.5)),))

ANILLO 230  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o %%) -

95.18*,)) +9.569,))

Para el Nivel de Estación la propuesta de Unidades Constructivas se resume en la siguiente tabla, precios en Dólares Americanos ITEMA AUTOMATICO DE UBETACI;N 5)) u"to 15)) u"to 5))) u"to 15))) u"to %5))) u"to

8.3

56.85),)) *8.))),)) 183.))),)) +%6.5)),)) 669.5)),))

PROPUESTA DE REMUNERACIÓN DE UC PARA LOS ACTIVOS DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN DE LOS STR O SDL

Actualmente la remuneración de la actividad de la distribución eléctrica se calcula aplicando una metodología que en términos generales valora los activos utilizando las UC, estableciendo cargos por uso único para cada nivel de tensión por cada Área de Distribución (ADD) que fue creada y de acuerdo a las siguientes soluciones metodológicas: •

•

•

Nivel 4: Se aplica el esquema de remuneración de Ingreso Máximo con ajustes periódicos mensuales. El inventario se valora a costo de reposición con vida útil de 40 años para las líneas y 30 años para subestaciones y 10 años para centros de control. Niveles 3: Se aplica la metodología de remuneración por Precio Máximo. El inventario se valora a costo de reposición con vida útil de 40 años para las líneas y 30 años para UC de subestaciones Niveles 2: Se aplica la metodología de remuneración por Precio Máximo. El inventario se valora a costo de reposición con vida útil de 30 años para UC de las líneas y subestaciones. Archivo:IEB-560-13-01-Control



La metodología para la revisión de la asignación de costos unitarios a las UC se desarrolla en dos etapas. La primera etapa corresponde al análisis y evaluación de la conformación de las UC, en lo que respecta a las funciones de protección, control y medición, establecida en la Resolución CREG 097 de 2008; y en la segunda etapa se desarrolla la propuesta de modificación de la conformación de las UC junto con la estimación de los costos unitarios de la UC propuestas. 8.3.1 ETAPA 1: ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UC PARA LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN, CONTROL Y MEDICIÓN DE SUBESTACIONES DE NIVELES DE TENSIÓN 4, 3 Y 2 En el análisis y la evaluación de la conformación de las UC se han tenido en cuenta los criterios técnicos mencionados en los numerales 3.4.1 y 6.3 del presente documento y los considerandos de la Resolución CREG 097 de 2008, vigente, que se transcriben a continuación: La siguientes definiciones, incluidas en Resolución CREG 097 de 2008, se asimilan a la definición dada para el sistema primario: “Activos de Uso de STR y SDL: Son aquellos activos de transporte de electricidad •

que operan a tensiones inferiores a 220 kV, se clasifican en UC, no son Activos de Conexión y son remunerados mediante Cargos por Uso de STR o SDL.”

8.3.1.1 CONFORMACIÓN DE LAS UC EN LA RESOLUCIÓN CREG 097 DE 2008 En base a la información disponible, se ha podido establecer la lista de los componentes de varias de las UC, definidas en la Resolución CREG 097 de 2008. A continuación se muestran dos tablas referenciales, una de ellas para la conexión al STN, UC N5S4, “Bahía de Transformador, barra principal y transferencia 230 kV” y la otra para el Nivel 4, UC N4S1, “Bahía de línea configuración barra sencilla”.




N5S4 Bahía de Transformador, barra principal y transferencia, 230 kV

Descripción

Propuesta ELEMENTOS TÉCNICOS

Cantidad

Interruptor Seccionador tripolar Seccionador tripolar con cuchilla Transformador de corriente 230 kV Transformador de tensión 230 kV Descargador de sobretensiones 230 kV Aislador poste Acero Estructural (Ton)

Costo Elemento

1 2 1 3 3 3 1 10


1

Equipo conexión AT Tipo 1 Cables módulo Tablero de control, medida y protección

1 1 1

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

184.357.816 36.408.118 72.548.122 71.804.847 32.334.138 12.000.425 5.497.424 3.647 48.231.257 29.220.453 28.785.713 46.615.429

N4S1 Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencional-

Propuesta ELEMENTOS TÉCNICOS

Cantidad

Costo Elemento

Interruptor Seccionador Tripolar Seccionador Tripolar con Cuchilla de Puesta a Tierra Transformador de corriente

1 1 1 3

Dispositivo de Protección contra Sobretensiones (DPS) Tablero de control, medida y protección

3 1

Acero Estructural (kg) Cables módulo Material conexión A.T. para barra sencilla módulo de línea (Global)

3624 1 1

$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

64.017.672 18.131.589 23.456.476 16.536.087 7.358.673 76.299.131 3.647 36.489.021 2.736.971 -

Costo total $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

64.017.672 18.131.589 23.456.476 49.608.261 22.076.019 76.299.131 13.213.553 36.489.021 2.736.971 -

Figura 20.- Conformación de Unidades Constructivas conexión al STN y Nivel 4 Según Resolución CREG-097/2008.




El análisis de cada las tablas con la conformación de las UCs para activos de conexión y para activos de los Niveles 4, 3 y 2, permite establecer las siguientes consideraciones: Activos de Conexión: Para las UCs N5S1, N5S2, N5S3, N5S4, N5S5 y N5S6 los elementos utilizados para la protección, medida y control, se conforman de acuerdo a la siguiente desagregación: LISTADO DE EQUIPOS



X

Cables módulo

X

Tablero de control medida y protección

X

Se incluye la UC N5S8 identificada como “Centro de Supervisión y Control para activos de conexión STN” conformado por los siguientes equipos: LISTADO DE EQUIPOS

Centro de Supervisión y Control

Interface de Usuario (IHM)

X

Red LAN

X

Gateway de comunicaciones

X

Referencia de tiempo GPS

X

Mobiliario local

X

Impresora

X

Activos de Nivel 4 Para las UCs N4S1, N4S2, N4S3, N4S4, N4S5, N4S6, N4S7, N4S8, N4S9, N4S10, N4S11, N4S12, N4S13, N4S14, N4S15, N4S16, N4S17 y N4S18 los elementos utilizados para la protección, medida y control, se conforman de acuerdo a la siguiente desagregación: LISTADO DE EQUIPOS

Bahía de línea y de transformador (convencional/capsulada/maniobra)


X

Cables módulo

X

También se conformaron la UCs N4S19 que corresponde a “Protección diferencial de barras de una/dos/tres/cuatro zonas” y la UC N4S45 que corresponde a “Sistema de control de la subestación (S/E 115 kV/34.5 kV) o (S/E 115 kV/13.8 kV)”, estando conformada esta última de la siguiente manera: Archivo:IEB-560-13-01-Control



LISTADO DE EQUIPOS

Centro de Supervisión y Control

Red LAN

X

Referencia de tiempo GPS

X

Mobiliario local

X

Impresora

X

Sistema de gestión de protecciones

X

Sistema de Comunicaciones Público-Conmutada

X

Activos de Nivel 3 Para las UCs N3S1, N3S2, N3S3, N3S4, N3S5, N3S6, N3S7, N3S8, N3S9, N3S10, N3S11, N3S12, N3S13, N3S14, N3S15, N3S16, N3S17, N3S18, N3S19 y N3S20 los elementos utilizados para la protección, medida y control, se conforman de acuerdo a la siguiente desagregación:

LISTADO DE EQUIPOS

Bahía de línea, de transformador, de acople (convencional/capsulada)


Celda línea y transformador (S/E Metalclad y reducida)

X

Equipos de control y protección Cables de control y fuerza módulo

X X

X

También se conformaron la UCs N3S21, N3S22 y N3S23 que corresponden a “Protección diferencial – Barra Sencilla Tipo 1 o Tipo 2”, “Protección diferencial – Otras configuraciones diferentes a Barra Sencilla Tipo 1 o Tipo 2” y “Protección diferencial barraje partido”. La UC N3S38 corresponde a “Sistemas de Control de la Subestación” y su conformación corresponde a los siguientes equipos y elementos: LISTADO DE EQUIPOS Red LAN

Centro de Supervisión y Control X

Sistema de gestión de protecciones Referencia de tiempo GPS

X

Mobiliario local

X

Impresora

X

Activos de Nivel 2 Archivo:IEB-560-13-01-Control



Para las UCs N2S1, N2S2, N2S3, N2S4, N2S5, N2S6, N2S7, N2S8, N2S9, N2S10, N2S11, N2S12, N2S15, N2S16, N2S17 y N2S18 los elementos utilizados para la protección, medida y control, se conforman de acuerdo a la siguiente desagregación:

LISTADO DE EQUIPOS

Bahía de línea, de transformador, de acople (convencional/reducida)


Celda línea y transformador (S/E Metalclad y reducida)

X

Equipos de control y protección

X

Cables de control y fuerza módulo

X

X

También se conformó la UC N2S13 que corresponde a “Gabinete Protección de Barras – Subestación Metalclad”. 8.3.1.2 ANALISIS Y CONCLUSIONES Aplica el mismo análisis y conclusiones de la sección 8.1. 8.3.2 PROPUESTA DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS NIVEL 4 Las siguientes tablas presentan los resultados de los análisis realizados en detalle en la sección 3 del Anexo 2 y que corresponden a la propuesta y valoración de la Unidades constructivas para el Nivel 4 BARRA ENCILLA N4 B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o N+

59.619,)) +%.639,))

BARRA DOBLE TIO CON
59.619,))

2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o N+

+%.639,))

2a#"ete rotecc#"/co"trol tra"fere"c#a  ecc#o"a#e"to

3).31+,))

BARRA DOBLE CON B A TIO CON
59.619,))


CREG EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o N+ 2a#"ete rotecc#"/co"trol B Pa


+%.639,)) 3).31+,))

BARRA RINCIAL  TRANERENCIA TIO CON
59.619,)) +%.639,))

3).31+,))

INTERRUTOR  MEDIO TIO CON
59.619,)) +%.639,)) 1+.))),))

ANILLO TIO CON
*6.%33,)) +%.639,))

8.3.3 PROPUESTA DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS NIVEL 3 Las siguientes tablas presentan los resultados de los análisis realizados en detalle en la sección 3 del Anexo 2 y que corresponden a la propuesta y valoración de la Unidades constructivas para el Nivel 3. BARRA ENCILLA N3 B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ 2a#"ete Protecc#"/Co"trol 7"ea 2a#"ete rotecc#"/co"trol trafo la$o N3

%%.)95,)) %1.8%5,))

BARRA DOBLE TIO CON
%%.)95,)) %1.8%5,))




8.4

%%.)95,)) %1.8%5,))

PROPUESTA DE REMUNERACIÓN DE UC PARA OTROS ACTIVOS DE CONTROL Y COMUNICACIÓN DE LOS STR O SDL

Como se mecionó en la sección 3.4.1 en los sistemas modernos de control de subestación se incorporan equipos que facilitan la comunicación y la interoperabilidad entre el nivel propio de la subestación y la estación maestra y que ameritan la propuesta de unidades constructivas específicas, puesto a medida que las empresas eléctricas van renovando sus sistemas de control, estos equipos pueden ser incorporados o reemplazados; estos equipos pueden ser identificados como UTR con funciones de comunicación o Gateway de Comunicaciones o Concentradores Locales de Subestación que facilitan la conversión de protocolos de comunicación y la funcionalidad para la supervisión y control remoto de los equipos en el nivel de bahía. De la misma manera actualmente existen aplicaciones de control en la que equipos como las UTR cumplen con funciones de adquisición y procesamiento de datos, con alcance similar a la funcionalidad de los IEDs y por tanto se hace necesario considerar estos equipos como activos, para los cuales también se propone la respectiva unidad constructiva. Varios de los equipos mencionadas anteriormente, ya fueron considerados en la Resolución CREG 097 de 2008 (identificados como N4EQ1 a N4EQ12); sin embargo se debe tener en cuenta que en la nueva propuesta de unidades constructivas, estos equipos no están asignados a un nivel específico de tensión, sino por el contrario pueden encontrarse en los diferentes niveles de tensión de N4 a N2. En la siguiente tabla se presenta la propuesta para las UCs a que se ha hecho mención en este aparte: Descripción UC

Valor (US$)

Vida Útil

UTR para interoperabilidad y comunicaciones o Gateway de comunicaciones o Concentrador Local de Subestaciones

6.500,00

UTR 10 años Gateway/Concentrador 5 años

UTR con funciones de adquisición de datos y procesamiento de información

43.000,00

10 años




ANEXO 1 - DETALLE DE PRECIOS PARA LOS SISTEMAS DE CONTROL DE CADA TIPO DE ARQUITECTURA DE ESTACIÓN MAESTRA 1. ARQUITECTURA TIPO 1 - SCADA A. PRECIOS DETALLADOS DE LOS COMPONENTES DE HARDWARE Y SOFTWARE ID H. H.1 H.1.1 H.2 H.2.2 H.3 H.3.1 H.3.2 H.4 H.4.1 H.4.2 H.4.3 H.5 H.5.1

Cantidad (Si Aplica)

DESCRIPCIÓN COMPONENTES DE HARDWARE Sistema SCADA Servidores SCADA Sistema de Interfaz de Usuario Estación de Trabajo para Operación (2 monitores) Sis te ma s de Comunic ac ión Enrutadores /Firewall Terminal Server (Conexiones Seriales) Equipos de Red LAN Switches Impresora Color Sistema Sincronización de Tiempo (GPS) Repuestos 1 Grupo

Precio Unitario Precio Total

2

$ 13.342.750

$ 26.685.500

1

$ 10.674.200

$ 10.674.200

2 2

$ 8.005.650 $ 13.342.750

$ 16.011.300 $ 26.685.500

2 1 1

$ 8.005.650 $ 8. 005. 650 $ 16.011.300

$ 16.011.300 $ 8.005.650 $ 16.011.300

1 Lote

$ 12.008.475

$ 12.008.475 $ 132.093.225

1

$ 286.201.988

$ 286.201.988

1

$ 66.713.750

$ 66.713.750

1

$ 106.742.000

$ 106.742.000

1

$ 66.713.750

$ 66.713.750

SUB-TOTAL DE HARDWARE S. S.1 S.1 .1 S.2 S.2.1 S.3 S.3.1 S.4 S.4.1

COMPONENTES DE SOFTWARE Sistema SCADA So ftwa re Bá sico y SCAD A Sistema de Interfaz de Usuario (UI) Software Bás ico UI Sistema de Almacenamiento de Información Histórica (HIS) Sistema HIS Software para los Sistemas de Comunicación Protocolo Intercambio de Datos con Otros Centros de Control (IEC 60870-6)

SUB-TOTAL SOFTWARE

$ 526.371.488


COORDINACIÓN DEL PROYECTO E INGENIERÍA INSTALACIÓN EN SITIO Y PUESTA EN SERVICIO CAPACITACIÓN Y DOCUMENTACIÓN PRUEBAS EN FÁBRICA PRUEBAS EN SITIO GARANTÍA SUB-TOTAL SERVICIOS

$ 79.015.766 $ 79.015.766 $ 32.923.236 $ 46.092.530 $ 46.092.530 $ 32.923.236 $ 316.063.062

TOTAL ARQUITECTURA TIPO 1 SCADA

$ 974.527.775




2. ARQUITECTURAS TIPO 2 A. PRECIOS DETALLADOS DE LOS COMPONENTES DE HARDWARE Y SOFTWARE SCADA+EMS Operativo ID H. H.1 H.1.1 H.2 H.2.1 H.3 H.3.1 H.3.2 H.4 H .4 .1 H.4.2 H.5 H.5.1 H.5.2 H.6 H.6.1 H.6.2 H.6.3 H .6 .4 H.7 H.7.1

DESCRIPCIÓN COMPONENTES DE HARDWARE Sistema SCADA Servidores SCADA Sistema para el Softwa re de Aplicaciones (EMS Análisis de Seguridad) Se rvi do re s Apl ica ci one s Sistema de Interfaz de Usuario (UI) Estación de Trabajo para Operación (3 monitores) Sistema de Proyección Trasera (2x2 módulos) Sistema de Base de Datos Histórica Se rvi do re s de l Si s te ma d e BD Hi stó ri ca Equipo Externo de Almacenamiento de Datos (Tipo LTO) Sis te ma s de Comunic ac ión Enrutadores /Firewall Terminal Server (Conexiones Seriales) Equipos de Red LAN Switches Impresora Color Sistema Sincronización de Tiempo (GPS) Ga bi ne te (In cl uye nd o KVM) Repuestos 1 Grupo


Precio Unitario

2

$ 13.342.750

$ 26.685.500

2

$ 13.342.750

$ 26.685.500

2 1

$ 13.342.750 $ 426.968.000

$ 26.685.500 $ 426.968.000

2 1

$ 16.011.300 $ 10.674.200

$ 32.022.600 $ 10.674.200

2 2

$ 8.005.650 $ 13.342.750

$ 16.011.300 $ 26.685.500

2 2 1 2

$ 8.005.650 $ 8.005.650 $ 13.342.750 $ 6.671.375

$ 16.011.300 $ 16.011.300 $ 13.342.750 $ 13.342.750

1 Lote

$ 65.112.620

$ 65.112.620 $ 716.238.820

1

$ 440.310.750

$ 440.310.750

1 1

$ 533.710.000 $ 80.056.500

$ 533.710.000 $ 80.056.500

1 1

$ 133.427.500 $ 42.696.800

$ 133.427.500 $ 42.696.800

1

$ 213.484.000

$ 213.484.000

1

$ 133.427.500

$ 133.427.500

1

$ 25.618.080

$ 25.618.080 $ 1.602.731.130

SUB-TOTAL DE HARDWARE S. S.1 S.1 .1 S.2 S.2.1 S.2.2 S.3 S.3.1 S.3.2 S.3 S.3.1 S.4 S.4.1 S.5 S.5.1

COMPONENTES DE SOFTWARE Sistema SCADA So ftwa re Bá sico y SCADA Aplicaciones Aplicaciones de Red (EMS) - Análisis de Seguridad Soporte del Modelo de Información Común (CIM) Sistema de Interfaz de Usuario (UI) Software Bás ico UI Software del Sistema de Video Proyección Sistema de Almacenamiento de Información Histórica (HIS) Sistema HIS Software para los Sistemas de Comunicación Protocolo Intercambio de Datos con Otros Centros de Control (IEC 60870-6) Red LAN Software para gestión de redes

Precio Total

SUB-TOTAL SOFTWARE

B. PRECIOS DE LOS SERVICIOS DE IMPLANTACIÓN B.1 B.2 B.3

COORDINACIÓN DEL PROYECTO E INGENIERÍA INSTALACIÓN EN SITIO Y PUESTA EN SERVICIO CAPACITACIÓN Y DOCUMENTACIÓN

B.4 B.5 B.6

PRUEBAS EN FÁBRICA PRUEBAS EN SITIO GARANTÍA

$ 278.276.394 $ 278.276.394 $ 115.948.498

SUB-TOTAL SERVICIOS

$ 162.327.897 $ 162.327.897 $ 115.948.498 $ 1.113.105.576

TOTAL ARQUITECTURA TIPO 2 SCADA+EMS (Operativo)

$ 3.432.075.526




A. PRECIOS DETALLADOS DE LOS COMPONENTES DE H ARDWARE Y SOFTWARE SCADA + DMS (Operativo) ID H. H.1 H.1.1 H.2 H .2 .1 H.3 H.3.1 H.3.2 H.4 H.4.1 H.4.2 H.5 H.5.1 H.5.2 H.6 H.6.1 H.6.2 H.6.3 H .6 .4 H.7 H.7.1

DESCRIPCIÓN COMPONENTES DE HARDWARE Sistema SCADA Servidores SCADA Sistema para el Software de Aplicaciones (DMS de Operación) Se rvido res Ap lica cio ne s Sistema de Interfaz de Usuario (UI) Estación de Trabajo para Operación (3 monitores) Sistema de Proyección Trasera (2x2 módul os) Sistema de Base de Datos Histórica Servidores del Sistema de BD Histórica Equipo Externo de Almacenamiento de Datos (Tipo LTO) Sis tema s de Comunica ción Enrutadores /Firewall Terminal Server (Conexiones Seriales) Equipos de Red LAN Switches Impresora Color Sistema Sincronización de Tiempo (GPS) Ga bi ne te (Incluye nd o KVM) Repuestos 1 Grupo


Precio Unitario

2

$ 13.342.750

$ 26.685.500

2

$ 13.342.750

$ 26.685.500

2 1

$ 13.342.750 $ 426.968.000

$ 26.685.500 $ 426.968.000

2 1

$ 16.011.300 $ 10.674.200

$ 32.022.600 $ 10.674.200

2 2

$ 8.005.650 $ 13.342.750

$ 16.011.300 $ 26.685.500

2 2 1 2

$ 8.005.650 $ 8.005.650 $ 13.342.750 $ 6.671.375

$ 16.011.300 $ 16.011.300 $ 13.342.750 $ 13.342.750

1 Lote

$ 65.112.620

$ 65.112.620 $ 716.238.820

1

$ 440.310.750

$ 440.310.750

1

$ 507.024.500

$ 507.024.500

1 1

$ 133.427.500 $ 42.696.800

$ 133.427.500 $ 42.696.800

1

$ 213.484.000

$ 213.484.000

1

$ 133.427.500

$ 133.427.500

1

$ 25.618.080

$ 25.618.080 $ 1.495.989.130

SUB-TOTAL DE HARDWARE S. S.1 S.1 .1 S.2 S.2 .1 S.3 S.3.1 S.3.2 S.4 S.4.1 S.5 S.5.1 S.6 S.6.1

COMPONENTES DE SOFTWARE Sistema SCADA So ftware Bá sico y SC AD A Aplicaciones Ap li cacio nes D MS - Op eració n Sistema de Interfaz de Usuario (UI) Software Básico UI Software del Sistema de Video Proyección Sistema de Almacenamiento de Información Histórica (HIS) Sistema HIS Software para los Sistemas de Comunicación Protocolo Intercambio de Datos con Otros Centros de Control (IEC 60870-6) Red LAN Software para ges tión de redes

Precio Total

SUB-TOTAL SOFTWARE

B. PRECIOS DE LOS SERVICIOS DE IMPLANTACIÓN C.1 C.2 C.3 C.4

COORDINACIÓN DEL PROYECTO E INGENIERÍA INSTALACIÓN EN SITIO Y PUESTA EN SERVICIO CAPACITACIÓN Y DOCUMENTACIÓN PRUEBAS EN FÁBRICA

C.5 C.6

PRUEBAS EN SITIO GARANTÍA

$ 265.467.354 $ 265.467.354 $ 110.611.398 $ 154.855.957 $ 154.855.957 $ 110.611.398 $ 1.061.869.416

SUB-TOTAL SERVICIOS TOTAL ARQUITECTURA TIPO 2 SCADA + DMS (Operativo)

$ 3.274.097.366




A. PRECIOS DETALLADOS DE LOS COMPONENTES DE HARDWARE Y SOFTWARE SCADA+EMS+DMS Operativo ID H. H.1 H.1.1 H.2 H .2 .1 H .2 .1 H.3 H.3.1 H.3.2 H.3 H.3.1 H.3.2 H.4 H.4.1 H.4.2 H.5 H.5.1 H.5.2 H.6 H.6.1 H.6.2 H.6.3 H .6 .4 H.7 H.7.1

DESCRIPCIÓN COMPONENTES DE HARDWARE Sistema SCADA Servidores SCADA Sistema para el Software de Aplicaciones (DMS de Operación) Se rvi do re s Ap li ca ci on es EMS Se rvi do re s Ap li ca ci on es D MS Sistema de Interfaz de Usuario (UI) (SALA EMS) Estación de Trabajo para Operación (3 monitores) Sistema de Proyección Trasera (2x2 módulos ) Sistema de Interfaz de Usuario (UI) (SALA DMS) Estación de Trabajo para Operación (3 mon itores) Sistema de Proyección Trasera (2x2 módulos ) Sistema de Base de Datos Histórica Servidores del Sistema de BD Histórica Equipo Externo de Almacenamiento de Datos (Tipo LTO) S is te mas de Comunic ación Enrutadores /Fire wall Terminal Server (Conexiones Seriales) Equipos de Red LAN Switches Im presora Color Sistema Sincronización de Tiempo (GPS) Ga bi nete (In cl uye ndo KVM) Repuestos 1 Grupo


Precio Unitario

2

$ 13.342.750

$ 26.685.500

2 2

$ 13.342.750 $ 13.342.750

$ 26.685.500 $ 26.685.500

2 1

$ 13.342.750 $ 426.968.000

$ 26.685.500 $ 426.968.000

2 1

$ 13.342.750 $ 426.968.000

$ 26.685.500 $ 426.968.000

2 1

$ 16.011.300 $ 10.674.200

$ 32.022.600 $ 10.674.200

2 2

$ 8.005.650 $ 13.342.750

$ 16.011.300 $ 26.685.500

4 4 1 2

$ 8.005.650 $ 8.005.650 $ 13.342.750 $ 6.671.375

$ 32.022.600 $ 32.022.600 $ 13.342.750 $ 13.342.750

1 Lote

$ 116.348.780

$ 116.348.780 $ 1.279.836.580

1

$ 533.710.000

$ 533.710.000

1 1 1

$ 507.024.500 $ 533.710.000 $ 80.056.500

$ 507.024.500 $ 533.710.000 $ 80.056.500

2 2

$ 133.427.500

$ 266.855.000

$ 42.696.800

$ 85.393.600

1

$ 213.484.000

$ 213.484.000

1

$ 133.427.500

$ 133.427.500

2

$ 25.618.080

$ 51.236.160 $ 2.404.897.260

SUB-TOTAL DE HARDWARE S. S.1 S.1 .1 S.2 S.2 .1 S.2.2 S.2.3 S.3 S.3.1 S.3.2 S.4 S.4.1 S.5 S.5.1 S.6 S.6 .1

COMPONENTES DE SOFTWARE Sistema SCADA Softwa re Bás ico y SC ADA Aplicaciones Ap lic aci on es DMS - Op era ci ón Aplicaciones de Red (EMS) - Análisis de Seguridad Soporte del Modelo de Información Común (CIM) Sistema de Interfaz de Usuario (UI) Software Bás ico UI Software del Sistema de Video Proyección Sistema de Almacenamiento de Información Histórica (HIS) Sistema HIS Software para los Sistemas de Comunicación Protocolo Intercambio de Datos con Otros Centros de Control (IEC 60870-6) Red LAN So ftwa re p ara g es ti ón d e red es

SUB-TOTAL SOFTWARE

Precio Total


COORDINACIÓN DEL PROYECTO E INGENIERÍA INSTALACIÓN EN SITIO Y PUESTA EN SERVICIO CAPACITACIÓN Y DOCUMENTACIÓN PRUEBAS EN FÁBRICA PRUEBAS EN SITIO GARANTÍA SUB-TOTAL SERVICIOS

$ 442.168.061 $ 442.168.061 $ 184.236.692 $ 257.931.369 $ 257.931.369 . . $ 1.768.672.243

TOTAL ARQUITECTURA TIPO 2 SCADA + EMS + DMS (Opera tivo) $ 5.453.406.083




3. ARQUITECTURA TIPO 3 A. PRECIOS DETALLADOS DE LOS COMPONENTES DE HARDWARE Y SOFTWARE

en ro e on ro e Respaldo

SCADA+EMS (Completa) ID H. H.1 H.1.1 H.2 H .2 .1 H.3 H.3.1 H.3.2 H.4 H.4.1 H.4.2 H.5 H.5.1 H.5.2 H.5.3 H.6 H .6 .1 H.6.2 H.7 H.7.1 H .7 .2 H.7.3 H.8 H.8.1 H.8.2 H.8.3 H .8 .4 H.9 H.9.1

DESCRIPCIÓN COMPONENTES DE HARDWARE Sistema SCADA Servidores SCADA Sistema para el Software de Aplicaciones (EMS Completo) Se rvi do re s Ap li ca ci on es Sis tema de Interfaz de Usuario (UI) Estación de Trabajo para Operación (3 monitores) Sistema de Proyección Trasera (2x3 módulos) Sis tema de Base de Datos Histórica Servidores del Sistema de BD Histórica Equipo Externo de Almacenamiento de Datos (Tipo LTO) Sistema de Desarrollo y/o Ingeniería Servidor del Sistema de Desarrollo Estación de Trabajo para Desarrollo (2 monitores) Im pres ora Color Sistema deSoporte a Usuarios Externos Se rvi do r H IS Rep li ca do Servidor Web Sis te ma s de Co munic ac ión Servidores de Comunicaciones para Intercambio de Datos con Otros Centros de Control (IEC 60870-6) En ru ta do res /Fi re wal l Terminal Server (Conexiones Seriales) Equipos de Re d LAN Switches Im pres ora Color Sistema Sincronización de Tiempo (GPS) Ga bi ne te ( In cl uye nd o KVM) Repuestos 1 Grupo


Precio Unitario

S.6 S.6.1 S.7 S.7.1 S.8 S. 8.1

COMPONENTES DE SOFTWARE Sistema SCADA So ftw ar e Bá si co y SC AD A Aplicaciones Aplicaciones de Red (EMS) - Análisis de Seguridad Aplicaciones de Red (EMS) - Avanzado Soporte del Modelo de Información Común (CIM) Sis tema de Interfaz de Usuario (UI) Software Bás ico UI Software del Sistema de Video Proyección Sistema de Desarrollo y/o Ingeniería Software para el Ambiente de Desarrollo SCADA/EMS Sistema de Soporte para Usuarios Externos Sistema HIS (Replicado) Software de Interfaces para Intercambio de Información en el Sistema de Soporte a Usuarios Externos Sistema de Almacenamiento de Informació n His tórica (HIS) Sistema HIS Software para los Sistemas de Comunicació n Protocolo Intercambio de Datos con Otros Centros de Control (IEC 60870-6) Red LAN So ftw ar e p ara ge sti ón de re de s

SUB-TOTAL SOFTWARE


2

Precio Total

2

$ 13.342.750

$ 26.685.500

2

$ 13.342.750

$ 26.685.500

3 1

$ 13.342.750 $ 667.137.500

$ 40.028.250 $ 667.137.500

1

$ 13.342.750 $0

2 1

$ 16.011.300 $ 10.674.200

$ 32.022.600 $ 10.674.200

1

$ 16.011.300 $0

1 1 1

$ 13.342.750 $ 10.674.200 $ 8.005.650

$ 13.342.750 $ 10.674.200 $ 8.005.650

$0 $0 $0

1 1

$ 16.011.300 $ 13.342.750

$ 16.011.300 $ 13.342.750

$0 $0

2 3 2

$ 13.342.750

$ 26.685.500 $ 24.016.950 $ 26.685.500

1 2 2

$ 13.342.750

$ 8.005.650 $ 13.342.750

4 2 1 2

$ 8.005.650 $ 8.005.650 $ 13.342.750 $ 6.671.375

$ 32.022.600 $ 16.011.300 $ 13.342.750 $ 13.342.750

2 1 1 1

$ 16.011.300 $ 8.005.650 $ 13.342.750 $ 6.671.375

1 Lote

$ 101.671.755

$ 101.671.755 $ 1.118.389.305

1 Lote

$ 15.611.018 $ 171.721.193

1

$ 533.710.000

$ 533.710.000

1

$ 320.226.000

1 1 1

$ 533.710.000 $ 266.855.000 $ 80.056.500

$ 533.710.000 $ 266.855.000 $ 80.056.500

1 1

$ 200.141.250 $ 42.696.800

$ 200.141.250 $ 42.696.800

1

$ 66.713.750

$ 66.713.750

$0

1 1

$ 66.713.750

$ 66.713.750

$0

$ 53.371.000

$ 53.371.000

1

$ 320.226.000

$ 320.226.000

1

$ 192.135.600

1

$ 133.427.500

$ 133.427.500

1

$ 80.056.500

1

$ 25.618.080

$ 25.618.080 $ 2.323.239.630

1

$ 15.370.848 $ 674.502.698

SUB-TOTAL DE HARDWARE S. S.1 S. 1.1 S.2 S.2.1 S.2.2 S.2.3 S.3 S.3.1 S.3.2 S.4 S.4.1 S.5 S.5.1 S.5.2

Precio Total

$ 26.685.500 $0

$ 16.011.300 $ 26.685.500

$0 $0 $0

1

$ 66.713.750 $0

$0

B. PRECIOS DE LOS SERVICIOS DE IMPLANTACIÓN B.1 B.2 B.3 B. 4 B. 5 B.6

COORDINACIÓN DEL PROYECTO E INGENIERÍA INSTALACIÓN EN SITIO Y PUESTA EN SERVICIO CAPACITACIÓN Y DOCUMENTACIÓN PRUEBAS EN FÁBRICA PRUEBAS EN SITIO GARANTÍA SUB-TOTAL SERVICIOS TOTAL ARQUITECTURA TIPO 3 SCADA+EMS Completo

$ 412.995.472 $ 412.995.472 $ 172.081.447 $ 240.914.025 $ 240.914.025 $ 172.081.447 $ 1.651.981.889

$ 101.546.867 $ 101.546.867 $ 42.311.195 $ 59.235.672 $ 59.235.672 $ 42.311.195 $ 406.187.467

$ 5.093.610.824

$ 1.252.411.358




4. ARQUITECTURAS TIPO 4 A. PRECIOS DETALLADOS DE LOS COMPONENTES DE HARDWARE Y SOFTWARE SCADA+DMS (Completa) ID H. H.1 H.1.1

DESCRIPCIÓN COMPONENTES DE HARDWARE Sistema SCADA Servidores SCADA

2

H.2 H.2.1 H .2 .2

Sistema para el Software de Aplicaciones (DMS Completo) Servidores Aplicaciones EMS S er vi do re s Ap li ca ci on es D MS

H.2.3 H.3 H.3.1 H.3.2 H.4 H.4.1 H.4.2 H.5 H.5.1 H.5.2 H.5.3 H.6 H .6 .1 H.6.2 H.7

Servidores Aplicaciones OMS+CMS+GIS Sistema de Interfaz de Usuario (UI) Estación de Trabajo para Operación (3 monitores) Sistema de Proyección Trasera (2x3 módulos) Sistema de Base de Datos Histórica Servidores del Sistema de BD Histórica Equipo Externo de Almacenamiento de Datos (Tipo LTO) Sistema de Desarrollo y/o Ingeniería Servidor del Sistema de Desarrollo Estación de Trabajo para Desarrollo (2 monitores) Im pres ora Color Sistema deSoporte a Usuarios Externos S er vi do r H IS R ep li cad o Servidor Web Sis te ma s de Com unic ac ión Servidores de Comunicaciones para Intercambio de Datos con Otros Centros de Control (IEC 60870-6) Enruta dor es /Fi rewa ll Terminal Server (Conexiones Seriales) Equipos de Red LAN Switches Im pres ora Color Sistema Sincronización de Tiempo (GPS) Gabinete (Incluyendo KVM) Repuestos 1 Grupo

H.7.1 H .7.2 H.7.3 H.8 H.8.1 H.8.2 H.8.3 H.8.4 H.9 H.9.1

Cantidad Precio Unitario (Si Aplica)

S.6 S.6.1 S.7 S.7.1 S.8 S .8 .1

COMPONENTES DESOFTWARE Sistema SCADA S oftw ar e Bá si co y SC AD A Aplicaciones Aplicaciones DMS de Operación Ap li ca ci on es D MS - An ál is is Aplicaciones OMS+CMS+GIS Sistema de Interfaz de Usuario (UI) Software Bás ico UI Software del Sistema de Video Proyección Sistema de Desarrollo y/o Ingeniería Software para el Ambiente de Des arrollo SCADA/DMS Sistema de Soporte para Usuarios Externos Sistema HIS (Replicado) Software de Interfaces para Intercambio de Información en el Sistema de Soporte a Usuarios Externos Sistema de Almacenamiento de Información Histórica (HIS) Sistema HIS Software para los Sistemas de Comunicación Protocolo Intercambio de Datos con Otros Centros de Control (IEC 60870-6) Red LAN S oftw ar e pa ra ge sti ón d e r ed es


2

Precio Total

$ 13.342.750

$ 26.685.500

$ 13.342.750 $ 13.342.750

$0 $ 26.685.500

$ 13.342.750

$ 26.685.500

3 1

$ 13.342.750 $ 667.137.500

$ 40.028.250 $ 667.137.500

1

$ 13.342.750 $0

2 1

$ 16.011.300 $ 10.674.200

$ 32.022.600 $ 10.674.200

1

$ 16.011.300 $0

1 1 1

$ 13.342.750 $ 10.674.200 $ 8.005.650

$ 13.342.750 $ 10.674.200 $ 8.005.650

$0 $0 $0

1 1

$ 16.011.300 $ 13.342.750

$ 16.011.300 $ 13.342.750

$0 $0

2 3 2

$ 13.342.750

$ 26.685.500

$ 8.005.650 $ 13.342.750

4 2 1 2

2 2

$ 26.685.500 $0 $0 $0

$ 13.342.750

$ 24.016.950 $ 26.685.500

1 2 2

$ 8.005.650 $ 8.005.650 $ 13.342.750 $ 6.671.375

$ 32.022.600 $ 16.011.300 $ 13.342.750 $ 13.342.750

2 1 1 1

$ 16.011.300 $ 8.005.650 $ 13.342.750 $ 6.671.375

1 Lote

$ 104.340.305

$ 104.340.305 $ 1.147.743.355

1 Lote

$ 15.611.018 $ 171.721.193

1

$ 533.710.000

$ 533.710.000

1

$ 320.226.000

1 1 1

$ 507.024.500 $ 587.081.000 $ 453.653.500

$ 507.024.500 $ 587.081.000 $ 453.653.500

1 1

$ 200.141.250 $ 42.696.800

$ 200.141.250 $ 42.696.800

1

$ 133.427.500

$ 133.427.500

$0

1 1

$ 66.713.750

$ 66.713.750

$0

$ 53.371.000

$ 53.371.000

1

$ 320.226.000

$ 320.226.000

1

$ 192.135.600

1

$ 133.427.500

$ 133.427.500

1

$ 80.056.500

1

$ 25.618.080

$ 25.618.080 $ 3.057.090.880

1

$ 15.370.848 $ 674.502.698

SUB-TOTAL DE HARDWARE S. S.1 S .1 .1 S.2 S.2.1 S .2 .2 S.2.3 S.3 S.3.1 S.3.2 S.4 S.4.1 S.5 S.5.1 S.5.2

Precio Total

Centro de Control de Respaldo

SUB-TOTAL SOFTWARE

$ 16.011.300 $ 26.685.500

$0 $0 $0

1

$ 66.713.750 $0

$0


COORDINACIÓN DEL PROYECTO E INGENIERÍA INSTALACIÓN EN SITIO Y PUESTA EN SERVICIO CAPACITACIÓN Y DOCUMENTACIÓN PRUEBAS EN FÁBRICA PRUEBAS EN SITIO GARANTÍA SUB-TOTAL SERVICIOS TOTAL ARQUIT ECTURA TIPO 4 SCADA+ DMS+OMS+ CMS+ GIS

$ 504.580.108 $ 504.580.108 $ 210.241.712 $ 294.338.396 $ 294.338.396 $ 210.241.712 $ 2.018.320.433

$ 101.546.867 $ 101.546.867 $ 42.311.195 $ 59.235.672 $ 59.235.672 $ 42.311.195 $ 406.187.467

Archivo:IEB-560-13-01-Control $ 6. 223. 154.668 $ 1.252. 411.358



SCADA+EMS+DMS Completo ID

DESCRIPCIÓN

H. COMPONENTES DE HARDWARE H.1 Sistema SCADA H.1.1 Se rvi do re s SC ADA H.2 Sistema para el Software de Aplicaciones (EMS/DMS Completo) H.2.1 Servidores Aplicaciones EMS H.2.2 Servidores Aplicaciones DMS H.2.3 Servidores Aplicaciones OMS+CMS+GIS H.3 Sistema de In terfaz de Usuario (UI) (SALA EMS) H.3.1 Estación de Trabajo para Operación (3 monitores) H.3.2 Sistema de Proyección Trasera (2x3 módulos) H.3 Sistema de In terfaz de Usuario (UI) (SALA DMS) H.3.1 Estación de Trabajo para Operación (3 m onitores) H.3.2 Sistema de Proyección Trasera (2x3 módulos) H.4 Sistema de Base de Datos Histórica H.4.1 Servidores del Sistema de BD Histórica H.4.2 Equipo Externo de Almacenamiento de Datos (Tipo LTO) H.5 Sistema de Desarrollo y/o Ingeniería H.5.1 Servidor del Sistema de Desarrollo H.5.2 Estación de Trabajo para Desarrollo (2 monit ores) H.5.3 Im pres ora Color H.6 Sistema deSoporte a Usuarios Externos H .6 .1 S er vi do r H IS Re pl ica do H.6.2 Servidor Web H.7 Sis temas de Comunicación Servidores de Comunicaciones para Intercambio de Datos H.7.1 con Otros Centros de Control (IEC 60870-6) H.7.2 Enrutadores/Firewall H.7.3 Terminal Server (Conexiones Seriales) H.8 Equipos de Re d LAN H.8.1 Switches H.8.2 Im pres ora Color H.8.3 Sistema Sincronización de Tiempo (GPS) H.8.4 Gabinete (Incluyendo KVM) H.9 Repuestos H.9.1 1 Grupo

Cantidad Precio Unitario (Si Aplica)


$ 13 .3 42. 75 0

$ 2 6. 68 5. 50 0

2 2 2

$ 13.342.750 $ 13.342.750 $ 13 .3 42. 75 0

$ 26.685.500 $ 26.685.500 $ 2 6. 68 5. 50 0

3 1

$ 13 .3 42. 75 0 $ 667.137.500

$ 4 0. 02 8. 25 0 $ 667.137.500

1

$ 13.342.750 $0

3 1

$ 13 .3 42. 75 0 $ 667.137.500

$ 4 0. 02 8. 25 0 $ 667.137.500

1

$ 13.342.750 $0

2 1

$ 16 .0 11. 30 0 $ 10.674.200

$ 3 2. 02 2. 60 0 $ 10.674.200

1

$ 16.011.300 $0

1 1 1

$ 13.342.750 $ 10.674.200 $ 8.005.650

$ 13.342.750 $ 10.674.200 $ 8.005.650

$0 $0 $0

1 1

$ 16 .0 11. 30 0 $ 13.342.750

$ 1 6. 01 1. 30 0 $ 13.342.750

$0 $0

2 3 2

$ 13 .3 42. 75 0

$ 2 6. 68 5. 50 0 $ 24 .01 6. 95 0 $ 2 6. 68 5. 50 0

1 2 2

$ 13.342.750

$ 8. 00 5. 65 0 $ 13 .3 42. 75 0

4 4 1 2

$ 8. 00 5. 65 0 $ 8. 00 5. 65 0 $ 13 .3 42. 75 0 $ 6. 67 1. 37 5

$ 32 .02 2. 60 0 $ 32 .02 2. 60 0 $ 1 3. 34 2. 75 0 $ 13 .34 2. 75 0

2 1 1 1

$ 16.011.300 $ 8.005.650 $ 13.342.750 $ 6.671.375

1 Lote

$ 179.326.560

$ 179.326.560 $ 1.972.592.160

1

$ 533.710.000

$ 533.710.000

1 1 1 1 1 1

$ 533.710.000 $ 266.855.000 $ 80.056.500 $ 507.024.500 $ 587.081.000 $ 453.653.500

$ 533.710.000 $ 266.855.000 $ 80.056.500 $ 507.024.500 $ 587.081.000 $ 453.653.500

2 2

$ 200.141.250 $ 42 .6 96. 80 0

$ 400.282.500 $ 8 5. 39 3. 60 0

1

$ 133.427.500

$ 133.427.500

$0

1 1

$ 66 .7 13. 75 0 $ 53 .3 71. 00 0

$ 6 6. 71 3. 75 0 $ 5 3. 37 1. 00 0

$0 $0

1

$ 320.226.000

$ 192.135.600

$0

$ 133.427.500

$ 80.056.500

$0

$ 25 .6 18. 08 0

$ 5 1. 23 6. 16 0 $ 4.024.707.110

1 2

SUB-TOTAL SOFTWARE

2

Precio Total

2

SUB-TOTAL DE HARDWARE S. COMPONENTES DE SOFTWARE S.1 Sistema SCADA S.1 .1 S oftw ar e Bá si co y SC AD A S.2 Aplicaciones S.2.1 Aplicaciones de Red (EMS) - Análisis de Seguridad S.2.2 Aplicaciones de Red (EMS) - Avanzado S.2.3 Soporte del Modelo de Información Común (CIM) S.2.4 Aplicaciones DMS de Operación S.2.5 Aplicaciones DMS - Análisis S.2.6 Aplicaciones OMS+CMS+GIS S.3 Sistema de Interfaz de Usuario (UI) S.3 .1 So ftwa re B ás ico UI Software del Sistema de Video Proyección S.3.2 S.4 Sistema de Desarrollo y/o Ingeniería S.4.1 Software para el Ambiente de Desarrollo SCADA/DMS S.5 Sistema de Soporte para Usuarios Externos S.5 .1 S is te ma HIS (R ep li ca do ) i i l S.5.2 Sistema de Soporte a Us uarios Externos S.6 Sistema de Almacenamiento de Información Histórica (HIS) S.6.1 Sistema HIS S.7 Software para los Sistemas de Comunicación Protocolo Intercambio de Datos con Otros Centros de Control S.7.1 (IEC 60870-6) S.8 Red LAN S.8.1 Software para gestión de redes

Precio Total

Centro de Control de Respaldo

$ 26.685.500 $0 $0 $0

$ 16.011.300 $ 26.685.500

1 Lote

$ 16.945.293 $ 186.398.218

1

$ 320.226.000 $0 $0 $0 $0 $0 $0

1

1

$ 200.141.250 $0

$0 $ 520.367.250

B. PRECIOS DE LOS SERVICIOS DE IMPLANTACI N B.1 B.2 B.3 B.4 B .5 B.6

COORDINACIÓN DEL PROYECTO E INGENIERÍA INSTALACIÓN EN SITIO Y PUESTA EN SERVICIO CAPACITACIÓN Y DOCUMENTACIÓN PRUEBAS EN FÁBRICA P RUE BA S E N S ITIO GARANTÍA SUB-TOTAL SERVICIOS TOTAL ARQUI TECT URA TI PO 4 S CADA+ EMS +DM S+ OM S+ CMS +GI S

$ 719.675.912 $ 719.675.912 $ 299.864.964 $ 419.810.949 $ 419.810.949 $ 299.864.964 $ 2.878.703.650 $ 8. 876. 002. 920

$ 84.811.856 $ 84.811.856 $ 35.338.273 $ 49.473.583 $ 49.473.583 $ 35.338.273 $ 339.247.424 $ 1. 046. 012. 892



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ANEXO 2 – ANALISIS DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS STN 1. Introducción En este anexo, y a partir de la información disponible, se realiza el análisis detallado de la conformación de las Unidades Constructivas establecidas en la Resolución CREG 011 de 2009, para proceder después a establecer los costos actuales de los sistemas de protección, control y medición del sistema secundario y plantear finalmente como conclusión las recomendaciones para la actualización económica de la conformación propuesta de Unidades Constructivas, descrita en el numeral 7.2.5. 2. Análisis de la remuneración actual de los componentes de protección, control y medida de las UCs En los siguientes cuadros se muestran las cifras correspondientes a los componentes de protección, control y medición de las Unidades Constructivas del STN, de acuerdo con la Resolución CREG-011-2009. Los valores han sido calculados a partir de los datos del Anexo 2 Tablas, documento “Informe Final – Determinación del costo FOB de los elementos técnicos y el factor de instalación para Unidades Constructivas – Documento No 2152-02-EL-RP-003 Revisión 1”. Los valores indicados en el Informe arriba mencionado están expresados en dólares americanos de diciembre de 2004 y corresponden al valor DDP. No hay una constante para convertir los valores en dólares americanos a pesos colombianos, que es la moneda utilizada para conformar las Unidades Constructivas en la Resolución CREG 011 de 2009. UCs Subestaciones de 500 kV E501

E502

E503

E504

E505

E506

E511

E512

B*+,* ! ,.!* - DBT

B*+,* ! :/*.&/'*&/ DBT

B*+,* ! ,.!* - IM

B*+,* ! :/*.&/'*&/ - IM

C&/:! C!.:/* - IM

B*+,* ! *%&! - DBT

D!/!.%* ! B*//* - T& 1

D!/!.%* ! B*//* T& 2

GABINETE DE MEDIDA

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GABINETE PROTECCI ÓN LINEA

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GABINETE PROTECCI ÓN TRAFO LADO 500 KV

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PROTECCI ÓN CAMPO TRAFO O ACOPLE

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GABINETE PROTECCI ÓN DIAMETRO

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SCC CONTROLA

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6+.*19,96

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3%.359,98

3%.359,98

6+.*19,96

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Página 2 de 30

DOR DE CAMPO

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SISTEMA REGISTRO DE FALLAS

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111.859,9*

No l#ca

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TOTAL PCM

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Dis#si&' % ( Costo PCM s#to ) osto ( UC 5000 *V

La grafica de arriba indica que el porcentaje calculado como el porcentaje obtenido de dividir valor de los equipos de protección, control y medida de cada una de las UCs, excepto el Corte Central, por el valor DDP de cada una de las UCs para subestaciones de 500 kV, está entre el 9,3% y el 15,3%, es decir una dispersión del 6%para todas las UCs. Es decir que el valor de los equipos de protección, control y medición puede estimarse con un porcentaje promedio del 12,3% del valor DDP de las UCs, factor que de acuerdo a lo informado verbalmente por CREG está afectado al considerar una vida útil de 30 años en la resolución, cuando equipos/sistemas de protección de tecnología similar se han valorado con una vida útil de 10 años como es el caso de las UCs 511 y 512 Diferencial de Barras Tipo 1 y Tipo 2. Archivo:IEB-560-13-01-Control


Página 3 de 30

UCs Subestaciones de 230 kV – Tabla 1

No.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

UC

SE%)1 SE%)% SE%)3 SE%)+ SE%)5 SE%)6 SE%)* SE%)8 SE%)9 SE%1) SE%11 SE%1% SE%13 SE%1+ SE%15 SE%16 SE%1* SE%18 SE%19 SE%%) SE%%1 SE%%% SE%%3 SE%%+ SE%%5 SE%%6 SE%%*

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29

SE%39

30 SE%+)

31 SE%+1

Descripción

GABINETE MEDIDA US$

GABINETE PROTECCIÓN US$

GABINETE PROTECCIÓN LADO !+0 KV US$

SCC CONTROLADOR DE CAMPO US$

SISTEMA REGISTRO DE FALLAS US$

VALOR

%

VALOR

%

VALOR

%

VALOR

%

VALOR

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Ba;a $e l"ea & BS Ba;a $e tra"fora$or & BS

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S#" alor

S#" alor

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S#" alor

S#" alor

S#" alor

S#" alor

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S#" alor

S#" alor

S#" alor

S#" alor

S#" alor

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27 SE%%*

28 SE%%8

29

SE%39

30 SE%+)

Página 4 de 30

VALOR

%

VALOR

%

VALOR

%

Total UC Propuesta Costo DDP /US$ -Dic 2004

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Descripción

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Di,'i) B))s Ti#o ! US$

TOTAL PMC US$

Resolución 011: Valor (miles$/08)



Página 5 de 30

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6

8

Dis#$si&' % ($ Costo PCM $s#$to ) osto ($ UC !+0 *V

La grafica de arriba indica que el porcentaje calculado como el porcentaje obtenido de dividir valor de los equipos de protección, control y medida de cada una de las UCs, excepto el Corte Central, por el valor DDP de cada una de las UCs para subestaciones de 230 kV, está entre el 22,1% y el 27,5%, es decir una dispersión del 5,4%para todas las UCs. Es decir que el valor de los equipos de protección, control y medición puede estimarse con un porcentaje promedio del 24,18% del valor DDP de las UCs, factor que de acuerdo a lo informado verbalmente por CREG está afectado al considerar una vida útil de 30 años en la resolución, cuando equipos/sistemas de protección de tecnología similar se han valorado con una vida útil de 10 años como es el caso de las UCs 511 y 512 Diferencial de Barras Tipo 1 y Tipo 2. 3. Valoración de los componentes de protección, control y medida de las UC de acuerdo a los precios actuales de mercado 3.1

Unidades Constructivas de Subestaciones de 500 kV

3.1.1 Sistemas de protección y control Nivel Secundario de Bahía Archivo:IEB-560-13-01-Control


Página 6 de 30

En consonancia con lo propuesto en el numeral 3.5.2, a continuación se describen las consideraciones hechas para la valoración y se presentan las tablas de cálculo. •

•

•

Para las protecciones de líneas de transmisión se ha considerado que contarán con tres relés de protección, denominados PL1, PL2 y PL3, de los cuales los dos primeros se consideran como protecciones principales 1 y 2 y el último como protección de respaldo. De acuerdo a las características de la línea de transmisión los relés PL1 y PL2 pueden contar con las mismas funciones de protección habilitadas o con funciones diferentes, reemplazando en PL2 de la función de protección de distancia por la diferencial de línea. Las funciones de protección que se han considerado para la protección de línea, se describen en la siguiente tabla. OPCIÓN 1

2

•

•

•

RELÉS

FUNCIONES HABILITADAS

PL1

21, POTT,67NCD,67N, STUB, 68, 27, 59, cierre en falla (SOTF),79, 25

PL2

21, POTT,67NCD,67N, STUB, 68, 27, 59, cierre en falla (SOTF)

PR

51, 50, 51N, 50N, 67

PL1

21, POTT,67NCD,67N, STUB, 68, 27, 59, cierre en falla (SOTF)

PL2

87L, 67NCD,67N, STUB, 68, 27, 59, cierre en falla (SOTF)

PR

51, 50, 51N, 50N, 67

Otras funciones adicionales como 50BF, recierre, sincronismo y supervisión de bobina de disparo también se han considerado de manera externa: También se ha considerado un registrador de falla por cada una de las bahías de línea. Las funciones de protección para la protección del autotransformador, se han considerado en el nivel de 220 kV. La siguientes tablas presentan la valoración de los equipos de control y protección (Nivel 1) para las configuraciones de doble barra con transferencia e interruptor y medio a 500 kV, y con precios actuales del mercado. Los valores están dados en Dólares Americanos.



Página 7 de 30

DOBLE BARRA MA ECCIONADOR DE TRANERENCIA 500  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/*.&/'*-&/ B*+,* -! A%&! <*&/ U.:*/& C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) (U@)

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G*".!:! /&:!%%.C&.:/& L,.!*

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RECIO TOTAL G*".!:! /&:!%%.%&.:/& *%&!

Protecc#" cole Co"trola$or $e a;a 'alero

37$01400

+.85%,8) 8.))),)) 3.))),))

1 1 1

RECIO TOTAL

15$85280

B*+,* -! L,.!*

Protecc#" Pr#"c#al 1

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1

15.3%*,))

Protecc#" Pr#"c#al % Protecc#" $e 4eal$o 4e@#tra$or $e falla Protecc#" $e arra u"#$a$ a;a Co"trola$or $e a;a 'alero

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1 1 1 1 1 %

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1

0e$#$or

RECIO TOTAL

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Protecc#o"e $e real$o trafo Protecc#" $e arra u"#$a$ a;a Co"trola$or $e a;a

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1 1 1

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RECIO TOTAL G*".!:! %&/:! %!.:/*

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RECIO TOTAL

37$01400 1 1 1 1

+.5)),)) 8.))),)) 3.))),))

15$50000

3.1.2 Sistemas de Control Nivel Secundario de Subestación Los equipos y sistemas del Nivel Secundario de la subestación, a través de los cuales el operador de la subestación, realiza la, supervisión, control y operación se integran a la red LAN del sistema de automatización, que incluye a los diferentes IEDs de control y protección, para permitir los diferentes tipos de comunicación horizontal (requerido por las funciones críticas) y la comunicación vertical (requerida para la supervisión y operación. Esta red de comunicación está soportada en el uso del protocolo de red Ethernet. La red de comunicaciones puede configurarse de acuerdo a diferentes arquitecturas de comunicación (cascada o bus, anillo y estrella) o híbridos de estas y en subestaciones con Archivo:IEB-560-13-01-Control


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varios niveles de voltaje puede aplicarse la configuración de segmentación, para establecer la separación de las redes de comunicación en los diferentes niveles. Dependiendo de la confiabilidad requerida, muy alta en el caso de subestaciones de 500 kV, la red de comunicaciones se diseñara haciendo uso de redundancia en equipos y protocolos de red para aplicaciones críticas. A continuación se muestran esquemas de algunas arquitecturas típicas de los sistemas de control automático de la subestación, SAS por sus siglas en inglés:

Figura 21. Arquitectura en Anillo Centralizado

Figura 22.- Arquitectura en anillo descentralizado



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Además debe considerarse que los SAS pueden supervisar y controlar subestaciones que tengan diferentes niveles de voltaje, mediante la segmentación de distintos niveles de tensión como se indica en la siguiente figura.

Figura 23.- Arquitectura en anillo, segmentación por niveles de tensión

Teniendo en cuenta las anteriores, la forma más técnica de valorar los SAS y que propone el Consultor, es hacerlo de acuerdo a rangos de cantidades de señales o puntos que se manejen para determinar los costos del licenciamiento SCADA, más los componentes de hardware a ser utilizados, con base en una arquitectura de alta disponibilidad. Para la estimación la cantidad de señales o puntos, se utilizarán las siguientes cifras tomadas de la Resolución CREG 011 de 2009

. En la siguiente tabla se presentan los valores estimados de los SAS, para cada uno de los rangos de puntos.



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56$85000

3.2

Página 10 de 30

* 1 1 1 1 ) 1 ) ) ) 1 1

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78$00000

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183$00000

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426$50000

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669$50000

Unidades Constructivas de Subestaciones de 220 kV

3.2.1 Sistemas de protección y control Nivel Secundario de Bahía En consonancia con lo propuesto en el numeral 3.5.2, a continuación se describen las consideraciones hechas para la valoración y se presentan las tablas de cálculo. •

•

•

•

•

Para las protecciones de líneas de transmisión se ha considerado que contarán con tres relés de protección, denominados PL1, PL2 y PL3, de los cuales los dos primeros se consideran como protecciones principales 1 y 2 y el último como protección de respaldo. De acuerdo a las características de la línea de transmisión los relés PL1 y PL2 pueden contar con las mismas funciones de protección habilitadas o con funciones diferentes, reemplazando en PL2 de la función de protección de distancia por la diferencial de línea. Otras funciones adicionales como 50BF, recierre, sincronismo y supervisión de bobina de disparo también se han considerado de manera externa: También se ha considerado un registrador de falla por cada una de las bahías de línea. Las funciones de protección que se han considerado para la protección del autotransformador en el lado de 220 kV , son las 87BF, 50BF, 51/50, 51N/50N y 25. La siguientes tablas presentan la valoración de los equipos de control y protección (Nivel 1) para las configuraciones de barra sencilla, barra principal y transferencia, doble barra, doble barra más seccionador de transferencia, doble barra más seccionador de by-pass, interruptor y medio y anillo a 220 kV, y con precios actuales del mercado. Los valores están dados en Dólares Americanos.



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BARRA ENCILLA 230  B*+,* -! L,.! * B*+,* -! T/ *.&/ '*-&/ <*&/ U.:*/& C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) (U@)

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1 1 1 1 1 1 1 1

RECIO TOTAL Protecc#" $#f. 'rafo Protecc#o"e $e real$o trafo G*".!:! Protecc#" $e arra u"#$a$ a;a /&:!%%.%&.:/& :/*& Co"trola$or $e a;a *-& 220 < 'alero 0e$#$or

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1 1 1 1 1 1

1%.555,)) *.%)),)) 16.61+,)) 8.))),)) 3.))),)) %.%)),))

RECIO TOTAL

49$56900

BARRA RINCIAL  TRANERENCIA 230  B*+,* - ! L ,.! * B*+ ,* - ! T/ *.&/ '*- &/ B*+,* -! :/*.!/!.%* <*&/ U.:*/& C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) (U@)

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G*".!:! /&:!%%.C&.:/& L,.!*

Protecc# " Pr# "c# a l 1 Protecc# " Pr# "c# a l % Protecc# " $e 4e al $o 4e@# tra$or $e fal la  Protecc#" $e arra u"#$a$ a;a Co"trol a$or $e a;a 'alero 0e$#$or

1%.+*+,)) 1%.%85,)) 9.))),)) 15.))),)) 16.61+,)) 8.))),)) 3.))),)) %.%)),))

RECIO TOTAL Protecc#" $#f. 'rafo Protecc#o"e $e real$o trafo G*".!:! Protecc#" $e arra u"# $a$ a;a /&:!%%.%&.:/& :/*& Co"trola$or $e a;a *-& 220 < 'alero 0e$#$or

1 1 1 1 1 1 1 1

1%.+*+,)) 1%.%85,)) 9.))),)) 15.))),)) 16.61+,)) 8.))),)) 3.))),)) %.%)),))

78$57300 1%.555,)) *.%)),)) 16.61+,)) 8.))),)) 3.))),)) %.%)),))

1 1 1 1 1 1

RECIO TOTAL G*".!:! /&:!%%.%&.:/& :/*.!/!.%*

1%.555,)) *.%)),)) 16.61+,)) 8.))),)) 3.))),)) %.%)),))

49$56900

Protecc#" 'ra"fere"c#a +.85),)) Protecc#" $e arra tra"fere"c#a 16.61+,)) Co"trola$or $e a;a 8.))),)) 'alero 3.))),))

1 1 1 1

RECIO TOTAL

+.85),)) 16.61+,)) 8.))),)) 3.))),))

32$46400



Página 12 de 30 DOBLE BARRA 230  B*+,* -! T/ *.&/ '*-&/ B*+,* -! *%&!

B*+,* -! L,.! * <*&/ U.:*/& (U@)

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P rotec c# " Pr #"c #a l 1 1 %.+*+,)) P rotec c# " Pr #"c #a l % 1 %.%85,)) P rotec c# " $e 4e al $o 9 .)) ),)) 4e@# tr a$or $e fa ll a 1 5.))),)) Protecc#" $e arra u"#$a$ a;a 16.61+,)) Co"tr ol a$or $e a;a 8.))),)) 'al ero 3.))),)) 0e$#$or %.%)),))

1 1 1 1 1 1 1 1

RECIO TOTAL Protecc# " $#f. 'rafo Protecc# o"e $e real $o trafo G*".!:! Protecc# " $e arra u"# $a$ a;a /&:!%%.%&.:/& :/*& Co"trola$or $e a;a *-& 220 < 'al ero 0e$#$or

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RECIO TOTAL G*".!:! /&:!%%.%&.:/& *%&!

1%.555,)) *.%)),)) 16.61+,)) 8.))),)) 3.))),)) %.%)),))

49$56900

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5.13),))

1

16.61+,)) 8.))),)) 3.))),))

1 1 1

Co"trola$or $e a;a

8.))),))

RECIO TOTAL !%%&.*'!.:&

B*+,* -! !%%&.*'!.:&

5.13),)) 16.61+,)) 8.))),)) 3.))),))

32$74400 1

RECIO TOTAL B*+, * -! L ,. !*

8.))),))

8$00000

DOBLE BARRA MA ECCIONADOR DE TRANERENCIA 230  B*+, * - ! T/ *. 1& /' *- &/ B*+,* -! T/*.1!/!.%* B*+,* -! !%%&.*'!.:&

<*&/ U.:*/& C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) (U@) Protecc#" Pr# "c#al 1 1%.+*+,)) 1 1%.+*+,)) Protecc#" Pr# "c#al % 1%.%85,)) 1 1%.%85,)) Protecc#" $e 4eal$o 9.))),)) 1 9.))),)) G*".!:! 4e@#tra$or $e falla 15.))),)) 1 15.))),)) /&:!%%.C&.:/& Protecc# " $e a rra  u"# $a $ a;a 1 6.6 1+ ,)) 1 1 6.6 1+ ,)) L,.!* Co"trola$or $e a;a 8.))),)) 1 8.))),)) 'alero 3.))),)) 1 3.))),)) 0e$#$or %.%)),)) 1 %.%)),)) RECIO TOTAL 78$57300 Protecc#" $#f. 'rafo 1%.555,)) 1 1%.555,)) Protecc#o"e $e real$o trafo *.%)),)) 1 *.%)),)) G*".!:! Protecc#" $e arra u"# $a$ a;a 16.61+,)) 1 16.61+,)) /&:!%%.%&.:/& :/*1& Co"trola$or $e a;a 8.))),)) 1 8.))),)) *-& 220 < 'alero 3.))),)) 1 3.))),)) 0e$#$or %.%)),)) 1 %.%)),)) RECIO TOTAL 49$56900 4elD fu"c#o"e $e rotecc#" 51/5)& 5.13),)) 1 51N/5)N&%5 5.13),)) G*".!:! Protecc#" $e arra tra"fere"c#a 16.61+,)) 1 16.61+,)) /&:!%%.%&.:/& Co"trola$or $e a;a 8.))),)) 1 8.))),)) :/*.1!/!.%* 'alero 3.))),)) 1 3.))),)) RECIO TOTAL 32$74400 Co"trola$or $e a;a 8.))),)) 1 8.))),)) !%%&.*'!.:& RECIO TOTAL 8$00000 E!'!.:&E>?&



Página 13 de 30 DOBLE BARRA MA ECCIONADOR B A 230  B*+,* -! T/*.&/'*-&/ B*+,* -! T/*.!/!.%*

B*+,* -! L,.!*

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RECIO TOTAL

B*+,* -! L,.!*

8$00000

INTERRUTOR  MEDIO 230  B*+,* -! T/*.&/'*-&/

C&/:! C!.:/* <*&/ U.:*/& C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) (U@)

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RECIO TOTAL

15$50000



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ANILLO 230  B*+,* -! L,.!* B*+,* -! T/ *.&/ '*-&/ <*&/ U.:*/& C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) (U@)

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G*".!:! /&:!%%.C&.:/& L,.!*

Protecc#" Pr#"c#al 1 1%.+*+,)) Protecc#" Pr#"c#al % 1%.%85,)) Protecc#" $e 4eal$o 9.))),)) 4e@# tra$or $e falla 15.))),)) Protecc#" $e arra u"#$a$ a;a 16.61+,)) Co"trola$or $e a;a 8.))),)) 'alero 3.))),)) 0e$#$or %.%)),))


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RECIO TOTAL

1 1 1 1 1 1

1%.555,)) *.%)),)) 16.61+,)) 8.))),)) 3.))),)) %.%)),))

49$56900

3.2.2 Sistemas de Control Nivel Secundario de Subestación Aplican los análisis y resultados del numeral 3.1.2.



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ANEXO 3 – ANALISIS DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS NIVELES 4, 3 Y 2 1. Introducción En este anexo, y a partir de la información disponible, se realiza el análisis detallado de la conformación de las Unidades Constructivas establecidas en la Resolución CREG 097 de 2008, Niveles 4, 3 y 2, para proceder después a establecer los costos actuales de los sistemas de protección, control y medición del sistema secundario y plantear finalmente como conclusión las recomendaciones para la actualización económica de la conformación propuesta de Unidades Constructivas, descrita en el numeral 8.3.5. 2. Análisis de la remuneración actual de los componentes de protección, control y medida de las UCs En los siguientes cuadros se muestran las cifras correspondientes a los componentes de protección, control y medición de las Unidades Constructivas de los Niveles 4, 3 y 2 de acuerdo con la Resolución CREG-097-2008. Los valores han sido calculados a partir de los datos del Capítulo 2 “Costos UC Subestaciones”, documento CREG Circular No. 005 “Estudio de Valoración de Unidades Constructivas de STR y/o SDL – Informe Final” , de fecha 23 de enero de 2008. Los valores indicados en el Informe arriba mencionado están expresados en pesos colombianos – diciembre 2006 y corresponden al valor DDP. UCs Nivel 4 Subestaciones – Tabla 1

UCs Nivel 4 Subestaciones – Tabla 1 No.

1

2

3

4

5

6

Ucs

N4S1

N4S2

N4S3

N4S4

N4S5

N4S6

Descripción

Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo convencionalBahía de línea, configuración barra doble -tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra doble –tipo convencionalBahía de línea, configuración barra doble con by pass – tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra doble con by pass – tipo convencional-

TABLERO DE CONTROL MEDIDA  PROTECCIÓN

TABLERO DIFERENCIAL DE BARRAS

CABLES MODULO

VALOR

%

VALOR

%

VALOR

%

*6.%99.13),83

%+,93

36.+89.)%1,5)

11,9%

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6%.939.966,99

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6%.939.966,99

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13,85

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19,+3

56.169.+5),%5

1+,3)

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6%.939.966,99

1*,31

56.169.+5),%5

15,+5

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),))




7

N4S7

8

N4S8

9

N4S9

10

N4S10

11

N4S11

12

N4S12

13

N4S13

14

N4S14

15

N4S15

16

N4S16

17

N4S17

18

N4S18

19

N4S19

45

No.

Ucs

N4S37

Ucs

Descripción

Bahía de línea, configuración barra principal y transferencia –tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra principal y transferencia –tipo convencionalBahía de línea, configuración interruptor y medio tipo convencionalBahía de transformador, configuración interruptor y medio – tipo convencionalBahía de línea, configuración en anillo –tipo convencionalBahía de transformador, configuración en anillo -tipo convencionalBahía de línea, configuración barra sencilla -tipo encapsulada (SF6)Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo encapsulada(SF6)Bahía de línea, configuración barra doble -tipo encapsulada (SF6)Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo encapsulada(SF6)Bahía de Maniobra, (Acople, Transferencia o Seccionamiento) tipo convencionalBahía de Maniobra, tipo encapsulada (SF6)Protección diferencial de barras de una/dos/tres/cuatro zonas Sistema de control de la subestación (S/E 115 kV/34.5 kV) o (S/E 115kV/ 13.8 kV)

Descripción

Página 16 de 30



CABLES MODULO

VALOR

%

VALOR

%

VALOR

%

*6.%99.13),83

%%,66

+3.)+9.16+,+1

1%,*8

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6%.939.966,99

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+3.)+9.16+,+1

13,89

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*6.%99.13),83

1*,6+

59.356.9*5,6)

13,*3

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*6.%99.13),83

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+3.)+9.16+,+1

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+3.)+9.16+,+1

13,*3

+3.)+9.16+,+1

13,*3

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*6.%99.13),83

3,96

3.6+8.9)%,15

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6%.939.966,99

3,3)

3.6+8.9)%,15

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3,96

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6%.939.966,99

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SISTEMA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN VALOR

%

TOTAL PMC VALOR

%

Costo DDP eficiente/ DIC06



No.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Ucs

N4S1 N4S2 N4S3 N4S4 N4S5 N4S6 N4S7 N4S8 N4S9 N4S10 N4S11 N4S12 N4S13 N4S14 N4S15 N4S16 N4S17

18

N4S18

19

N4S19

45

N4S37

Descripción

Página 17 de 30

SISTEMA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN

TOTAL PMC VALOR

%

VALOR

%

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11%.*88.15%,33

36,86

$ 306.028.692

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99.+%8.988,+9

35,61

$ 279.226.503

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119.3+8.%95,%5

35,3+

$ 337.676.986

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1)5.989.131,+1

3+,)9

$ 310.880.536

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13%.+68.581,)8

33,*3

$ 392.727.086

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119.1)9.+1*,%+

3%,*6

$ 363.586.332

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119.3+8.%95,%5

35,++

$ 336.738.488

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1)5.989.131,+1

3+,19

$ 309.959.255

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135.656.1)6,+3

31,3*

$ 432.439.769

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1%%.%96.9+%,59

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$ 413.755.718

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119.3+8.%95,%5

35,93

$ 332.148.946

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$ 313.464.896

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$ 1.926.576.497

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$ 1.905.133.629

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$ 1.905.789.643

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39,3%

$ 255.044.922

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46.837.941

+1.%58.56+,61

1)),))

+1.%58.56+,61

1)),))

$

41.258.565

Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo convencionalBahía de línea, configuración barra doble -tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra doble –tipo convencionalBahía de línea, configuración barra doble con by pass –tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra doble con by pass –tipo convencionalBahía de línea, configuración barra principal y transferencia –tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra principal y transferencia –tipo convencionalBahía de línea, configuración interruptor y medio -tipo convencionalBahía de transformador, configuración interruptor y medio – tipo convencionalBahía de línea, configuración en anillo –tipo convencionalBahía de transformador, configuración en anillo -tipo convencionalBahía de línea, configuración barra sencilla -tipo encapsulada (SF6)Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo encapsulada(SF6)Bahía de línea, configuración barra doble -tipo encapsulada (SF6)Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo encapsulada(SF6)Bahía de Maniobra, (Acople, Transferencia o Seccionamiento) tipo convencionalBahía de Maniobra, -tipo encapsulada (SF6)Protección diferencial de barras de una/dos/tres/cuatro zonas Sistema de control de la subestación (S/E 115 kV/34.5 kV) o (S/E 115kV/ 13.8 kV)




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Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo convencional Bahía de línea, configuración barra doble -tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra doble –tipo convencional Bahía de línea, configuración barra doble con by pass –tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra doble con by pass –tipo convencional Bahía de línea, configuración barra principal y transferencia –tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra principal y transferencia –tipo convencional Bahía de línea, configuración interruptor y medi o -tipo convencional Bahía de transform ador, configuración interruptor y medio –tipo convencional Bahía de línea, configuración en anillo –tipo convencional Bahía de transformador, configuración en anillo -tipo convencional Bahía de Maniobra, (Acople, Transferencia o Seccionamiento) -tipo convencional

36,86 35,61 35,3+ 3+,)9 33,*3 3%,*6 35,++ 3+,19 31,3* %9,56 35,93 %*,+* 39,3%

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Ser#e/1

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6

8

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Dis#$si&' % ($ Costo PCM $s#$to ) osto ($ UC Ni1$- " Co'1$'io')

La grafica de arriba indica que el porcentaje calculado como el porcentaje obtenido de dividir valor de los equipos de protección, control y medida de cada una de las UCs por el valor DDP de cada una de las UCs para subestaciones de Nivel 4, está entre el 27,4% y el 36,86%, es decir una dispersión del 4,73%para todas las UCs tipo convencional. Es decir que el valor de los equipos de protección, control y medición puede estimarse con un porcentaje promedio del 32,13% del valor DDP de las UCs, factor que de acuerdo a lo informado verbalmente por CREG está afectado al considerar una vida útil de 30 años en la resolución, cuando equipos/sistemas de protección de tecnología similar se han valorado con una vida útil de 10 años como es el caso de las UCs N4S19 Protección Diferencial de Barras de una/dos/tres/cuatro zonas”.



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Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo encapsulada (SF 6) Bahía de transformador, configuración barra sencilla tipo encapsulada(SF6) Bahía de línea, configuración barra doble -tipo encapsulada (SF6) Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo encapsulada(SF6) Bahía de Maniobra, -tipo encapsulada (SF6)

+,15 3,5) +,18 3,53 5,%)

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Ser#e1

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1

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3

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5

6

Dis#$si&' % ($ Costo PCM $s#$to ) osto ($ UC Ni 1$- " E')#s2-)()

La grafica de arriba también para equipos del Nivel 4, pero para subestaciones del tipo encapsulado, indica que el porcentaje calculado como el porcentaje obtenido de dividir valor de los equipos de protección, control y medida de cada una de las UCs por el valor DDP de cada una de las UCs de las subestaciones tipo encapsulado, Nivel 4, está entre el 3,5% y el 5,2, es decir una dispersión del 0,85% para todas las UCs de subestaciones tipo encapsulado. Es decir que el valor de los equipos de protección, control y medición puede estimarse con un porcentaje promedio del 4,35% del valor DDP de estas UCs.


Unidad Constructiva

1

N3S1

2

N3S2

3

N3S3

4

N3S4

5

N3S5

6

N3S6

Descripción

Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo convencionalBahía de línea, configuración barra doble tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra doble tipo convencionalBahía de línea, configuración barra principal y transferencia tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra principal y transferencia tipo convencional-


CABLES MODULO


VALOR

%

VALOR

%

VALOR

%

+6.615.+%8,*+

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13,9)

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16,99

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CREG EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES No.

Unidad Constructiva

Descripción

7

N3S7

8

N3S8

9

N3S9

10

N3S10

11

N3S11

12

N3S12

13

N3S13

14

N3S14

15

N3S15

16

N3S16

17

N3S17

18

N3S18

19

N3S19

20

N3S20

21

N3S21

22

N3S22

23

N3S22A

37

N3S33

Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo encapsulada (SF6)Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo encapsulada(SF6)Bahía de línea, configuración barra doble tipo encapsulada (SF6)Bahía de transformador, configuración barra doble tipo encapsulada(SF6)Celda de línea, subestación tipo Metalclad Celda de transformador o acople, subestación tipo Metalclad Bahía de línea, subestación Convencional Reducida Tipo 1 (Reconectador) Bahía de transformador, subestación Convencional Reducida Tipo 1 (Reconectador) Bahía de línea, subestación Convencional Reducida Tipo 2 (Reconectador) Bahía de transformador, subestación Convencional Reducida Tipo 2 (Reconectador) Bahía de línea, subestación Reducida (Reconectador) Bahía de transformador, subestación Reducida (Reconectador) Bahía de Acople -tipo convencionalBahía de Acople -tipo encapsulada (SF6)Protección Diferencial, Barra sencilla, Tipo 1 o Tipo 2 Protección Diferencial, Otras configuraciones diferentes a Barra sencilla, Tipo 1 o Tipo 2 Prot diferencial Nivel 3, barraje partido Sistemas de Control de la Subestación Nivel de Tensión 3

TABLERO DE CONTROL MEDIDA  PROTECCIÓN %

VALOR

%

VALOR

%

11,%+

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13.683.383,)6

1),5)

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38,89

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13.683.383,)6

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13.683.383,)6

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1+.98+.%16,88

11,58

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3+.8+1.+93,*%

1),3)

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1

N3S1

Bahía de línea, configuración barra sencilla tipo convencional-

2

N3S2

Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo convencional-

N3S3


VALOR

Descripción

3

CABLES MODULO

+6.615.+%8,*+

Unidad Constructiva

No.

Página 20 de 30

Bahía de línea, configuración barra doble tipo convencional-


TOTAL PMC


VALOR

%

VALOR

%

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69.+%1.)6*,1*

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+),96

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69.+%1.)6*,1*

38,%3

$ 164.091.200 $ 140.729.430 $ 181.575.563



No.

4 5 6 7 8

Unidad Constructiva

N3S4 N3S5 N3S6 N3S7 N3S8

Descripción

Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo convencionalBahía de línea, configuración barra principal y transferencia -tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra principal y transferencia -tipo convencionalBahía de línea, configuración barra sencilla tipo encapsulada (SF6)Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo encapsulada(SF6)-

9

N3S9

Bahía de línea, configuración barra doble tipo encapsulada (SF6)-

10

N3S10

Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo encapsulada(SF6)-

11

N3S11

12

N3S12

13

N3S13

14 15 16

N3S14 N3S15 N3S16

Celda de línea, subestación tipo Metalclad Celda de transformador o acople, subestación tipo Metalclad Bahía de línea, subestación Convencional Reducida Tipo 1 (Reconectador) Bahía de transformador, subestación Convencional Reducida Tipo 1 (Reconectador) Bahía de línea, subestación Convencional Reducida Tipo 2 (Reconectador) Bahía de transformador, subestación Convencional Reducida Tipo 2 (Reconectador) Bahía de línea, subestación Reducida (Reconectador) Bahía de transformador, subestación Reducida (Reconectador) Bahía de Acople -tipo convencional-

17

N3S17

18

N3S18

19

N3S19

20

N3S20

21

N3S21

Bahía de Acople -tipo encapsulada (SF6)Protección Diferencial, Barra sencilla, Tipo 1 o Tipo 2

22

N3S22

Protección Diferencial, Otras configuraciones diferentes a Barra sencilla, Tipo 1 o Tipo 2

23

N3S22A

37

N3S33

Prot diferencial Nivel 3, barraje partido Sistemas de Control de la Subestación Nivel de Tensión 3

Página 21 de 30


TOTAL PMC


VALOR

%

VALOR

%

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$ 147.320.762 $ 181.682.331 $ 158.343.517 $ 414.595.504 $ 397.682.516 $ 415.062.903 $ 395.401.952 $ 106.118.560 $ 116.412.986 $ 130.322.235 $

99.664.997

$ 167.437.284 $

89.585.753

$

55.377.752

$

54.739.592

$

23.861.295

$

25.175.550

$

47.722.591

$

14.241.287



Página 22 de 30

Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra sencilla tipo convencional Bahía de línea, configuración barra doble -tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra doble tipo convencional Bahía de línea, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional Bahía de Acople -tipo convencional

+%,31 +),96 38,%3 +1,91 +),+* 39,)) 38,5%

+3,)) +%,5) +%,)) +1,5) +1,)) +),5) +),)) 39,5) 39,)) 38,5) 38,))

Ser#e1

)

%

+

6

8

Dis#$si&' % ($ Costo PC M $s#$to ) osto ($ UC Ni1$- + Co'1$'io')-

La grafica de arriba indica que el porcentaje calculado como el porcentaje obtenido de dividir valor de los equipos de protección, control y medida de cada una de las UCs por el valor DDP de cada una de las UCs para subestaciones de Nivel 3 tipo convencional, está entre el 38,23% y el 42,31%, es decir una dispersión del 2,04%para todas las UCs tipo convencional. Es decir que el valor de los equipos de protección, control y medición puede estimarse con un porcentaje promedio del 40,27% del valor DDP de las UCs. En el caso de las UCs de Nivel 3 también las Protecciones diferenciales de barras que corresponden a las UCs N3S21, N3S22 y N3S23, también tienen asignada una vida útil de 30 años. Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo encapsulada (SF6) Bahía de transformador, configuración barra sencilla tipo encapsulada(SF6) Bahía de línea, configuración barra doble -tipo encapsulada (SF6) Bahía de transformador, configuración barra doble tipo encapsulada(SF6) Bahía de Acople -tipo encapsulada (SF6)

11,*9 9,33 11,88 8,81 1),*5



Página 23 de 30

1+,)) 1%,)) 1),)) 8,)) Ser#e1

6,)) +,)) %,)) ),)) )

1

%

3

+

5

6

Dis#$si&' % ($ Costo PC M $s#$to ) osto ($ UC Ni1$- + E')#s2-)()

La grafica de arriba indica que el porcentaje calculado como el porcentaje obtenido de dividir valor de los equipos de protección, control y medida de cada una de las UCs para subestaciones tipo encapsulada, por el valor DDP de cada una de las UCs para subestaciones Nivel 3 y de tecnología encapsulada, está entre el 8,81% y el 11,88%, es decir una dispersión del 1,54%para todas las UCs de tipo encapsulado Nivel 3. Es decir que el valor de los equipos de protección, control y medición puede estimarse con un porcentaje promedio del 10,35% del valor DDP. UCs Nivel 2 Subestaciones – Tabla 3 No.

Ucs

1

N2S1

2

N2S2

3

N2S3

4

N2S4

5

N2S5

6

N2S6

7

N2S7

8

N2S8

9

N2S9

10

N2S10

11

N2S11

12

N2S12

Descripción


CABLES MODULO

TOTAL PMC

VALOR

%

VALOR

%

VALOR

%

Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra sencilla tipo convencionalBahía de línea, configuración barra doble -tipo convencional-

%+.*3).*39,*9

%6,36

13.683.383,)6

1+,58

38.+1+.1%%,85

+),9+

3+.8+1.+93,*%

35,%8

13.683.383,)6

13,85

+8.5%+.8*6,*8

+9,13

%+.*3).*39,*9

%+,66

16.1+3.+36,66

16,1)

+).8*+.1*6,+5

+),*6

Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo convencionalBahía de línea, configuración barra principal y transferencia tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra principal y transferencia -tipo convencionalBahía de línea, subestación Reducida (Reconectador)

3+.8+1.+93,*%

33,11

16.1+3.+36,66

15,3+

5).98+.93),38

+8,+5

%+.*3).*39,*9

%+,6+

16.1+3.+36,66

16,)8

+).8*+.1*6,+5

+),*%

3+.8+1.+93,*%

35,+*

16.1+3.+36,66

16,++

5).98+.93),38

51,91

),))

),))

13.683.383,)6

%6,65

13.683.383,)6

%6,65

Bahía de Acople o Seccionamiento (configuraciones en que aplica) -tipo convencionalCelda de salida de Circuito, barra sencilla -Sub. Metalclad-

%+.*3).*39,*9

31,%%

8.99).53),13

11,35

33.*%1.%69,9%

+%,56

53.889.189,%*

9%,9%

+.1)5.)1+,9%

*,)8

5*.99+.%)+,19

1)),))

Celda de llegada de Transformador, barra sencilla Sub. MetalcladCelda de Interconexión o de acople, barra sencilla -Sub. MetalcladCelda de Medida o Auxiliares, barra sencilla -Sub. Metalcald-

6%.)86.81+,*8

93,8)

+.1)5.)1+,9%

6,%)

66.191.8%9,*)

1)),))

*.%%+.*5*,*+

63,**

+.1)5.)1+,9%

36,%3

11.3%9.**%,66

1)),))

3*5.6%5,%*

8,38

+.1)5.)1+,9%

91,6%

+.+8).6+),18

1)),))


CREG EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES No.

Ucs

13

N2S13

14

N2S15

15

N2S16

16

N2S17

17

N2S18

Descripción

Página 24 de 30


CABLES MODULO

TOTAL PMC

VALOR

%

VALOR

%

VALOR

%

Gabinete protección de barras Sub. Metalclad Celda de salida de Circuito, doble barra -Sub. Metalclad-

9).8)*.%)),))

95,6*

+.1)5.)1+,9%

+,33

9+.91%.%1+,9%

1)),))

95.6%6.++5,6+

95,88

+.1)5.)1+,9%

+,1%

99.*31.+6),56

1)),))

Celda de llegada deTransformador, doble barra Sub. MetalcaldCelda de Interconexión o de acople, doble barra -Sub. MetalcladCelda de Medida o Auxiliares, doble barra -Sub. Metalcald-

6%.)86.81+,*8

93,8)

+.1)5.)1+,9%

6,%)

66.191.8%9,*)

1)),))

*.%%+.*5*,*+

63,**

+.1)5.)1+,9%

36,%3

11.3%9.**%,66

1)),))

3*5.6%5,%*

8,38

+.1)5.)1+,9%

91,6%

+.+8).6+),18

1)),))

No.

Ucs

1

N2S1

2

N2S2

3

N2S3

4

N2S4

5

N2S5

6

Descripción

VIDA UTIL


Resolución 097: VALOR INSTALADO ($Dic 2007)

Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencionalBahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo convencionalBahía de línea, configuración barra doble -tipo convencional-

3)

$ 93.831.638

$ 211.154.000

3)

$ 98.770.390

$ 199.147.000

3)

$ 100.287.775

$ 231.263.000

Bahía de transformador, configuración barra doble tipo convencionalBahía de línea, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional-

3)

$ 105.232.265

$ 219.263.000

3)

$ 100.367.317

$ 226.892.000

N2S6

Bahía de transformador, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional-

3)

$ 98.223.557

$ 209.647.000

7

N2S7

Bahía de línea, subestación Reducida (Reconectador)

3)

$ 51.338.506

$ 72.416.000

8

N2S8

Bahía de Acople o Seccionamiento (configuraciones en que aplica) -tipo convencional-

3)

$ 79.225.786

$ 183.832.000

9

N2S9

Celda de salida de Circuito, barra sencilla -Sub. Metalclad-

3)

$ 57.994.204

$ 105.116.000

10

N2S10

Celda de llegada deTransformador, barra sencilla Sub. Metalcald-

3)

$ 66.191.830

$ 109.152.000

11

N2S11

Celda de Interconexión o de acople, barra sencilla Sub. Metalclad-

3)

$ 11.329.773

$ 97.783.000

12

N2S12

Celda de Medida o Auxiliares, barra sencilla -Sub. Metalcald-

3)

$ 4.480.640

$ 97.011.000

13

N2S13

Gabinete protección de barras -Sub. Metalclad

3)

$ 94.912.215

$ 136.263.000

14

N2S15

Celda de salida de Circuito, doble barra -Sub. Metalclad-

3)

$ 99.731.461

$ 135.189.000

15

N2S16

Celda de llegada deTransformador, doble barra -Sub. Metalcald-

3)

$ 66.191.830

$ 115.716.000

16

N2S17

Celda de Interconexión o de acople, doble barra Sub. Metalclad-

3)

$ 11.329.773

$ 103.865.000

17

N2S18

Celda de Medida o Auxiliares, doble barra -Sub. Metalcald-

3)

$ 4.480.640

$ 102.405.000



Página 25 de 30

Bahía de línea, configuración barra sencilla -tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra sencilla -tipo convencional Bahía de línea, configuración barra doble -tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra doble -tipo convencional Bahía de línea, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional Bahía de transformador, configuración barra principal y transferencia -tipo convencional Bahía de Acople o Seccionamiento (configuraciones en que aplica) -tipo convencional

+),9+ +9,13 +),*6 +8,+5

+),*%

51,91

+%,56

6),)) 5),)) +),)) 3),))

Ser#e1

%),)) 1),)) ),)) )

%

+

6

8

Dis#$si&' % ($ Costo PCM $s#$to ) osto ($ UC Ni1$- !

La grafica de arriba indica que el porcentaje calculado como el porcentaje obtenido de dividir valor de los equipos de protección, control y medida de cada una de las UCs Nivel 2, excepto las Celdas Metalclad, por el valor DDP de cada una de las UCs para subestaciones de Nivel 2, está entre el 40,94% y el 51,91%, es decir una dispersión del 5,49%para todas las UCs de Nivel 2, excepto las celdas Metalclad. Es decir que el valor de los equipos de protección, control y medición puede estimarse con un porcentaje promedio del 46,43% del valor DDP de las UCs. En este Nivel, la UC N2S13 que corresponde al “Gabinete Protección de Barras – Subestación Metalclad”, tiene asignada una vida útil de 30 años. Para las celdas Metalclad no se realizó una desagregación de sus componentes de protección, control y medida y por lo tanto la base de la propuesta de precios partirá de la estimación de precios actuales de celdas similares. 3. Valoración de los componentes de protección, control y medida de las UC de acuerdo a los precios actuales de mercado 3.1

Unidades Constructivas de Subestaciones de Nivel 4

3.1.1 Sistemas de protección y control Nivel Secundario de Bahía En consonancia con lo propuesto en el numeral 3.5.2, a continuación se describen las consideraciones hechas para la valoración y se presentan las tablas de cálculo.


CREG EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES •

•

•

•

Página 26 de 30

Para las protecciones de líneas de este nivel se ha considerado que contarán con dos relés de protección, denominados PL1 y protección de respaldo. Otras funciones adicionales como 50BF, recierre, sincronismo y supervisión de bobina de disparo también se han considerado de manera externa: También se ha considerado un registrador de falla por cada una de las bahías de línea. Las funciones de protección para la protección del transformador, se han considerado en este nivel. La siguientes tablas presentan la valoración de los equipos de control y protección para las configuraciones de barra sencilla, barra doble, barra doble con by pass, barra principal y transferencia, interruptor y medio y anillo, con precios actuales del mercado. Los valores están dados en Dólares Americanos. BARRA ENCILLA N4 B*+,* -! L,.!* <*&/ U.:*/& (U@)

E!'!.:&E>?& Protecc#" Pr#"c# al 1

B*+,* -! T/*.&/'*-&/

C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@)

1).395,))

1

Protecc#" 4eal$o

5.91),))

1

5.91),))

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1

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1

1 6.6 1+ ,) )

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1

6.5)),))

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1

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1

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G*".!:! P ro tec c# " $ e  ar ra  u "# $a $  a;a /&:!%%.C&.:/& Co"trola$or $e a;a L,.!*

RECIO TOTAL Protecc#" $#f. 'rafo Protecc#o"e $e real$o trafo Protecc#" $e arra u"#$a$ a;a G*".!:! /&:!%%.%&.:/& Co"trola$or $e a;a :/*& *-& N4 'alero 0e$#$or

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59$61900 1).1%5,))

1

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1

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1

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1

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3.))),))

1

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1

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RECIO TOTAL

42$63900



Página 27 de 30

BARRA DOBLE TIO CON
E!'!.:&E>?& Protecc#" Pr# "c#al 1

1).395,))

1

5.91),))

1

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15.))),))

1

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1

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1

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1

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1


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1

1).1%5,))

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1

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16.61+,))

1

16.61+,))

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1

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1

3.))),))

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1

RECIO TOTAL 4elD fu"c#o"e $e rotecc#" 51/5)& 51N/5)N&%5

G*".!:! /&:!%%.%&.:/& Protecc#" $e arra tra"fere"c#a :/*.!/!.%* = Co"trol a$or $e a;a !%%&.*'!.:& 'alero

B*+,* -! T/*.!/!.%* = !%%&.*'!.:&

C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@)


G*".!:! P rotec c #" $ e  ar ra  u "# $a $  a; a /&:!%%.C&.:/& Co"trola$or $e a;a L,.!*

B*+,* -! T/ *. &/ '*-&/

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42$63900

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1

16.61+,))

1

16.61+,))

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1

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1

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RECIO TOTAL

3.))),))

30$31400

BARRA DOBLE CON B A TIO CON
E!'!.:&E>?& Protecc#" Pr# "c#al 1

1).395,))

1

5.91),))

1

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15.))),))

1

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1

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1

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1

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1

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G*".!:! Protecc#" $e arra tra"fere"c#a /&:!%%.%&.:/& Co"trol a$or $e a;a B= * 'alero

1).1%5,))

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1

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1

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1

RECIO TOTAL 4elD fu"c#o"e $e rotecc#" 51/5)& 51N/5)N&%5

B*+,* -! B= *

C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@)



B*+,* -! T/*.&/ '*-&/

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42$63900

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1

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1

16.61+,))

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1

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1

RECIO TOTAL

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3.))),))

30$31400



Página 28 de 30

E!'!.:&E>?& Protecc#" Pr# "c#al 1

1).395,))

1

5.91),))

1

5.91),))


15.))),))

1

15.))),))

1 6.6 1+ ,) )

1

1 6.6 1+ ,) )

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1

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'alero

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1

3.))),))

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1


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59$61900 1).1%5,))

1

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1

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1

16.61+,))

Protecc#" 'ra"fere"c#a

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1

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1

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1

RECIO TOTAL Protecc#" $e arra tra"fere"c#a G*".!:! /&:!%%.%&.:/& Co"trola$or $e a;a :/*.!/!.%* 'alero

B*+,* -! :/*.!/!.%*

C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@)



B*+,* -! T/*.&/'*-&/

%.%)),))

42$63900

+.%)),))

1

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16.61+,))

1

16.61+,))

6.5)),))

1

6.5)),))

3.))),))

1

3.))),))

RECIO TOTAL

30$31400

INTERRUTOR  MEDIO TIO CON
E!'!.:&E>?& Protecc#" Pr# "c#al 1

1).395,))

1

5.91),))

1

5.91),))


15.))),))

1

15.))),))

1 6.6 1+ ,) )

1

1 6.6 1+ ,) )

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1

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3.))),))

1

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1


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59$61900 1).1%5,))

1

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1

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1

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1

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1

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1

RECIO TOTAL

G*".!:! %&/:! %!.:/*

C&/:! C!.:/*

C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@)



B*+,* -! T/*.&/'*-&/

%.%)),))

42$63900

4elD:fu"c#o"e $e rotecc#"*9/%5/5)BF

+.5)),))

1

Co"trola$or

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1

'alero

3.))),))

1

RECIO TOTAL

+.5)),)) 6.5)),)) 3.))),))

14$00000



Página 29 de 30

ANILLO TIO CON
E!'!.:&E>?& Protecc#" Pr#"c# al 1

C*.:-*- <*&/ T&:* (U@) C*.:-*- <*&/ T&:* (U@)

1).395,))

1

1).395,))


5.91),))

1

5.91),))


15.))),))

1

15.))),))

1 6.6 1+ ,) )

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1

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1

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1

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RECIO TOTAL Protecc#" $#f. 'rafo

76$23300 1).1%5,))

1

Protecc#o"e $e real$o trafo

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1

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Protecc#" $e arra u"#$a$ a;a

16.61+,))

1

16.61+,))

6.5)),))

1

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1

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1

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G*".!:! /&:!%%.%&.:/& Co"trola$or $e a;a :/*& *-& N4 'alero 0e$#$or

RECIO TOTAL

3.2

B*+,* -! T/*.&/'*-&/

1).1%5,))

42$63900

Unidades Constructivas de Subestaciones de Nivel 3

3.2.1 Sistemas de protección y control Nivel Secundario de Bahía En consonancia con lo propuesto en el numeral 3.5.2, a continuación se describen las consideraciones hechas para la valoración y se presentan las tablas de cálculo. •

•

•

•

Para las protecciones de líneas de este nivel se ha considerado que contarán únicamente con la protección principal. . Otras funciones adicionales como 50BF, y supervisión de bobina de disparo también se han considerado de manera externa. Las funciones de protección para la protección del transformador, se han considerado en este nivel. La siguientes tablas presentan la valoración de los equipos de control y protección para las configuraciones de barra sencilla, barra doble y barra principal y transferencia, con precios actuales del mercado. Los valores están dados en Dólares Americanos.


Anexo 2 EQUIPOS DE CONTROL, PROTECCIÓN Y COMUNICACIONES.pdf

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