Anexo 5 Especificaciones Tecnicas

CONTRATACION DIRECTA No. 50036997. Anexo 5. Especificaciones Técnicas. PLIEGOS DEFINITIVOS Página 1 de 24

ECOPETROL S.A.

CONTRATO DE CONEXIÓN

OBJETO: EL OBJETO DEL PRESENTE CONTRATO ES EL SERVICIO DE CONEXIÓN PARA LA GERENCIA REGIONAL MAGDALENA MEDIO AL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN REGIONAL O DISTRIBUCIÓN LOCAL QUE INCLUYE LA DISPOSICIÓN, DE ACTIVOS DE CONEXIÓN, SU REPOSICIÓN, ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DURANTE LA VIGENCIA 2013-2031.

ANEXO 5

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS


TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETO .................................................................................................................................... 3

1.1. GENERALIDADES................................................................................................................... 3

2. ALCANCE ................................................................................................................................. 3

2.1. CRONOGRAMA DE LOS TRABAJOS ........................................................................................... 4 2.2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LOS AC ....................................................................................... 5 2.3. TRÁMITES ............................................................................................................................ 5 2.4. OTRAS OBLIGACIONES DE EL OR: ........................................................................................... 5 2.5. PROGRAMA DE SALUD OCUPACIONAL ...................................................................................... 7

3. FASES DEL PROYECTO .......................................................................................................... 7

4. REQUISITOS MÍNIMOS DE LOS AC ......................................................................................... 8

4.1. NORMAS Y ASPECTOS LEGALES APLICABLES ............................................................................ 8 4.2. CAPACIDAD MÍNIMA INSTALADA .............................................................................................. 8 4.3. MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................................................................................... 8 4.4. ASPECTOS MÍNIMOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO DE LOS AC ................................................... 9 4.4.1. PARA LÍNEAS AÉREAS 115 KV ............................................................................................ 9 4.4.2. PARA SUBESTACIONES 115/34.5 KV ..................................................................................10 4.4.3. PARA PÓRTICOS 34.5 KV ..................................................................................................11

5. REQUISITOS MÍNIMOS ESPECÍFICOS AC CASABE ..............................................................11

5.1. UBICACIÓN ..........................................................................................................................11 5.2. CARGAS: ............................................................................................................................11 5.3. LÍNEA ELÉCTRICA 115 KV .....................................................................................................12 5.4. LÍNEA ELÉCTRICA 34.5KV .....................................................................................................13 5.5. SUBESTACIÓN 40-50 MVA ...................................................................................................14

6. DEFINICIÓN DE LOS AC YARIGUÍ-CANTAGALLO............ .....................................................15

6.1. OBRAS REQUERIDAS EN LA SUBESTACIÓN WILCHES: ...............................................................15 6.2. LÍNEA ELÉCTRICA WILCHES HASTA SUBESTACIÓN 115 KV ISLA 6: ..............................................16 6.3. OBRAS REQUERIDAS EN ISLA 6 EN YARIGUÍ .............................................................................16

7. REQUISITOS MÍNIMOS ESPECÍFICOS AC LLANITO .............................................................19

7.1. UBICACIÓN ..........................................................................................................................19 7.2. CARGAS: ............................................................................................................................19 7.3. LÍNEA ELÉCTRICA DE MEDIA TENSIÓN ......................................................................................19 7.4. PÓRTICOS DE SECCIONAMIENTO ............................................................................................20 7.5. CAPACIDAD MÍNIMA A INSTALAR ............................................................................................20

8. OTROS ASPECTOS DEL ALCANCE DE LA FASE 1. .............................................................21

8.1. INGENIERÍA DETALLADA ........................................................................................................21 8.1.1. DISEÑOS CIVILES .............................................................................................................21 8.1.2. DISEÑOS ELÉCTRICOS ......................................................................................................21 8.1.3. PLAN DE PUESTA EN SERVICIO ...........................................................................................22 8.2. CRONOGRAMA DE LOS TRABAJOS ..........................................................................................23 8.3. RESPONSABILIDADES EN SEGURIDAD INDUSTRIAL ...................................................................23

9. DISPONIBILIDAD DE LA CONEXIÓN ..................... .................................................................23

9.1. CONSIDERACIONES DE LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO .........................................................23 9.1.1. INFORMES .......................................................................................................................24


1. Objeto El objeto del presente proceso de selección, PS, es “SERVICIO DE CONEXIÓN PARA LA GERENCIA REGIONAL MAGDALENA MEDIO AL SISTEMA ELÉCTRICO DE TRANSMISIÓN REGIONAL O DISTRIBUCIÓN LOCAL QUE INCLUYE LA DISPOSICIÓN, DE ACTIVOS DE CONEXIÓN, SU REPOSICIÓN, ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DURANTE LA VIGENCIA 2013-2031”

1.1. Generalidades Los Activos de Conexión, de ahora en adelante “AC”, serán adquiridos, construidos, instalados, operados y mantenidos por El Operador de Red, en adelante OR. El OR asumirá los costos de la totalidad del proyecto para el desarrollo de las fases 1 y 2 como son los aspectos de compras, montaje, operacionales, financieros, de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo y operación para la debida prestación del servicio. En este caso se establecerán los cargos a que hubiere lugar y el cronograma de ejecución del proyecto mediante un contrato de conexión. Los plazos de los contratos de Conexión para Yariguí, Casabe y Llanito serán de 15 años, 14 años y 8 años, respectivamente. EL OR debe cumplir con lo establecido en estas especificaciones y será el único responsable por la realización y el cumplimiento de todas las actividades a desarrollar y el suministro de todos los equipos con la capacidad necesaria, el personal técnico calificado de origen nacional o internacional, los diferentes materiales, accesorios, suministros, software, servicios y/o medios de transporte de carga especializados que sean requeridos para el adecuado desarrollo de todas las actividades, el buen funcionamiento y desempeño de los AC, en cada una de las fases comprendidas en el proyecto, así: Fase 1: ingeniería, construcción, montaje, pruebas, puesta en servicio experimental y puesta en servicio definitiva de los activos dispuestos para la conexión, de propiedad del OR; y Fase 2: Operación y mantenimiento. El OR será el responsable de que los AC satisfagan los requisitos técnicos establecidos en este documento, en la minuta del contrato, en todos los DPS, y en las diferentes disposiciones legales o ambientales vigentes, así como en la reglamentación de Seguridad Industrial Colombiana. Todos los costos de los servicios, actividades, equipos y demás elementos requeridos para el correcto funcionamiento de los AC durante el plazo de ejecución del contrato en sus diversas fases, esté o no desglosado o enunciado en este anexo o en los restantes documentos del proceso de selección, estarán incluidos en el precio ofrecido por El OR al ofertar y aceptado por ECOPETROL en desarrollo de la contratación directa que dio lugar al contrato.

2. Alcance El alcance de estas especificaciones se limita a la definición de las características técnicas que deberán cumplir los AC a ser construidos para los campos Casabe, Yariguí y Llanito de la Gerencia Regional Magdalena Medio –GRM- de ECOPETROL S.A, como se describe en los capítulos 5, 6 y 7.


La construcción, operación y mantenimiento de los AC estará a cargo de El OR, quien asumirá la totalidad de los costos de, entre otros, los siguientes aspectos: adquisición de predios, servidumbres o tierras, adecuaciones locativas de los sitios, montaje, puesta en servicio, costos de operación, costos financieros y de mantenimiento para la prestación del servicio de transporte y transformación de energía eléctrica por medio de AC, de acuerdo con las necesidades y requerimientos de ECOPETROL establecidos en estas especificaciones técnicas. Es responsabilidad de El OR elaborar el Plan de Manejo Ambiental (PMA). Todos los trabajos se deben adelantar dando estricto cumplimiento al Plan de Manejo Ambiental (PMA) diseñado por el OR para estas labores, incluyendo la Gestión Social. El OR deberá tramitar y obtener los permisos que requiera para adelantar las actividades, tales como permisos ante el Ministerio de Transporte, Ministerio de Medio Ambiente, Corporación Autónoma de Santander, Cormagdalena, Unidad de Planeación Minero Energética, entre otros. Además debe responder por los permisos de paso, pago de indemnizaciones y reparación por daños a vivienda o infraestructura que se originen con ocasión de la ejecución del contrato. Todos los costos de los servicios, actividades, equipos, infraestructura de distribución y transmisión de energía y demás elementos requeridos para el correcto funcionamiento del servicio contratado durante el plazo de ejecución del contrato en sus diversas fases, esté o no desglosado o enunciado en este anexo o en los restantes DPS, estará incluido en el precio ofrecido por el OR al ofertar y aceptado por ECOPETROL en desarrollo de la contratación directa que dio lugar al contrato. El trabajo bajo responsabilidad del OR incluye todas las pruebas para la puesta en servicio de todos los equipos, incluyendo, personal técnico calificado, estudios, equipos y los materiales que están definidos en detalle en estas especificaciones.

2.1. Cronograma de los trabajos El OR elaborará y presentará a ECOPETROL dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la firma del acta de inicio, el Plan Detallado de los Trabajos (PDT) que involucre los hitos y principales actividades con las fechas críticas para el desarrollo del proyecto. Este cronograma debe contener y estimar las desviaciones que se puedan presentar durante la Fase 1 del contrato.


2.2. Ubicación geográfica de los AC

Figura 1. Ubicación geográfica AC.

2.3. Trámites Estarán a cargo del OR los trámites de documentos relacionados con pagos de impuestos, pagos a entidades ambientales, gubernamentales y en general los que se requieran para el montaje en sus diferentes fases tanto de diseño como de operación y las adicionales que disponga el Gobierno Nacional.

2.4. Otras obligaciones de El OR: De acuerdo con las diferentes áreas geográficas del proyecto de la Gerencia, a saber: Casabe, Yariguí y Llanito se deberán conformar sendos equipos de proyectos. Dentro de las actividades a realizar para los proyectos se deben considerar, entre otras: 1) Realizar todas las actividades requeridas para la elaboración de la ingeniería,

construcción, pruebas y puesta en servicio definitiva de los AC.

2) Cumplir las resoluciones ambientales vigentes:

• RESOLUCIÓN 909 DE 2008 -Por la cual se establecen las normas y estándares de emisión admisibles de contaminantes a la atmósfera por fuentes fijas;


• RESOLUCIÓN 1309 DE 2010 – Por la cual se modifica la Resolución 909 del 5 de junio de 2008-Normas y Estándares de Emisión Admisibles de Contaminantes a la Atmósfera por Fuentes Fijas.

• RESOLUCIÓN 0627 DEL 7 DE ABRIL DE 2006 -Por la cual se establece la norma nacional de emisión de ruido y ruido ambiental.

3) Elaboración del estudio de impacto ambiental o Plan de Manejo según sea el caso, e implementación de las recomendaciones al diseño y construcción de los AC.

4) Adquirir los medios adicionales (suministro de agua, vías, energía eléctrica, etc.), que se requieran para todas y cada una de las fases del proyecto.

5) Proveer alimentación y transporte para el personal que intervenga en cada una de las fases del proyecto.

6) Pagar como mínimo los salarios y prestaciones sociales legales vigentes de acuerdo con los cargos establecidos para el desarrollo de las actividades.

7) Aplicar los procedimientos para valoración y control de los riesgos, así como los procedimientos para expedición de permisos de trabajo.

8) Desarrollar los estudios técnicos de cortocircuito, de estabilidad transitoria, coordinación de protecciones y simulación de flujo de carga y todos aquellos que se requieran para asegurar la confiabilidad operacional de los AC

9) Certificaciones: El OR deberá obtener la certificación RETIE de los AC como requisito para la celebración del acta de finalización de la Fase 1.

10) Recolectar y levantar toda la información requerida y llevar a cabo todas las investigaciones necesarias para que el diseño cumpla con todos los requerimientos especificados. Esto comprende aspectos técnicos y propios del desempeño de los AC. El diseño deberá cumplir los requisitos del gobierno nacional, de las municipalidades o de cualquier otra autoridad colombiana, tal como lo establece la legislación y las regulaciones para este tipo de proyectos. Lo anterior será válido para el desarrollo del proyecto en todas sus fases.

11) Implementar, desarrollar y asegurar una estrategia de gestión de proyectos, aseguramiento operacional y manejo del cambio en cada una de las fases del proyecto.

12) Contar con todos los permisos requeridos, y conocer las consideraciones de seguridad y capacidad de la infraestructura vial y de los puentes, para determinar los equipos de transporte idóneos y los refuerzos estructurales que sean requeridos, para el transporte de los materiales y equipos que conforman los AC.

13) Preparar el sitio donde se ubicarán los materiales y equipos que conforman los AC y los necesarios para su montaje y puesta en servicio que incluye como mínimo: efectuar los estudios de suelos, las excavaciones, compactaciones, rellenos, construcción de vías de acceso, obras civiles complementarias (como muros de contención). Ecopetrol no se hace responsable de la calidad del terreno ni por las adecuaciones que el OR tenga que hacer para la instalación de la infraestructura o para asegurar la operación o integridad de sus equipos durante el desarrollo del contrato, por lo tanto estas adecuaciones que son criterio del OR tienen que ir incluidas en el valor de la oferta y ser desarrolladas en la fase 1.


14) Consultar a entidades como el IDEAM o IMAT con el fin de determinar o conocer condiciones ambientales como temperatura, altitud, comportamiento de las lluvias, comportamiento de los vientos, nivel freático, humedad relativa y cotas máximas de inundación de los sitios donde se van a instalar los AC.

15) Se anota que dentro de la logística a considerar en el proyecto, se debe tener en cuenta la elección de áreas para el acopio de materiales, campamentos y bodegas, entre otros, durante la construcción de facilidades y montaje, así como la adecuada disposición de todos los efluentes, desperdicios sólidos, material de excavación, entre otros, cumpliendo con todas las disposiciones legales existentes en Colombia

16) Implementar, desarrollar y asegurar una estrategia de operación y mantenimiento centrada en la confiabilidad y gestión integral del activo.

2.5. Programa de Salud ocupacional

El OR deberá efectuar, bajo su responsabilidad un Programa de Salud Ocupacional para la normal ejecución de los trabajos. Este programa comprenderá, entre otros:

� Panorama de riesgos inherentes a las actividades a desarrollar para la construcción de

cada AC

� Plan de de mitigación de riesgos

� Plan de atención de emergencias

� Plan de prevención de accidentes

� Evaluación médica de empleados

� Higiene en las zonas de trabajo.

� Procedimiento de investigación de incidentes y accidentes

� Programa de entrenamiento y divulgación de normas

a) Contingencias : Todo el personal relacionado con las etapas de montaje, pruebas y puesta en servicio, así como de la operación, deberá tener conocimiento sobre como interrumpir el suministro eléctrico y como auxiliar a víctimas de descarga eléctrica.

b) Manejo de cargas : Los equipos de hasta 40 kg deberán ser usados e instalados por lo menos por 2 operarios; cualquier otro aparato más pesado deberá ser manipulado con poleas y/o grúas.

3. Fases del Proyecto Los AC deben cumplir las siguientes fases: a) FASE 1: Ingeniería, adquisición, construcción, montaje, pruebas, puesta en operación

experimental y puesta en servicio definitiva del AC, la cual debe aprobarse mediante acta de común acuerdo Ecopetrol-OR en que conste el cumplimiento de las condiciones técnicas mediante la Certificación RETIE de la Instalación y los soportes de las pruebas de aceptación de los diferentes equipos que componen el AC. La fecha de celebración


de la mencionada acta será la fecha de terminación de la Fase 1. En la oferta el proponente debe indicar el plazo de esta fase, soportado en un diagrama de Gantt. Los subcontratistas que se definan para el desarrollo de los trabajos deberán ser de reconocida experiencia a nivel nacional y su personal deberá tener buena experiencia en los roles y responsabilidades asignados.

ECOPETROL se reserva el derecho de autorizar la conexión del AC a su sistema eléctrico, en las etapas de Pruebas y Operación Experimental, si las condiciones técnicas, de seguridad personal u operativa no cumplen los requisitos exigidos en estas especificaciones. b) FASE 2: Operación y Mantenimiento de los AC. El plazo para esta fase se inicia al

terminar la FASE 1 y hasta los plazos indicados en el numeral 1.1 Generalidades. .

4. Requisitos mínimos de los AC

4.1. Normas y aspectos legales aplicables Los equipos y los materiales instalados deberán cumplir con normas y estándares de diseño internacionalmente aceptados tales como: IEC, NEMA, lSO, ASME, ASTM, DIN, o equivalentes. En cuanto al diseño de las instalaciones eléctricas, se deberá dar estricto cumplimiento a las disposiciones consideradas en el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas- RETIE, vigente en Colombia y lo planteado en el Código Eléctrico Colombiano por la norma NTC 2050.

4.2. Capacidad Mínima Instalada

El OR debe garantizar que puede, transportar o transformar como mínimo la Capacidad requerida para cada área de consumo , según se especifica en los numerales 5 al 7 de estas especificaciones. Sin embargo, Ecopetrol solo podrá hacer uso de la capacidad nominal asignada por el OR.

4.3. Medición de energía eléctrica La medición de energía eléctrica será de tres elementos y será instalada en los puntos indicados en el diagrama esquemático de cada AC. Los medidores de energía serán de estado sólido Clase 0.2, según la norma NTC 2147 y contarán con puerto de comunicaciones. El OR deberá encargarse de la instalación de las facilidades necesarias para tener la medición de manera remota tanto en el centro de operaciones del operador de red como en los centros de operación eléctricos de cada campo. Los transformadores (CTs y PTs) de medida deben cumplir, como mínimo, con la precisión 0.2 para CTs y PTs. El contador de energía será certificado y probado por el operador de red de la zona, el cual


tendrá instalados sus sellos respectivos. El OR entregará a ECP los respectivos protocolos de prueba y calibración de los medidores. El equipo de medida será instalado en el mismo nivel de tensión del punto de conexión con el operador de red. Los equipos de medida como transformadores y contador de energía, deberán tener protocolos de prueba y calibración expedidos por una entidad certificada, los cuales deberán ser presentados a ECP antes de su instalación. Los equipos deben contar con los sellos de seguridad, El OR deberá implementar cada año una verificación de la frontera y entregara los resultados a ECP, en caso de presentar inconformidades será el OR el responsable de actualizar sus equipos.

4.4. Aspectos mínimos a considerar en el diseño de los AC El OR tendrá como referencia los unifilares presentados para los diferentes activos de conexión y con base en ellos desarrollara sus diseños, considerando en particular los lineamientos del Anexo CC2 del Código de Conexión del Código de Redes, contenido en la Resolución CREG 025 de 1994 y sus modificaciones posteriores y la conformidad con las exigencias de la última versión del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas – RETIE. Si en el desarrollo de la etapa de ingeniería se presenta cualquier desviación a lo solicitado en esta sección, esta tendrá que pasarse de forma escrita a Ecopetrol para que sea autorizada su modificación, de lo contrario no se autoriza su construcción. Todo lo referente a predios, servidumbres, negociaciones, permisos, y en general toda área que El OR requiera para el desarrollo del alcance del contrato serán adquiridos por cuenta de El OR, así como los trámites relacionados con la consecución de la licencia o permisos ambientales ante la autoridad competente. Los AC deben diseñarse de manera que se mitigue el riesgo de cortocircuitos accidentales debidos a aves, serpientes, iguanas, roedores o animales. Se deben evitar cavidades que sirvan de refugio a los animales; igualmente deben estar diseñados de manera tal que no se almacene agua en ellos, deberá tener en cuenta en la evaluación de riesgos durante la fase 1 y 2, la presencia de ruido por plantas de proceso cercanas, riesgo eléctrico por línea aéreas adyacentes y de tuberías de producción y proceso en las áreas de Ecopetrol. Dentro de los aspectos que se deben considerar en los diseños están:

4.4.1. Para Líneas aéreas 115 kV

Serán construidas en torres metálicas con la suficiente altura para el cumplimiento de las distancias de seguridad y cada una estará conectada a una malla de tierra, tendrá en sus patas barreras antiescalatorias, y debe ser pintada para la protección e integridad de la misma. En los sitios donde exista sobrevuelos o pistas aéreas el OR instalara señalización con balizas para identificar el trayecto de la línea.

Todos los apoyos, deben poseer su respectiva placa de identificación y características, con información requerida por las normas aplicables, se ubicaran avisos indicativos de "PELIGRO", inmediatamente encima del dispositivo antiescalatorio deben ser acorde con las especificaciones del RETIE y todas las advertencias de peligro deben estar en letras negras, en conformidad con la Norma ISO 3864-2:2004: “Safety colours and safety signs".


Adicionalmente, las torres instaladas deberán tener señales de identificación de las tres fases R, S y T en las torres 0 y en la torre final de línea.

En todas las torres debe existir una puesta a tierra sólida y puesta a tierra del cable de guarda, adicionalmente deben estar provistos con pernos para puesta a tierra, aptos para la fijación de cable desnudo de aluminio tipo Alumoweld. Los sistemas de puesta a tierra serán de fácil inspección y una vez terminada la instalación, debe hacer la medición de la puesta a tierra en cada uno de los apoyos y verificar que la misma no exceda el valor de 20 ohmios. En los casos en que la resistencia de puesta a tierra exceda este valor, se adicionarán contrapesos hasta lograr el valor deseado. Dentro de los aspectos a considerar en el diseño de las líneas están:

• Aspectos ambientales • Aspectos sociales • Aspectos prediales • Selección de alternativas de ruta • Estudio de cortocircuito • Estudio de coordinación de protecciones • Selección técnica de conductores • Selección del cable de guarda • Análisis y verificación de condiciones mecánicas de los cables considerados • Evaluación de resistividad del terreno • Selección del aislamiento, herrajes y puesta a tierra • Estudio y coordinación de aislamiento • Cálculo de sobretensiones y distancias de aislamiento • Selección de protecciones adicionales • Distancias a tierra, espejos de agua o cruces especiales • Análisis de la resistencia electromecánica de los aisladores • Selección de herrajes y accesorios • Definición de tipos de puesta a tierra • Cálculo de estructuras y cimentaciones • Diseño básico de las estructuras • Diseño de cimentaciones • Plantillado y optimización

4.4.2. Para Subestaciones 115/34.5 kV

• Aspectos ambientales • Aspectos sociales • Aspectos prediales • Selección de sitio • Selección técnica y económica del transformador de potencia • Selección de PTs y CTs • Diseño de sala de control • Diseño de servicios auxiliares y alumbrado • Estudio de cortocircuito • Diseño de sistemas de puesta a tierra


• Selección de protecciones • Estudio de coordinación de protecciones • Análisis y verificación de condiciones mecánicas de los cables considerados • Evaluación de resistividad del terreno • Selección del aislamiento, herrajes y puesta a tierra • Estudio y coordinación de aislamiento • Cálculo de sobretensiones y distancias de aislamiento • Selección de protecciones adicionales • Distancias a tierra • Seguridad operacional • Análisis de la resistencia electromecánica de los aisladores • Selección de herrajes y accesorios • Definición de tipos de puesta a tierra • Cálculo de estructuras y cimentaciones • Diseño de las estructuras • Diseño de cimentaciones

4.4.3. Para pórticos 34.5 kV

• Aspectos ambientales • Aspectos sociales • Aspectos prediales • Selección de sitio • Selección técnica y económica de la configuración • Selección de protecciones • Estudio de coordinación de protecciones • Definición de tipos de puesta a tierra • Cálculo de estructuras y cimentaciones • Diseño de las estructuras • Diseño de cimentaciones

5. Requisitos mínimos específicos AC Casabe

5.1. Ubicación

Esta área de Ecopetrol está ubicada en del municipio de Yondó, Antioquia, a una altitud promedio de 90 msnm, temperatura entre 25°C y 40°C, promedio 33°C.

5.2. Cargas:

Las cargas que se atenderán a través de los AC son principalmente:

• Estaciones de recolección de crudo

• Planta de Inyección de Agua

• Pozos captadores de agua

• Pozos productores de crudo.


5.3. Línea eléctrica 115 kV

Los parámetros básicos de cada una de las líneas (Línea doble circuito) son:

Comprende la construcción de una línea eléctrica de 115 kV en doble circuito desde la barra de 115 kV de la Electrificadora de Santander S.A. ESSA en Termobarranca hasta la Estación Cóndor del campo Casabe, incluyendo las bahías para maniobra y protección respectivas, y de medida en Termobarranca; así como un espacio de reserva para salida de 115 kV en la Estación Cóndor.

Los componentes de esta línea serán, entre otros:

• Bahía de línea de salida 115 kV en la SE Termobarranca • Frontera de medida 115 kV • Cruce del rio Magdalena a 115 kV • Bahía de línea de llegada 115 kV y un espacio de reserva para la segunda línea en

la SE Condor. • Servidumbres • Vías de Acceso

ACTIVO DE CONEXIÓNNIVEL DE

TENSIÓN

[kV]

LONGITUD

APROX

[km]

CAPACIDAD DE

TRANSPORTE

[MVA]

TIPO

CONSTRUCCIÓN

ANCHO DE

SERVIDUMBRE

[m]

CRUCE DE RIOS

LINEA T/CA-CASABE 115 9 60 AEREA 20 RIO MAGDALENA

PROTECCIONES

CABLE GUARDA


Figura 2. Necesidad AC Casabe.

5.4. Línea eléctrica 34.5kV El alcance incluye la adecuación de los circuitos 34.5 kV que llegan actualmente a la estación Cóndor de tal forma que queden entrando a la nueva subestación 115 kV a través de un pórtico exterior para hacer la transición de redes aéreas a subterráneas. Las líneas continuas de color rojo corresponde con redes de 34.5 kV que deben adecuarse para llevarlas a un pórtico exterior de la nueva subestación a donde llegarán las acometidas subterráneas (a trazos en rojo) de los siete (7) interruptores que alimentarán las líneas existentes. Los interruptores serán aislados en SF6 y en total se deben instalar ocho (8), es decir, queda uno (1) como reserva. Adicionalmente, debe dejarse disponibilidad de espacio para dos (2) interruptores más. Las acometidas subterráneas se deben diseñar para que cada una pueda transportar 20 MVA. Se debe incluir el desmonte de los tramos de línea que se eliminan. Todos los alimentadores de 34.5 kV tendrán equipo de medición de energía y calidad de energía, integrados en un solo equipo. Los seccionadores deben cumplir con la última edición de las normas IEC aplicables a seccionadores, cuchillas de tierra, aisladores tipo poste, maniobras de corriente en seccionadores para transferencia de barras y maniobras de corrientes inducidas en cuchillas de tierra. IEC 62271-102. “Alternating Current Disconnectors (isolators) and Earthing Switches”.

Estación Cóndor


5.5. Subestación 40-50 MVA

Los componentes de esta subestación serán, entre otros:

• Una (1) bahía de transformación 115 kV y un espacio para una Bahía futura. • Un (1) transformador trifásico de 40-50 MVA 115/34.5 kV con tensión auto-regulable

y cambia tap bajo carga con mínimo 19 pasos • Un (1) switchgear barra sencilla aislado en SF6 con 9 interruptores (siete (7)

alimentadores de 34.5kV, uno (1) del transformador y uno (1) de reserva para alimentador)

• Pórtico exterior de salida y llegada de líneas eléctricas de 34.5 kV. • Acometidas en cable XLPE – 20 MVA,para cada uno de los 7 circuitos de 34.5 kV al

pórtico exterior. • Edificio para sistema de control y switchgear de 34,5 kV y servicios auxiliares • Vías de Acceso, Circulación y Encerramiento Perimetral • Automatización de la subestación, permitiendo supervisión desde el Centro Integrado

de Operaciones de Casabe. • Frontera de medida • Apantallamiento e iluminación • Sistema de servicios auxiliares

Debe contar con un sistema de respaldo de energía por medio de baterías para control de las actividades criticas como control de los reles, operación de interruptores y sistemas de comunicaciones.

Todas las bahías deberán tener asociadas como medio de protección relés digitales que tengan las siguientes facilidades: Guardar el historial de fallas o eventos, facilidad para la actualización de la hora, configuración de protecciones, guardar oscilogramas de fallas, todos estos eventos se deberán bajar y almacenar en servidor de tal manera que puedan ser consultados cuando se requiera. Los interruptores deben cumplir con la última edición de las normas IEC aplicables a interruptores de potencia y gas SF6, en particular la norma IEC-60227-100, “High-voltage Alternating Current Circuit-Breakers”, tripolares con mecanismo a motor y resorte, deben ser aptos para trabajar en las condiciones del sitio de instalación.

Los trabajos de obra civil comprende, entre otras, las siguientes actividades: Diseño detallado de la interconexión a 115 kV en la subestación Termobarranca, incluye estudios de suelos y levantamiento topográfico del trazado de la línea, localización y replanteo de las obras propuestas, trámite de permisos y despeje de zonas aledañas para el montaje de la línea, obra civil para las cimentaciones de los apoyos, montaje y vestida de todos los apoyos para los dos circuitos, tendido y tensionado de conductores y de apantallamiento de la línea.


6. Definición de los AC Yariguí-Cantagallo

Los activos de conexión se distribuirán en tres activos principales: subestación puerto Wilches, línea eléctrica que conectara la subestación Puerto Wilches – con la subestación Isla 6 y subestación isla 6.

Figura 3 Posible ubicación de la subestación isla 6 115 kV.

6.1. Obras requeridas en la subestación Wilches:

Las obras que corresponden a esta sección son las que se ejecutarán en la subestación 115/34.5 kV de puerto Wilchesy que corresponden a: ampliación de la barra de 115 kV existente, un Modulo de salida de línea 115 kV tipo exterior compuesto por seccionador, interruptor, seccionador, frontera de energía que cumpla el código de medida con contador de energía de backup, conexiones eléctricas desde la salida de 115 kV de la subestación a la torre cero de la línea aérea.

A nivel de 34.5 kV se contemplaran dos interruptores en SF6 y acometidas subterráneas con seccionador de patio, las conexiones eléctricas entre una de las salidas de 34.5 kV y la torre 0.


6.2. Línea eléctrica Wilches hasta subestación 115 kV Isla 6:

Es responsabilidad del OR el diseño, tramite de permisos y autorizaciones, montaje, servidumbres y puesta en marcha de una línea eléctrica doble circuito que conectara la subestación Puerto Wilches y la subestación isla 6, involucrando la gestión de predios y gestión ambiental, Ecopetrol le entregara en la fase 1 una ingeniería básica de la línea, para que la modifique o en su defecto la realice en su totalidad con sus criterios, teniendo el precedente que ECOPETROL no se hace responsable de ninguna información de este diseño, pues el OR lo deberá hacer de acuerdo a sus criterios, pero teniendo prelación los requerimientos técnicos como nivel de tensión, ancho de servidumbre, tipo de conductor, datos que son resumidos en la siguiente tabla:

Los trabajos de obra civil comprende, entre otras, las siguientes actividades: Diseño detallado de la interconexión a 115 kV de las subestaciones Puerto Wilches e Isla 6, incluye estudios de suelos y levantamiento topográfico de la traza de la línea, localización y replanteo de las obras propuestas, trámite de permisos y despeje de zonas aledañas para el montaje de la línea, obra civil para las cimentaciones de los apoyos, montaje y vestida de todos los apoyos para los dos circuitos, tendido y tensionado de conductores y de apantallamiento de la línea entre todos los apoyos y pórticos de recibo en las subestaciones Puerto Wilches – Isla 6.

6.3. Obras requeridas en isla 6 en Yariguí Consiste en el diseño, montaje y construcción de una subestación de 25 MVA 115/34.5 kV, para ello el OR adquirirá un lote, el cual deberá acondicionar a los requerimientos técnicos que él requiera, siendo su responsabilidad la adquisición de toda la información necesaria del suelo para la realización de la ingeniería a su cargo, deberá incluir los rellenos para construcción de la plataforma, teniendo en cuenta los niveles máximos de inundación de la zona, esta información la levantara de las instituciones como el IDEAM o en la alcaldía de Pto Wilches, de tal forma que su obra civil se encuentre por encima de la máxima cota de inundación registrada, accesos, encerramientos, barreras, señalización y a su vez tendrá la responsabilidad de realizar las obras de cimentación que garanticen la estabilidad de los equipos e instalaciones durante toda la vida del proyecto, para ello es su responsabilidad realizar los estudios de suelos correspondientes, la plataforma deberá considerar la bahías futuras, La malla de tierra se debe construir en toda el área ocupada por las bahías, con las colas para realizar las respectivas conexiones a los equipos y demás elementos metálicos de la subestación y se debe interconectar con la malla existente de la subestación de la PIA, la infraestructura que instale deberá limitar e impedir el acceso a personal no autorizado por medio de muros, mallas o barreras, instalando bloqueos con cerraduras. La subestación mínimamente se encontrara conformada por: Una bahía tipo exterior de llegada de línea (seccionador, interruptor, seccionador) incluyendo la conexión de la línea 115 kV entre la torre final con la bahía de la nueva subestación y una frontera de energía, un espacio para bahía de 115 kV este espacio deberá quedar con los rellenos pertinentes, una bahía exterior de alimentación de transformador (seccionador, interruptor, seccionador), un

ACTIVO DE CONEXIÓN CIRCUITO NIVEL DE TENSIÓN LONGITUD APROX. (KM) ANCHO DE SERVIDUMBRE (M)

Circuito 1 115 kV 9

Circuito 2 34.5KV 9

Nota: La línea de 34.5kV debe tener aislamiento para 115kV

Línea doble circuito 115kV y 34.5kV 20


espacio para bahía de transformador de 115 kV, este espacio deberá quedar con los rellenos pertinentes.

El OR deberá implementar las protecciones necesarias y de apantallamiento para la protección de los equipos, debido a que esta zona tiene altos niveles de impacto de rayos, por lo que deberá tener las protecciones contra descarga y puestas a tierra suficientes para evitar el daño de las personas o equipos a causa de estos.

Todas las bahías deberán tener asociadas como medio de protección relés digitales que tengan las siguientes facilidades: Guardar el historial de fallas o eventos, facilidad para la actualización de la hora, configuración de protecciones, guardar oscilogramas de fallas, todos estos eventos se deberán bajar y almacenar en servidor de tal manera que puedan ser consultados cuando se requiera. . Los interruptores deben cumplir con la última edición de las normas IEC aplicables a interruptores de potencia y gas SF6, en particular la norma IEC-60227-100, “High-voltage Alternating Current Circuit-Breakers”, tripolares con mecanismo a motor y resorte, deben ser aptos para trabajar en las condiciones del sitio de instalación.

Los seccionadores deben cumplir con la última edición de las normas IEC aplicables a seccionadores, cuchillas de tierra, aisladores tipo poste, maniobras de corriente en seccionadores para transferencia de barras y maniobras de corrientes inducidas en cuchillas de tierra. IEC 62271-102. “Alternating Current Disconnectors (isolators) and Earthing Switches”. Debe tener un transformador nuevo trifásico de potencia de 25 MVA tipo exterior, con tensión auto-regulable (OLTC) y cambia tap bajo carga en el lado de alta con 18 pasos.

Instalara una frontera que cumpla el código de medida, con contador de energía de backup, en la salida del transformador de 25 MVA que registre la energía que se entregue, se deben instalar dos (2) módulos de salida de 34.5 kV tipo interior y un espacio para reserva en 34.5 kV. Se deberá construir la conexión en cable XLPE entre cada interruptor de salida de 34.5 kV de la nueva subestación isla 6 con cada interruptor de llegada que tiene ECP en el cuarto de la Planta de Inyección (PIA), por lo tanto son dos acometidas eléctricas y cada una tendrá la capacidad de transportar 25 MVA.

Con respecto al circuito de 34.5 kV que viene del lado de 34.5 kV de la subestación Puerto Wilches, El OR instalara en la subestación isla 6 un seccionador de patio, donde conectara la llegada de la torre final de la línea doble circuito y de este saldrá una acometida eléctrica hasta un interruptor en la barra de 34.5 kV de la nueva subestación Isla 6, la capacidad de esta acometida será de 12 MVA.

El calibre del conductor XLPE de las dos acometidas que van hacia las instalaciones de ECP, debe ser calculado por el OR para el despacho de la respectiva potencia, y es el responsable de su construcción, estas deberán ser realizadas en banco de ducto soterrado entre la subestación de su propiedad y la subestación de la PIA, con tubería conduit IMC, y las facilidades como bandejas protacable, conduletas, cajas de paso y accesorio requeridos para llevar las acometidas eléctricas hasta los interruptores de propiedad de ECP y realizar la conexión, en los sitios donde tenga que demoler por interferencias o romper pavimento, anden, muros, sardineles, paso de vías o cualquier otra adecuación física, como excavaciones cajas de paso, será el OR el encargado de realizar las adecuaciones civiles


mejor o tal como estaban inicialmente, el OR conectara la tierra de la subestación isla 6 con la tierra presente en la subestación de la PIA.

Deberá construir un edificio en la subestación para cuarto de control, en el interior de este edificio debe estar separado el área de potencia con el área de control y operación, contando con un sistema de aire acondicionado para la protección de los equipos, sistema de detección de incendios, sistema de hidráulico, esta subestación debe ser automatizada de forma que permita realizar operaciones remotas con el fin de agilizar el restablecimiento ante desconexiones ocasionadas por falla, construcción de sistemas de puesta a tierra, e iluminación, sistema de servicios auxiliares y sistemas ininterrumpidos de corriente continua y alterna para lo cual instalara un generador diésel para dar soporte a los sistema críticos, para control de las actividades criticas como relés, operación de interruptores y sistemas de comunicaciones.

Todas las bahías deberán tener asociadas como medio de protección relés digitales que tengan las siguientes facilidades: Guardar el historial de fallas o eventos, facilidad para la actualización de la hora, configuración de protecciones, guardar oscilogramas de fallas, todos estos eventos se deberán bajar y almacenar en servidor de tal manera que puedan ser consultados cuando se requiera.

El OR será responsable de la consecución del certificado exigido por el RETIE, y con él se permitirá la conexión de la instalación al sistema eléctrico de ECP.

La vigilancia de sus instalaciones y la operación de sus equipos son por cuenta del OR, durante todo el periodo del contrato.

Los equipos que el OR instale deben tener las señales de peligro correspondientes, adicionalmente debe contar con placas de información donde describa la información técnica y de nomenclatura relevante en los equipos.

En la subestación deberá adelantar un estudio de riesgo eléctrico, , donde identifique las actividades rutinarias y críticas, donde permita seleccionar los Elementos de Protección Personal como trajes antiarco, guantes, herramientas entre otros, este estudio lo utilizara como apoyo para desarrollar, la elaboración de procedimientos de operación y de mantenimiento eléctrico que tenga que desarrollar.

El OR desarrollara un estudio de contraincendios, que se implemente en el montaje orientado a la protección de las personas y equipos.

Para garantizar la fluidez de las comunicaciones entre operaciones y el operador de la subestación de 115/34.5 kV, el OR deberá contar con un medio de comunicaciónadecuado. En los puntos donde se solicite frontera, los medidores multifuncionales deben tomar sus señales de los transformadores de medida de la bahía, para medición al menos de los siguientes parámetros eléctricos: tensión, corriente, potencia activa, potencia reactiva, factor de potencia, frecuencia, contador de energía activa y reactiva (el equipo de frontera deberá ser calibrado cada año para el aseguramiento de la información). Debe contar con emisor de impulsos o un sistema de registro. Deben tener precisión 0.2s, según IEC, resolución de los valores almacenados de 10 kWh, y específicamente, cumplir todos los requisitos técnicos exigidos por la resolución CREG 025 de 1995, especialmente lo referente al código de medida y el anexo CM-1. Deben contar con un puerto de comunicaciones y estar integrados


al concentrador inteligente para gestión de ingeniería, de manera que permita enviar diariamente los valores horarios de energía. Los equipos electrónicos que se instalen deberán cumplir con el protocolo de comunicación IEC-61850.

7. Requisitos mínimos específicos AC Llanito

7.1. Ubicación

Esta área de Ecopetrol está ubicada en del municipio de Barrancabermeja, Santander, a una altitud promedio de 150 msnm, temperatura entre 25°C y 40°C, promedio 33°C.

7.2. Cargas:

Las cargas que se atenderán a través de los AC son principalmente:

• Estaciones de recolección de crudo

• Planta de Inyección de Agua Llanito

• Pozos captadores de agua

• Pozos productores de crudo.

7.3. Línea eléctrica de media tensión

Comprende la construcción de una línea eléctrica a nivel de 34.5 kV desde el área Cardales hasta Astilleros y su interconexión con algunos ramales actuales de la línea 4. El propósito es construir un sistema en malla que mejore los indicadores de mantenibilidad y disponibilidad.

La línea serán construidas bajo las siguientes características mínimas.

ACTIVO DE CONEXIÓN LÍNEA LLANITO

NIVEL DE TENSIÓN (kV) 34,5

LONGITUD APROX (km) 15

CAPACIDAD DE TRANSPORTE MÍNIMO (MVA) 10

TIPO CONSTRUCCIÓN AÉREA

ESTRUCTURAS TIPO H

CONDUCTOR MÍNIMO 4/0 ACSR

ANCHO DE SERVIDUMBRE (m) 10

CRUCE DE RÍOS N/A

CABLE GUARDA

DPS 100%PROTECCIONES


Figura 5. Necesidad AC Llanito.

7.4. Pórticos de seccionamiento

Los pórticos serán construidos con postes de concreto mínimo de 14m x750kg. Los reconectadores serán de marcas reconocidas y tendrán seccionadores de apertura vertical y visible aguas arriba y abajo del mismo, así como facilidad para implementación de comunicaciones. Los seccionadores serán operables mecánicamente a nivel de piso y dispondrán de los elementos para poder realizar los bloqueos mecánicos de seguridad.

Los reconectadores deben tener como mínimo los protocolos de comunicación: Modbus, DNP 3.0, TCP IP, IEC 101 y 104.

Nota: La figura 5 es sólo ilustrativa de la necesidad, la cantidad de pórticos y reconectadores puede aumentar al realizar el diseño detallado, pero en todo caso la cantidad mínima de reconectadores a instalar debe ser ocho (8).

7.5. Capacidad Mínima a Instalar

Las líneas y los reconectadores de 34.5 kV se diseñarán para una capacidad nominal mínima de transporte de 10 MVA.

Ecopetrol tendrá a su cargo el suministro de plantas de emergencia para las actividades de construcción que lo requieran. ESSA presentará con 4 meses de anticipación a ECOPETROL el cronograma de construcción para definir necesidades de plantas.

I04 LINEA 4SW 28 SW 48 SW 65

R1

I34.5kV

I

2.0MWFP=0.8

RR

R

Infraestructura existente de ECOPETROL

Necesidades de Infraestructura de transmisión de energía de ECOPETROL

Infraestructura existente de ESSA

Proyecto de autogeneración. (No hace parte del alcance)

R

RR

Pórticos de seccionamiento a construir

R Reconectadores a instalar


8. Otros aspectos del alcance de la FASE 1. Los siguientes aspectos son parte del alcance de la Fase 1 sin limitar dicho alcance a lo que aquí se describe.

8.1. Ingeniería detallada El OR deberá elaborar: 1) Todos los diseños detallados que sean requeridos para garantizar el buen desempeño

de los AC. 2) Todos los diseños y especificaciones que sean requeridas para la correcta puesta en

operación de los equipos y sus facilidades en todas las especialidades es decir los diseños Civiles, Eléctricos, Mecánicos, Instrumentación y Control.

8.1.1. Diseños Civiles Todos los diseños y construcciones adelantadas por El OR deberán ajustarse a las exigencias de las diferentes Normas Técnicas Colombianas. Los diseños civiles incluyen, entre otros:

a) Estudio de Suelos.

b) Obras civiles complementarias (Muros de contención, cortafuegos, estabilización de taludes, entre otras).

c) Fundaciones de las edificaciones, de equipos principales, equipos auxiliares, contenedores y cuarto de control.

d) Vías internas.

e) Malla de cerramiento.

f) Diseño del sistema de agua para consumo de oficinas y de la planta.

g) Sistema de manejo de aguas lluvias y aguas aceitosas.

h) Sistemas de aguas blancas y aguas servidas.

i) Soportes de tuberías.

j) Pisos y vías de peatones en áreas exteriores.

k) Toda la infraestructura diseñada debe cumplir la Ley 400 de 1997 y el decreto 33 de enero 9 de 1998, que reglamentó dicha Ley ó Código Colombiano de Construcciones Sismo Resistentes. (NSR 98).

8.1.2. Diseños Eléctricos Todos los diseños y construcciones adelantadas por El OR deberán ajustarse a las exigencias del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE y a la Norma Técnica Colombiana. Los diseños eléctricos incluyen, entre otros:

a) Diagrama unifilar de las instalaciones.


b) Estudio de cortocircuito con el AC integrado al sistema de ECOPETROL.

c) Estudio de arco eléctrico y selección del equipo de protección personal que deberá disponerse a partir de la fase de puesta en servicio y para los operadores del sistema.

d) Selección de ruta teniendo en cuenta interferencia con otros proyectos de ECOPETROL o de la región.

e) Levantamiento topográfico de planta y perfil.

f) Memorias de cálculo y selección de equipos.

g) Memoria de cálculo y selección de conductores

h) Esquemas de Interconexión de los AC a los sistemas existentes de ECOPETROL y ESSA

i) Diseño de las subestaciones.

j) Diseño de medición de energía.

k) Sistema de apantallamiento y de protección contra descargas atmosféricas.

l) Sistemas de iluminación interna y externa.

m) Sistemas de alarmas contraincendio.

n) Diseño de la malla de puesta a tierra.

o) Diseño de los servicios auxiliares de AC y DC.

p) Estudio de Flujo de carga del AC integrado con el sistema de ECOPETROL.

q) Estudio de coordinación de protecciones

Los AC deben contar como mínimo con sistema de control, protección y automatización, que permitan la operación remota desde el centro del control del operador de red con facilidad para visualización desde el centro de operaciones eléctricas de cada campo o área de producción. Los AC deberán tener selectividad en la coordinación de protecciones. La capacidad de cortocircuito de los equipos a instalar será seleccionada acorde con el estudio de cortocircuito desarrollado por EL OR.

8.1.3. Plan de puesta en servicio En esta etapa el OR pondrá en conocimiento del Gestor Técnico de ECOPETROL para aprobación entre las partes, el plan de precommissioning, commissioning y puesta en servicio del AC y la metodología que seguirá para el seguimiento y aseguramiento de la puesta en servicio, acompañados de los Análisis de Trabajo Seguro-ATS. El OR deberá elaborar las listas de chequeo o verificación que se requieran para cada componente del AC que involucre las partes eléctricas, mecánicas, instrumentación y control.


Todas las pruebas, ensayos o inspecciones que se vayan a realizar antes, durante y después de la puesta en servicio definitivo del AC deben estar enmarcados dentro de las políticas de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional y Medio Ambiente así como el diligenciamiento, aplicación y direccionamiento de los permisos de trabajo que se hagan en el transcurso de las operaciones a realizar.

8.2. Cronograma de los trabajos El OR elaborará y presentará a ECOPETROL dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la firma del contrato, el Plan Detallado de los Trabajos (PDT) que involucre los hitos y principales actividades con sus fechas críticas durante el desarrollo del proyecto. Este cronograma debe contener y estimar las desviaciones que se puedan presentar durante la ejecución de las obras. Mensualmente El OR presentará a ECOPETROL el avance de las actividades programadas.

8.3. Responsabilidades en Seguridad Industrial El OPERADOR DE RED cada vez que ingrese a las instalaciones de ECOPETROL, se obliga a cumplir con todas la normatividad vigente en HSE, sistemas de permisos de trabajo y atención de emergencias del área donde requiera realizar una maniobra, trabajo o inspección relacionada con el servicio prestado.

9. Disponibilidad de la conexión Durante el término de duración del servicio de conexión, la indisponibilidad de los Activos de Conexión será compensada a ECOPETROL conforme a lo establecido en las Resoluciònes CREG aplicables.

9.1. Consideraciones de la operación y mantenimient o El OR deberá hacerse cargo de la operación y del mantenimiento de todos los equipos que forman parte de los AC, a partir de la fecha de puesta en servicio hasta por el plazo estipulado dentro del contrato para cada proyecto. El OPERADOR DE RED deberá informar a ECOPETROL acerca de las indisponibilidades programadas e inscritas en su Plan Semestral de Mantenimiento con una anticipación mínima de 30 días calendario y aquellas que se requieran prioritariamente para garantizar la confiabilidad y seguridad del sistema se informaran conforme a lo establecido en la regulación vigente. El OPERADOR DE RED presentará a ECOPETROL el plan semestral de mantenimiento que se inscribe al CND y que afecten directa o indirectamente la prestación del servicio de conexión objeto de este contrato.


Las paradas de mantenimiento deberán realizarse de acuerdo con el plan de mantenimiento acordado con ECOPETROL y sin excepción deberán ser coordinadas y concertadas con el operador del campo respectivo.

El OR deberá cumplir con las labores correspondientes al plan de manejo ambiental y plan de contingencias aprobadas por la autoridad competente, cumpliendo con las regulaciones ambientales y de salud ocupacional que regule las leyes del Gobierno Nacional.

La operación de los AC se realizará cumpliendo la reglamentación vigente a nivel nacional, como son: Resolución 1348-2009 -Reglamento de Salud Ocupacional del Sector Eléctrico- y Reglamento de Instalaciones Eléctricas RETIE. El OR debe considerar que durante la operación del AC debe cumplir los siguientes requisitos, sin limitarse a ellos , así:

• Contar con operación permanente las 24 horas del día. • Disponer de los procedimientos de operación de los activos • Seguir los procedimientos de operación • Asegurar el cumplimiento del plan de comunicaciones operativas entre EL OR y

Ecopetrol. • Actualizar los procedimientos de mantenimiento y operación.

9.1.1. Informes

El OR presentara un informe a la gestoría después de existir una falla en los activos de conexión, el plazo para presentar el informe es de 48 horas siguientes al evento, en este informe el OR debe soportar la causa del evento que origino la perturbación, con oscilogramas datos de relés, y si es por una falla de uno de los AC deberá proponer un plan de mejora para evitar su repetición.

Anexo 5 Especificaciones Tecnicas

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