CONTENIDO - Grupo ICE · Web view... mantenimiento y programación de todos los equipos a suministrar. Discos (DVD) demostrativos de cada paquete de software ofertado. Descripción

CENTRAL DE COMPENSACIÓNPROYECTO HIDROELECTRICO REVENTAZONET-03 Especificaciones Técnicas de Control

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARTICULARESEQUIPOS DE CONTROL

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TABLA DE CONTENIDO1. SISTEMA DE CONTROL DE LA CENTRAL 1

1.1 Objetivo.......................................................................................................1

1.2 Alcance del Suministro................................................................................2

2. SISTEMA SUPERVISORIO (SCADA) 2

2.1 Alcance.......................................................................................................2

2.2 Información a entregar por el Oferente.......................................................3

2.3 Información a entregar por el Contratista....................................................3

2.4 Requerimientos...........................................................................................4

2.5 Pruebas en Fábrica...................................................................................20

2.6 Pruebas de Aceptación.............................................................................20

2.7 Repuestos.................................................................................................21

3. TABLERO DE CABLEADO ESTRUCTURADO 21

3.1 Alcance.....................................................................................................21

3.2 Información a entregar por el Contratista y tiempos de entrega de la información..........................................................................................................23

3.3 Requerimientos.........................................................................................23



3.6 Repuestos.................................................................................................26

4. TABLERO DE CONTROL DE UNIDAD 26

4.1 ALCANCE DEL SUMINISTRO..................................................................26

4.2 Información a entregar por el Oferente.....................................................26

4.3 Información a entregar por el Contratista..................................................27

4.4 DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS..........................................................27

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4.5 PRUEBAS EN FÁBRICA...........................................................................43

4.6 PRUEBAS EN SITIO.................................................................................45

4.7 Repuestos.................................................................................................46

5. SISTEMA DE MEDICION DE NIVEL 47

3.1 Alcance.....................................................................................................47


3.3 Información a entregar por el Contratista y tiempos de entrega de la información..........................................................................................................48

3.4 Requerimientos.........................................................................................48

3.5 Pruebas de Puesta en Servicio.................................................................50

3.6 Repuestos.................................................................................................50

6. SISTEMA DE PROTECCIONES ELECTRICAS 51

5.1 Alcance.....................................................................................................51


5.3 Documentación a entregar por el Contratista............................................52

5.4 Requerimientos.........................................................................................52

5.5 Características Técnicas de los Equipos..................................................57

5.6 Normas Aplicables....................................................................................60



5.9 Repuestos.................................................................................................62

7. EQUIPOS DE SERVICIO PROPIO 62

5.10 Generalidades........................................................................................62

5.11 Información a entregar por el Oferente..................................................64

5.12 Documentación a entregar por el Contratista........................................64

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5.13 Requerimientos Servicio propio de corriente alterna.............................64

5.14 Requerimientos Servicio propio de corriente directa.............................70

5.15 Cargadores y Banco de Baterías...........................................................71

5.16 Inversor 125VCD / 120VCA...................................................................76

5.17 Pruebas en Fábrica................................................................................77

5.18 Pruebas en Sitio.....................................................................................78

5.19 Repuestos..............................................................................................78

8. SISTEMA DE MEDICION DE ENERGÍA 79

9.1 Generalidades...........................................................................................79


9.3 Documentación a entregar por el Contratista............................................79

9.4 Requerimientos.........................................................................................79



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SECCION ET03: ESPECIFICACIONES TECNICAS DE EQUIPOS DE CONTROL

1. SISTEMA DE CONTROL DE LA CENTRAL

1.1 Objetivo.En esta sección se incluyen las especificaciones de diseño, fabricación, pruebas y puesta en servicio del sistema de control de la Central de Compensación Reventazón, el cual comprende los siguientes subsistemas:

Sistema Supervisorio (SCADA), Tablero de Cableado Estructurado, Tableros de Control, Medición de nivel toma de agua, Sistema de Protección, Servicios de Corriente Alterna, Servicios de Corriente Directa, Medición de Energía,

El Sistema de Control debe permitir la operación de la Central de Compensación con su unidad generadora ya sea en forma aislada conectada al Sistema Eléctrico Nacional.

El sistema de control está basado en tres niveles jerárquicos:

a. Nivel de control local : comprende los controles locales de los sistemas auxiliares de la central, los cuales se suministran con cada sistema, siendo responsabilidad del Contratista la interconexión hacia los equipos de niveles superiores.

b. Nivel de control de unidad : comprende el control y supervisión en forma manual o automática de todos los grupos y sistemas que permiten la operación de la unidad. Tablero de Control de Unidad (TCU).

c. Nivel de control de planta : este nivel permite la supervisión, operación y coordinación de las unidades generadoras, por medio del Sistema de Control SCADA y de forma remota por medio de la estación remota ubicada en la Central Hidroeléctrica Reventazón.

Cada uno de los niveles mencionados contará con los respectivos enclavamientos y protecciones que permitan una operación segura de todos los equipos, sistemas y en general de las unidades de generación.

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1.2 Alcance del SuministroEl suministro incluye el diseño, fabricación, pruebas en fábrica, embalaje, transporte al sitio, entrega, supervisión de la instalación, pruebas en sitio y puesta en servicio de los equipos del sistema de control para la Central de Compensación Reventazón; además del entrenamiento, repuestos y la documentación, según se requiera en este cartel de especificaciones.

El Contratista debe incluir dentro del diseño toda la ingeniería de interconexión necesaria entre los tableros de su suministro con los equipos de turbina, generador, transformador de potencia, válvula disipadora de energía; de forma que la Central de Compensación Reventazón opere correctamente y de acuerdo a lo solicitado por el ICE. Lo anterior incluye el suministro de todos los cables de control y potencia de baja tensión necesarios para la interconexión de los equipos.

El sistema de control para la Central Reventazón debe incluir:

(1) Sistema Supervisorio (SCADA) un (1) lote

(2) Tablero de Cableado Estructurado un (1) lote

(3) Tableros de Control un (1) lote

(4) Sistema de Medición de Nivel un (1) lote

(5) Sistema de Protecciones Eléctricas un (1) lote

(6) Equipos de Servicio Propio un (1) lote

(7) Cargadores, Bancos de Baterías e Inversores un (1) lote

(8) Medición de Energía un (1) lote

2. SISTEMA SUPERVISORIO (SCADA)2.1 Alcance

En este apartado se detalla el requerimiento para los equipos del Sistema Supervisorio para la Central de Compensación Reventazón:

a. Una (1) computadora para control, supervisión, operación y desarrollo de ingeniería de la Central de Compensación Reventazón, llamada en adelante “estación de operación e ingeniería”.

b. Una (1) computadora-servidor para el almacenamiento histórico de variables y el análisis de datos para la Central Reventazón, llamado en adelante “servidor de históricos”.

c. Una (1) computadora para operación remota de la Central de Compensación, llamada en adelante “estación de operación remota”.

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d. Una (1) impresora de red.

e. Muebles para los equipos del Sistema de Supervisión de la Central de Compensación Reventazón y para la ubicación de la estación de monitoreo remoto en la Central Hidroeléctrica Reventazón.

f. Repuestos

g. Documentación

Además de los entregables antes mencionados, se requieren los servicios de ingeniería, pruebas, supervisión de la instalación, puesta en servicio y capacitación de todos los equipos de este sistema.

El Sistema de Supervisión debe integrar toda la información de los equipos y Tableros de Control de Unidad (TCU), Tablero de Control de Toma de Aguas (TCTA) y todos los sistemas asociados a estos.

2.2Información a entregar por el OferenteEl Oferente debe entregar la siguiente información:

i. Descripción funcional del Sistema Supervisorio.

ii. Formulario de cotización debidamente lleno.

iii. Diagrama de arquitectura para el Sistema Supervisorio (SCADA).

iv. Catálogos, hojas técnicas y diagramas que muestren las principales características y funcionalidades correspondientes al Sistema Supervisorio incluyendo todo lo referente al hardware y software necesario para la operación, mantenimiento y programación de todos los equipos a suministrar.

v. Discos (DVD) demostrativos de cada paquete de software ofertado.

vi. Descripción de la cantidad de licencias y/o llaves físicas, así como número de variables (tags) requeridas para cada software.

vii. Información técnica detallada que demuestre la compatibilidad de comunicación y trasiego de información con los equipos de adquisición.

viii. Lista de referencias de otros clientes donde el Oferente ha implementado sistemas similares, al menos 5 clientes.

ix. Cronograma para definición, ingeniería, ensamble, prueba y programación del Sistema Supervisorio.

2.3Información a entregar por el ContratistaEl Contratista debe suministrar la documentación que se indica en las especificaciones técnicas generales para revisión y aprobación del ICE.

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2.4Requerimientos

2.4.1 Funciones del Sistema Supervisorio Las funciones principales del Sistema Supervisorio son el monitoreo, supervisión y control de la unidad generadora, los sistemas auxiliares y obras externas (Toma de Aguas y Válvula disipadora de Energía), desde la Central de Compensación Reventazón y en forma remota desde la sala de control de la Central Hidroeléctrica Reventazón. Permitiendo la visualización en tiempo real de la información, por medio de pantallas gráficas, alarmas, eventos, gráficas de tendencias y reportes.

Además permitirá la programación, parametrización y administración de todos sus componentes, así como el almacenamiento de datos históricos y su respectivo análisis por medio de herramientas estadísticas.

Para esto se contará en la sala de control de la Central de Compensación Reventazón de una estación de operación e ingeniería y un servidor de históricos. Por otra parte se tendrán una estación de operación remota ubicada en la sala de control de la Central Hidroeléctrica Reventazón.

Toda la información de la Central Hidroeléctrica recolectada por medio de los equipos de control y adquisición de datos, como los instalados en el Tablero de Control de Unidad (TCU), Tablero de Control Toma de Agua (TCTA), debe ser incorporada al Sistema Supervisorio por parte del Contratista.

El Sistema Supervisorio contará con todos los comandos necesarios para el control de la unidad, los sistemas auxiliares y las obras externas. Desde las estaciones de operación se podrán ejecutar como mínimo:

Los comandos de inicio para las secuencias automáticas de arranque y paro de la unidad, así como los comandos para la secuencia de arranque y paro en forma manual (entiéndase paso por paso).

Se enviará la consigna de caudal al regulador respectivo a través de la red de control.

Los comandos para apertura y cierre de la válvula disipadora de energía, así como la consigna de caudal para dicha válvula.

Los comandos de apertura y cierre para todos los disyuntores y válvulas, además de los comandos de arranque y paro de todos los motores y bombas.

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2.4.1.1 Modos de control del Sistema Supervisorio. Para la operación de la Central se debe tener tres modos principales de control, cuya escogencia se realizará por medio de un selector implementado por software en las estaciones de operación.

Modo de Control Local

En este modo de control permite el monitoreo y la ejecución de comandos de control para todos los sistemas de la Central, desde el sistema Supervisorio ubicado en la sala de control de la Central de Compensación Reventazón.

Además debe permitir restablecer una falla, reiniciar manualmente el sistema y permitir el cambio de función de operación de la estación de operación.

La habilitación de este modo se debe realizar solamente desde la Central de Compensación Reventazón y deshabilitará cualquier otro modo de control al seleccionarse.

Modo de Control Remoto

Este modo de operación permite el control de la Central de Compensación, desde la sala de control de la Central Hidroeléctrica Reventazón.

2.4.1.2 Computadores y hardware relacionado: Los computadores y equipos que se deben suministrar para el sistema Supervisorio deben cumplir o superar todos los requerimientos solicitados en las Especificaciones Técnicas Generales.

A continuación se detallan los requerimientos mínimos de hardware para los equipos que constituyen el sistema Supervisorio.

a. Estación de Operación e ingeniería

La estación de operación e ingeniería será de tipo escritorio (desktop) y debe cumplir con todos los requerimientos solicitados en las Especificaciones Técnicas Generales. Contará con una pantalla tipo LCD, además debe contar con doble tarjeta de red LAN y contar con al menos dos discos duros de al menos 750GB en configuración RAID 1.

b. Servidor de Históricos

El Contratista debe suministrar una (1) computadora que funcione tipo servidor, a ser ubicada en la sala de control de la Central Hidroeléctrica Reventazón, para el almacenamiento en una base de datos de todas las variables del proyecto. Este servidor debe cumplir con todos los requerimientos solicitados en las

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Especificaciones Técnicas Generales y además contar con al menos dos discos duros de un (1) TB en configuración RAID 1, con doble fuente en configuración “hot stand-by”, la memoria RAM debe ser de al menos 16GB y debe contar con tarjeta de red.

c. Impresora

El Contratista debe suministrar una (1) impresora de red para el Sistema Supervisorio, esta impresora debe cumplir con lo requerido en las Especificaciones Técnicas Generales.

La impresora debe contar con al menos un puerto RJ45 (8P8C) para conexión a la red y un puerto USB 2.0 de alta velocidad para su configuración.

La impresora estará disponible para cualquier computadora conectada a la red de control, por lo tanto el Contratista debe suministrar todos los accesorios, software, drivers y cables para el correcto funcionamiento de esta.

d. Estación de Operación Remota

El Contratista debe suministrar una (1) estación de operación remota, para ubicarla en la sala de control de la Central Hidroeléctrica Reventazón.

La estación de operación remota debe tener la capacidad de ejecutar comandos de control de forma remota, que permitan operar la Central de forma segura y confiable.

La estación de operación remota será de tipo escritorio (desktop) y debe cumplir con todos los requerimientos solicitados en las Especificaciones Técnicas Generales.

e. Muebles

Será también parte del suministro por parte del Contratista, todos los muebles necesarios para instalación de los computadores en la Central de Compensación y en la Central Reventazón, esto incluye el suministro de dos escritorios de operación y cuatro sillas giratorias para los operadores.

Los escritorios y las sillas deben cumplir con las características de seguridad, durabilidad y estructurales. Los bienes deben diseñarse y fabricarse para que ningún elemento presente alabeo, torcedura o encovado durante su vida útil y para que ningún elemento de soporte o cremallera se deforme bajo las condiciones de uso.

El Contratista debe considerar para el diseño y dimensiones de los escritorios de operación que uno se ubicará en la Central de Compensación (para instalación de

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la estación de operación e ingeniería) y el otro en la Central Hidroeléctrica Reventazón (para instalación de la estación de operación remota, el servidor de históricos y la impresora) cada uno con sus respectivas silla. Las dimensiones mínimas permitidas serán 2.5 x 1.5m y el diseño debe considerar las condiciones básicas ergonómicas, así como la protección para los equipos de cómputo y dejando la ventilación necesaria para que los equipos trabajen dentro de un rango de temperatura aceptable, este diseño del escritorio debe ser coordinado con el ICE.

f. Accesorios

Regletas protectoras

El alcance para el suministro del Sistema Supervisorio incluirá regletas protectoras para cada grupo de computadores que garanticen la protección contra transientes eléctricos (surge). Estas regletas deben poder realizar una protección por zona o grupo de computadoras, logrando así que de todas las líneas que entran o salen de la zona ya sea de potencia o de comunicaciones queden protegidas. Las regletas se ubicarán en los sitios donde se ubiquen los computadores pertenecientes al Sistema Supervisorio.

Patch cords

El Contratista suministrará todos los patch cords necesarios para la conexión de los equipos, de acuerdo a las especificaciones técnicas generales.

Otros

El alcance de suministro incluye todos aquellos accesorios necesarios para implementar el Sistema Supervisorio, por lo que el Contratista debe contemplarlos aunque no sean mencionados en detalle en estas especificaciones.

2.4.1.3 Software y funciones del Sistema Supervisorio.

El Sistema Supervisorio permitirá realizar las funciones de control, visualización, almacenamiento de datos, programación, supervisión y monitoreo de la unidad de la Central de Compensación Reventazón, sistemas auxiliares, toma de aguas y válvula disipadora de energía.

Todo el software e ingeniería necesarios para las funcionalidades descritas en esta sección debe ser suministrado por el Contratista junto con las licencias, llaves físicas o cualquier otro requerimiento para el correcto funcionamiento del sistema.

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Todas las computadoras y demás equipos conectados a la red de control deben sincronizar su tiempo con un servidor de tiempo GPS, suministrado por el contratista. La señal de broadcast para sincronización será emitida cada minuto.

a. Estaciones de Operación

i. Funcionalidad

Las estaciones de operación deben contar con el software necesario que permita supervisar automáticamente todas las variables de la Central e indicar al operador cualquier condición normal o anormal que se presente por medio de alarmas y eventos; además tendrán la capacidad de iniciar las secuencias de arranque y paro de la unidad en todas sus variantes, ajustar las consignas de potencia (activa y reactiva) y caudal de la unidad, mostrar gráficas de tendencias y reportes al operador.

Para cumplir lo anterior el Contratista debe suministrar un software de Interfaz Humano Máquina (HMI, por sus siglas en inglés), con funciones de visualización, control y almacenamiento de datos en tiempo real de las variables adquiridas por los equipos del Sistema de Control de la central (PLC). El HMI debe realizar el registro y despliegue de alarmas, disparos y eventos, manejo de graficas de tendencias para las variables y manejo de reportes de la central.

Este software será capaz de operar en las plataformas Windows Server o la más actualizada al momento de comprar los equipos y software. Se deben incluir interfaces de comunicación estándar de Microsoft (DDE, OLE, etc.), además de cualquier driver que garantice la correcta comunicación e intercambio de datos con los equipos de adquisición (PLC y demás equipos).

El HMI debe tener la capacidad de ser un servidor de datos http, y contenedores ActiveX y/o Java soportando métodos, propiedades y eventos de objetos ActiveX o Java applets, además debe contar con capacidad de envío de archivos XML. Esto permitirá que los datos del sistema estén disponibles a otras aplicaciones adquiridas a terceros o desarrolladas por el Contratista. Debe también permitir la programación de scripts en Visual Basic, ANSI-C o algún otro lenguaje de uso común; además contar con soporte multilenguaje que incluya el español.

Se debe contar con identificación de usuarios por medio de clave. Las acciones de cada usuario deben de almacenarse en un archivo tipo .LOG, de forma que se tenga registro de su conexión, desconexión, cambio de parámetros o comandos de control.

Las aplicaciones del software HMI y sus principales componentes (interfaces de comunicación, registro de alarmas, datos históricos, etc.) deben ser capaces de

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operar como servicios del sistema operativo. Los servicios no deben interrumpirse con la conexión (“log-on”) o desconexión (“log-off”) de los usuarios, y deben iniciar de forma automática al encender el computador.

Basándose en el nivel de seguridad por usuario, las aplicaciones deben habilitar o deshabilitar las pantallas y funciones de comando, así como funciones del sistema operativo (ej. minimizar o cerrar la aplicación y el uso de comandos por teclado Ctrl-ESC, Alt-Tab, y Ctrl-Alt-Del).

Este software será capaz de realizar diagnósticos periódicos a los enlaces de comunicación con los equipos y periféricos en forma automática o a solicitud del operador.

Para las funciones de control, señalización y medición se deben cumplir con los tiempos siguientes:

i. Control: El tiempo de respuesta definido desde el momento en que la tecla es accionada hasta que la acción de control deseada es realizada no debe ser mayor a un segundo.

ii. Señalización y estados: el tiempo en que la estación maestra consulta por dichos cambios y estos son presentados en la pantalla del operador no debe exceder de un segundo.

iii. Actualización de mediciones: Para la actualización de mediciones en la memoria debe considerarse un tiempo máximo de un segundo.

Las estaciones de operación deben tener la capacidad de iniciar las siguientes secuencias de arranque:

i. Arranque paso a paso

ii. Arranque en vacío (full speed no load)

iii. Arranque con excitación

iv. Arranque con sincronización

Las estaciones de operación deben tener capacidad para iniciar las siguientes secuencias de paro:

i. Secuencia de paro normal

ii. Secuencia de paro rápida con bloqueo, para fallas eléctricas (parada de emergencia hasta giro en vacío)

iii. Secuencia de paro rápida con bloqueo, para fallas mecánicas (parada total de emergencia)

El Sistema Supervisorio debe proveer al operador de un medio de revisión para las condiciones iniciales, así como de las condiciones en cada uno de los estados

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de las secuencias; además mostrará los tiempos de ejecución y cualquier alarma o evento que sucedan en cada uno de los estados.

Para el mando sobre las unidades de la planta el Sistema Supervisorio debe contemplar, pero no se limitará, a las siguientes funciones:

i. Ajuste de subir potencia

ii. Ajuste de bajar potencia

iii. Ajuste de subir límite de carga

iv. Ajuste de bajar límite de carga

v. Ajuste de subir voltaje

vi. Ajuste de bajar voltaje

vii. Ajuste para subir consigna de caudal

viii. Ajuste para bajar consigna de caudal

ix. Paro de emergencia

x. Paro de unidad

xi. Arranque en vacío

xii. Arranque con excitación

xiii. Arranque con sincronización

xiv. Selección de modos de operación del gobernador de velocidad

xv. Selección de modos de operación del sistema de excitación

xvi. Selección de modo de operación de la central (local, remoto)

xvii. Apertura\Cierre de interruptores

xviii. Apertura\Cierre de válvulas

xix. Arranque\Paro de motores

Respecto a las consignas, el Sistema Supervisorio debe permitir al operador escribir el valor para la central.

Las estaciones de operación deben presentar en sus pantallas y almacenar la información correspondiente a la energía generada por cada unidad y la energía consumida por medio el servicio propio de corriente alterna.

ii. Base de Datos

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La información se debe almacenar en una base de datos relacional y de tiempo real, propia de las estaciones de operación, que permita ser desplegada en pantalla, impresora o ser transmitida remotamente a otros equipos.

Esta base de datos en tiempo real será del tipo dinámica y debe permitir almacenar todos los datos de al menos seis (6) meses atrás.

El Contratista debe configurar el software HMI de forma que se asegure la correcta comunicación con todos los equipos de adquisición (PLC) por medio de protocolos de comunicación o cualquier driver que lo permita, para así almacenar todas las variables del sistema. NO se aceptarán configuraciones que incluyan hardware o software adicional que realice funciones de enlace (Gateway) entre el HMI y los equipos de adquisición (PLC).

Se debe proveer un listado con todos los nombres de registros y direccionamientos usados para las variables. Como mínimo, estas variables deben incluir:

1. Energía activa generada

2. Energía reactiva generada

3. Potencia activa

4. Potencia reactiva

5. Factor de potencia

6. Voltaje de estator

7. Frecuencia de estator

8. Corriente de estator

9. Voltaje de Barra

10.Frecuencia de Barra

11.Voltaje de excitación

12.Corriente de excitación

13.Falla eléctrica de generador

14.Falla Mecánica del sistema

15.Operación de la protección diferencial

16.Estado del disyuntor de generador

17.Estado disyuntor del transformador

18.Nivel de Toma de aguas

19.Salto neto

20.Caudal de entrada

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21.Caudal de descarga

22.Apertura de la válvula disipadora de energía

23.Porcentaje de apertura de alabes

24.Velocidad

25.Estado de unidad (en vacío, excitada, en línea, mantenimiento programado o correctivo, falla, desconexión programada) (por unidad)

26.Causa de indisponibilidad

27.Tipo de salida

28.Temperatura de cojinetes (todos los sensores)

29.Temperatura de núcleo y devanados de estator (todos los sensores)

30.Temperatura del rotor

31.Temperatura de transformador de excitación

32.Temperatura de entrada y salida de agua del enfriador

33.Temperatura de transformador principal

34.Temperatura de transformador de servicio propio

35.Vibraciones de turbina (todos los sensores)

36.Vibraciones de Generador (todos los sensores)

37.Presión en tubería de válvula esférica

38.Presión de aceite en sistema de regulación

39.Presión de aceite en sistemas auxiliares

40.Niveles de aceite en tanques de sistemas auxiliares

41.Presión de aire comprimido

42.Presión de sello de agua del eje

43.Energía de Consumo Propio

44.Valor de estado y de alarma aproximadamente 500 variables

45. Índice de indisponibilidad

46. Índice de carga de trabajo (en reserva, en mantenimiento y en línea)

Las variables con una razón de cambio lenta (ej. temperaturas) deben ser almacenadas cada tres (3) segundos, mientras que las demás variables deben almacenarse cada segundo. Además esta base de datos debe realizar un almacenamiento en memoria cada 250ms de las variables que presenten una razón de cambio rápida, por ejemplo potencia, frecuencia, voltaje, caudales y

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niveles. Durante la etapa de ingeniería el Contratista debe entregar un listado de señales indicando el tiempo de almacenamiento de cada una para aceptación del ICE.

iii. Despliegue de pantallas

Las estaciones de operación deben desplegar pantallas gráficas que faciliten al operador el control de la central. Estas deben representar al sistema lo más fiel posible, por medio de librerías y símbolos estándar.

Los mímicos deben cumplir con los principios básicos de ergonomía, de forma que no queden muy saturados de información y figuras (no más de 40 símbolos por pantalla), ni tan poco que queden espacios muy amplios sin información o figuras.

El diseño de navegación entre pantallas debe ser lo más intuitivo posible de forma que facilite al operador el localizar la información rápidamente. Este diseño debe seguir la normativa PE-90-ET-30-001 (Implementación de interfaces hombre-máquina) del ICE y se debe presentar al ICE en la etapa de ingeniería para su aprobación.

El Contratista debe estimar un máximo de 25 pantallas para cada unidad, 35 pantallas para los equipos comunes y 20 pantallas de sistema, además de 25 pantallas emergentes (pop-up) solicitadas en los requerimientos para las alarmas. Adicionalmente deben considerarse 3 pantallas que realicen enlaces hacia la documentación técnica, de forma que si se selecciona uno de estos enlaces muestre el plano o manual de operación y mantenimiento del sistema o equipo requerido. No se deben contar botones, menús, submenús u otro similar como pantallas.

El detalle de cada mímico debe ser definido en la etapa de ingeniería y debe ser coordinado con el ICE. Como ejemplo a continuación se listan algunos de las pantallas gráficas a desplegar:

i. Pantalla general.

ii. Pantalla con unifilar de la planta.

iii. Pantalla con unifilar del servicio propio de CA.

iv. Pantalla con unifilar del servicio propio de CD.

v. Pantalla con unifilar de distribución CA.

vi. Pantalla con unifilar de distribución CD.

vii. Pantalla de sistema de comunicaciones.

viii. Pantalla de control y supervisión de unidad.

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ix. Pantalla de control para válvula disipadora de energía.

x. Pantalla de secuencia de arranque.

xi. Pantalla de secuencia de paro.

xii. Pantalla de supervisión sistema válvula de admisión.

xiii. Pantalla de supervisión de turbina.

xiv. Pantalla de supervisión sistema de regulación.

xv. Pantalla de supervisión del generador.

xvi. Pantalla de supervisión de sistema de excitación.

xvii. Pantalla de supervisión de vibraciones de unidad.

xviii. Pantalla de supervisión de protecciones eléctricas.

xix. Pantalla de supervisión transformador elevador unidad.

xx. Pantalla de supervisión sistema de enfriamiento unidad.

xxi. Pantalla de supervisión sistema de aire comprimido.

xxii. Pantalla de supervisión sistema de drenaje y vaciado.

xxiii. Pantalla de supervisión toma de aguas.

xxiv. Pantalla de esquema sistema de control.

xxv. Pantalla de contadores de energía.

xxvi. Pantalla de simbología.

Esta lista NO es definitiva, el Contratista debe diseñar todos los gráficos necesarios que representen a los sistemas de la Central que son supervisados.

Las pantallas de supervisión o mímicos de los diferentes sistemas deben ser dinámicas pudiéndose apreciar el estado de los diferentes elementos como: estado de interruptores, estado de motores, estado de válvulas, valores del discretos y continuos del proceso, horas de operación, números de arranque para las unidades y motores. Deben contar con los textos informativos necesarios para la correcta identificación, en caso de que alguna variable no se encuentre disponible se debe mostrar sombreada en gris y no debe almacenarse en la base de datos para evitar información errónea.

iv. Alarmas

Las alarmas deben desplegarse en cualquier pantalla por medio de una línea de alarmas ubicada en la parte superior. Las alarmas deben contar con prioridad de acuerdo a su criticidad en el proceso, para esto el Contratista debe presentar una propuesta durante la etapa de ingeniería para aprobación del ICE, con la asignación de la prioridad para cada alarma.

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Las estaciones de operación deben registrar y desplegar alarmas configurables para cada una de las variables que se requiera. En caso de ocurrir una alta cantidad de alarmas, la alarma de mayor prioridad debe ser la primera en desplegarse.

Las alarmas deben contar en todo momento con al menos la siguiente información:

fecha y hora en que se presentó

descripción de la alarma

prioridad de la alarma (prioridad baja, prioridad alta, disparo)

estado de la alarma (presente sin reconocer, presente reconocida, desaparecida)

Se debe tener la opción de visualizar la totalidad de alarmas presentes en una pantalla con barras de navegación vertical y horizontal configurables, se debe tener la opción de realizar filtros predefinidos (a definir en la etapa de ingeniería con aprobación del ICE) o definidos por el operador, además las alarmas se podrán ordenar ya sea por fecha y hora, rango de prioridad o por estado de la alarma.

El software HMI debe contar también con la capacidad de mostrar alarmas históricas en el rango de tiempo que el operador defina hasta seis (6) meses atrás, con igual posibilidad de ordenar por fecha y hora, rango de prioridad, sistema al que pertenece o por estado de la alarma. Además se debe poder realizar filtros predefinidos (a definir en la etapa de ingeniería con aprobación del ICE) o definidos por el operador.

La secuencia de operación del sistema en caso de alarma es como sigue:

I. Al aparecer una alarma, se anuncia con un parpadeo y alarma sonora.

II. Al oprimir la tecla de silenciar, la alarma sonora cesa.

III. Al oprimir la tecla de reconocimiento, la indicación pasa de parpadeo a señal fija.

IV. La señal fija permanece hasta que la condición que originó la alarma desaparezca.

El reconocimiento se debe realizar para las alarmas seleccionadas en pantalla, para las más recientes, por grupo, por área del sistema, o para el total de alarmas.

El sistema debe tener la capacidad de definir valores de alarma y de disparo para las diferentes señales. El sistema no debe dar señal de disparo en caso que se

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presente una falla en el transductor, hilo o que la señal sea errónea, pero dará una señal de alarma por falla en la medición.

Si alguna de las variables supervisadas sobrepasa constantemente el valor de alarma, el sistema debe notificar al operador, sin importar en qué pantalla se encuentre, por medio de una pantalla de despliegue momentáneo, o un objeto animado; esto se mantendrá hasta que el operador reconozca la alarma. Si la variable continúa elevándose y sobrepasa un valor crítico, el sistema automáticamente ejecutará la acción correspondiente para guardar la seguridad de los equipos y la Central.

El software HMI debe permitir el uso de al menos ocho (8) colores para desplegar las alarmas, de acuerdo con su prioridad y su estado de reconocimiento. Debe además incluirse la visualización de alarmas en histogramas en modo de conteo (donde las barras verticales indican la cantidad de veces que ha ocurrido una alarma) y en modo de tiempo (para mostrar el tiempo total en que la variable ha permanecido en estado de alarma). El software HMI debe soportar la impresión de alarmas a una impresora de red.

Para facilitar el diagnóstico de fallas, cada alarma en la pantalla de listado total de alarmas del HMI debe contar con un enlace hacia la pantalla que muestre la sección del sistema donde se originó la alarma.

Además cuando se presenten las alarmas de mayor prioridad, se debe desplegar una pantalla emergente (pop-up) que indique una o varias posibles soluciones a la problemática que genera la alarma.

v. Gráficas de Tendencias

El software HMI debe presentar gráficos de tendencias en tiempo real que soporten como mínimo 10 señales a la vez, con actualización automática, permitiendo que el usuario seleccione las variables y periodos de la gráfica estando la aplicación en modo de ejecución.

Se podrán seleccionar gráficas preconfiguradas o configuradas totalmente por el operador, de manera que esta sea una herramienta totalmente flexible.

Los gráficos deben incluir un filtro para seleccionar las fechas de inicio y final y la duración mínima de los eventos de interés, permitiendo observar datos almacenados de hasta 6 meses antes. Cualquier gráfico de tendencias debe poder enviarse a imprimir a una impresora de red.

vi. Reportes

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Este software debe incluir dentro de sus funciones la de generar y almacenar en memoria, un reporte de estado de las principales variables del proceso, las que a solicitud del usuario podrán ser editadas.

Los reportes deben incluir un filtro para seleccionar las fechas de inicio y final, el turno del operador responsable, y la duración mínima de los eventos de interés. Cualquier reporte debe poder enviarse a imprimir a una impresora de red.

Estos reportes deben poder exportarse a Microsoft Word o Microsoft Excel, de forma simple y rápida para facilidad del operador.

Una vez realizada toda la programación y aceptadas las pruebas de puesta en marcha por parte del ICE, el Contratista debe realizar un respaldo y una imagen total (sistema operativo y programas) de las estaciones de operación para ser entregada al ICE. Toda la información referente a claves de acceso niveles de seguridad y otros detalles de configuración deben ser coordinados, documentados y entregados al ICE junto con los planos finales (As Built).

b. Estaciones de Ingeniería

Las estaciones de ingeniería son las encargadas de ejecutar todo el software para el desarrollo, programación, configuración, diagnostico y descarga de todos los componentes conectados a la red de control (switches, PLC, estaciones de operación, servidor de tiempo, etc.). Por lo tanto el Contratista debe suministrar todo el software debidamente instalado referente a su alcance de suministro y debe permitir la instalación de los programas referente a los equipos que se encuentran en la red de control aunque estos estén fuera de su suministro. El Contratista debe coordinar con los demás suplidores de equipos conectados a la red de control de forma que todo el software quede correctamente instalado y funcionando en las estaciones de ingeniería.

El monitoreo, diagnostico y descarga de las aplicaciones para los equipos debe poder realizarse a través de la red de control.

En las estaciones de ingeniería debe instalarse un ambiente de desarrollo completo para el software HMI, este se debe ejecutar tanto en modo "Off Line" como “On Line”, además debe soportar la importación de archivos tipo .DXF como objetos nativos, permitiendo su animación con las herramientas contenidas en el software. También, debe ser posible importar imágenes y dibujos en formato .BMP, .JPEG, .PCX y .TGA. El software para desarrollo del HMI debe contar con una librería de símbolos con atributos preconfigurados, los cuales deben ser modificables para adaptarlos al proceso.

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El Contratista debe suministrar todas las licencias y llaves físicas, si las hubiera, para la ejecución del software suministrado en las estaciones de ingeniería del Sistema Supervisorio. Las estaciones de ingeniería deben incluir además la aplicación HMI que le permita funcionar como una estación de operación más (cliente de las estaciones de operación).

Una vez realizada toda la programación y aceptadas las pruebas de puesta en marcha por parte del ICE, el Contratista debe realizar un respaldo y una imagen total (sistema operativo y programas) de las estaciones de ingeniería y toda la programación final, para ser entregada al ICE. Toda la información referente a claves de acceso niveles de seguridad y otros detalles de configuración deben ser coordinados, documentados y entregados al ICE junto con los planos finales (As Built).

c. Servidor de Históricos

El Contratista debe suministrar todo el software e ingeniería necesarios para que el Servidor de Históricos requerido cumpla con las funciones solicitadas por el ICE en el presente cartel.

Será total responsabilidad del contratista el suministro, instalación, configuración, prueba y puesta en marcha del Servidor de Históricos.

Este Servidor debe leer los datos directamente de los equipos de adquisición (Controladores Programables), que se comunican simultáneamente con el software HMI mediante la red del Sistema de Control. Para ello, el Historiador debe contar con los protocolos OPC Cliente–Servidor (DA, HDA y UA) que le permita comunicarse con los equipos de adquisición y equipos a nivel superior (Servidor de Históricos de la Central Reventazón y demás clientes a nivel gerencial).

El Contratista debe suministrar lo necesario para que sea posible intercambiar información entre el servidor de históricos de la Central de Compensación y el servidor de históricos de la Central Reventazón.

i. Base de Datos

La base de datos para el Servidor de Históricos debe suministrarse, instalarse y probarse, con las siguientes características mínimas:

1. Debe ser una base de datos relacional tipo Structured Query Language, para el almacenamiento de al menos 5000 variables.

2. El algoritmo de compresión de datos no debe estimar o calcular matemáticamente los datos almacenados, ni debe estar basado en la eliminación de datos a partir de comparaciones de cambio

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en valores, sino que debe responder a representaciones en las cuales el dato original puede extraerse fidedignamente.

3. El sistema ofertado debe estar en capacidad de almacenar en disco duro al menos tres años de datos históricos, sin el uso de dispositivos de almacenamiento externos, considerando que se registrarán 3000 variables cada minuto.

Esta base de datos debe almacenar todas las variables de la central hidroeléctrica, el tiempo de almacenamiento para las señales será como máximo de quince (15) segundos excepto para señales críticas como Potencia Activa, Potencia Reactiva, Frecuencia, Voltajes de Máquina, Corrientes de línea, Voltaje de Campo, Corriente de Campo, Caudales, Niveles, y otras de rápida razón de cambio; estas señales se deben almacenar cada quinientos (500) milisegundos.

Junto con esta base de datos se debe suministrar el software que permita programarla y configurarla. Así como todas las licencias y llaves físicas que se requieran.

ii. Análisis de Datos y Reportes

El Servidor de Históricos debe permitir el análisis de tendencias de datos, análisis sofisticado para datos numéricos, análisis estadísticos, exportación hacia hojas de cálculo como Microsoft Excel. Para esto el Contratista debe suministrar toda la ingeniería, software, licencias y llaves físicas necesarias. La información de los reportes y los análisis pre-configurados deben ser coordinados con el ICE, sin embargo el sistema debe permitir al operador crear reportes nuevos y análisis con cualquier tipo de variable.

iii. Portal de Información:

Este servidor de históricos debe funcionar como un portal de información web, por tanto el Contratista debe suministrar todo el software, ingeniería y licencias necesarias para el portal y el acceso de al menos cinco (5) clientes (“CAL”s) concurrentes en cualquier computador conectado en red con el Historiador, por medio de un navegador web como Microsoft Internet Explorer o Mozilla Firefox.

Este portal de información debe tomar los datos directamente desde la base de datos del servidor de históricos y será configurado para enviar correos electrónicos en caso de alarmas críticas y disparos a definir por el ICE, además debe contar con la capacidad de enviar mensajes a teléfonos celulares.

El Contratista debe preparar y publicar al menos 5 páginas web en coordinación con el ICE, donde se muestren las variables de mayor interés para las áreas gerenciales.

d. Impresoras

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Cualquier tipo de software o driver necesario para la correcta comunicación y operación de las impresoras de red desde cualquier computadora del Sistema de Control Maestro, debe ser suministrado por el Contratista.

2.5Pruebas en FábricaPara verificación de los equipos, una vez que los equipos estén totalmente ensamblados, el Contratista debe realizar pruebas en fábrica las cuales serán testificadas por el ICE.

Las siguientes pruebas en fábrica serán realizadas a cada equipo del Sistema Supervisorio:

i. Pruebas enlaces de Comunicaciones.

ii. Pruebas de sincronización de tiempo.

iii. Pruebas de funcionalidades del sistema.

iv. Pruebas de paquetes de software del suministro.

2.6Pruebas de Aceptación

2.6.1 Pruebas Preliminares La siguiente tabla muestra las actividades esperadas para las pruebas preliminares del Sistema Supervisorio:

Equipo /sistema Ítems a verificar Prueba preliminar

Sistema Supervisorio (SCADA)

Instalación Eléctrica x

Instalación de Software x

Prueba de comunicaciones

x

Prueba de señales de entrada y salida

x

2.6.2 Pruebas de puesta en Servicio El Contratista será responsable de finalizar la ingeniería del Sistema Supervisorio antes del inicio de las pruebas de puesta en servicio, de forma que se realicen solamente los ajustes mínimos necesarios durante el transcurso de estas pruebas.

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La siguiente tabla muestra las actividades requeridas para las pruebas de Puesta en Servicio del Sistema Supervisorio:

Equipo /sistema Ítems a verificar Prueba preliminar

Sistema Supervisorio (SCADA)

Pruebas de funcionalidad x

Pruebas de operación x

Pruebas de operación integral

x

2.7RepuestosEl Contratista debe suministrar las siguientes partes de repuesto:

i. Para dispositivos y accesorios individuales, solo un repuesto será suministrado. Para más de cinco dispositivos o accesorios, dos repuestos, y para más de 10 dispositivos o accesorios, el 25% redondeado al mayor número.

ii. Una computadora igual a la suministrada para la estación de operación e ingeniería, junto con dos pantallas LCD y un teclado.

iii. Una computadora igual a la suministrada para la estación de operación remota.

iv. Dos fuentes de alimentación, idénticas o compatibles con las computadoras suministradas para el Sistema Supervisorio.

3. TABLERO DE CABLEADO ESTRUCTURADO3.1Alcance

El Contratista debe suministrar un tablero para cableado estructurado que cumpla con las características solicitadas en las Especificaciones Técnicas Generales.

Este tablero debe ser suministrado completo con todos los dispositivos y accesorios para un correcto funcionamiento y debe estar de acuerdo a lo indicado en estas especificaciones y al diagrama de “Arquitectura de Control” (RV-CC-SC-01). El mismo será ubicado en la sala de control de la Central de Compensación Reventazón.

Adicionalmente al tablero el contratista debe suministrar un tablero de montaje en pared para ser ubicado en la sala de control de la Central Reventazón el cual contendrá un switch y un distribuidor de fibra óptica que permitan interconectar la estación de operación y la impresora a ubicar en dicho sitio.

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El tablero debe contener como mínimo los siguientes equipos:

1) Dos switches tipo industrial para la red de control.

2) Un panel de parcheo para la interconexión de los equipos de red.

3) Un servidor para sincronización de tiempos (SNTP).

4) Una bocina para alarmas con conexión IP.

5) Convertidores de medios para la conexión entre el tablero de la toma y la Central de Compensación.

6) Distribuidores de Fibra Óptica y accesorios para la red de control.

7) Repuestos.

En conjunto con el tablero y los equipos, los siguientes servicios deben ser suministrados:

1) Servicio de ingeniería de diseño, programación y descarga de parámetros.

2) Servicio de supervisión de la instalación.

3) Servicio de pruebas en fábrica, pruebas en sitio y puesta en servicio.

4) Servicio de certificación del cableado estructurado (fibra y cobre).

5) Servicio de capacitación.

Además el Contratista será el responsable de completar los enlaces de fibra óptica de la red de control, por lo que tendrá que suministrar todos los patch cords, pig tails y accesorios necesarios para dicho trabajo.

Información a entregar por el Oferente

El oferente debe entregar con su oferta la siguiente información:

a. Diagramas con dimensiones y peso del Tablero de cableado estructurado.

b. Formularios de cotización debidamente llenos.

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c. Catálogos, hojas técnicas, referencias de normativas o estándares y diagramas que muestren las características eléctricas, mecánicas y de operación de cada uno del tablero, los equipos y accesorios a suministrar para el Tablero de cableado estructurado.

d. Descripción detallada de las funciones del Tablero de cableado estructurado.

e. Información general de los paquetes de software utilizados para la descarga de parámetros y ajuste de los equipos. Indicación clara de la cantidad de licencias.

3.2 Información a entregar por el Contratista y tiempos de entrega de la información

El Contratista debe suministrar la documentación que se indica en las especificaciones técnicas generales para revisión y aprobación del ICE.

3.3RequerimientosEl Tablero de cableado estructurado debe cumplir con las normativas vigentes a la fecha de su fabricación de la TIA/EIA, el cableado de será como mínimo categoría 6.

En este tablero se debe instalar un servidor de tiempo con protocolo SNTP, el cual se encargará de sincronizar todas las computadoras del Sistema de Supervisión y todos los equipos de adquisición (PLC, suministro de otros) en la red de control.

Switches Industriales

El Tablero de cableado estructurado contendrá al menos dos switches de tipo industrial para la interconexión de la red de control y los equipos instalados en la sala de control, deben contar con al menos un 30% de puertos libres para uso futuro.

El Contratista suministrará todo el software y licencias que permitan la parametrización, monitoreo y administración de estos equipos.

Panel de Parcheo

Se debe suministrar un Panel de parcheo (patch panel), de tipo modular con al menos 48 puertos, que permita conectar todos los patch cords provenientes de los puertos de los switches, a terminales hembra RJ45 modulares (modular jacks). El patch panel y las terminales deben cumplir con CAT 6 según TIA-568-B.

Servidor de Tiempo

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Dentro del Tablero de cableado estructurado el Contratista suministrará instalado un servidor de tiempo para sincronización de todos los equipos de la red de control, el cual utilizará el protocolo NTP (Network Time Protocol) o SNTP (Simple Network Time Protocol) y debe tomar el tiempo por medio de reloj satelital GPS (Global Positioning System). El sistema de recepción de GPS debe tener una precisión de al menos 250ns.

El servidor de tiempo será conectado directamente a los switches en el Tablero de cableado estructurado por medio de un puerto RJ45 (8P8C). El Contratista suministrará todo el software y licencias requeridas para la programación, descarga y monitoreo de este equipo. La señal de broadcast se debe enviar cada minuto hacia todos los equipos conectados a la red de control.

El Contratista debe suministrar el equipo receptor de señal GPS, el cual debe ser suministrado con antena, los equipos para la recepción de la señal satélite con todas las funciones de generador y decodificador de tiempo.

Los cables de señal GPS para la transmisión de la señal satélite de la antena al reloj, deben estar protegidos con un supresor de sobretensiones para cable coaxial.

En caso de falla en la recepción de la señal de GPS, el sistema debe seguir la sincronización de tiempo del sistema de control mediante un reloj libre interno, que se desvié máximo 0,5 ms por día de la señal satélite. El sistema debe volver a la sincronización por medio de la señal GPS tan pronto se reponga la falla y se disponga de nuevo de la señal GPS.

El suministro será completo y se debe garantizar que la señal llegue a todos los puntos de la red de acuerdo al protocolo correspondiente y que las interfaces permitan la conexión a los equipos que recibirán la señal de tiempo.

Convertidores de Medios

El Tablero de cableado estructurado contendrá al menos dos convertidores de medio de tipo industrial para la interconexión de la red de control y los equipos instalados en la caseta del embalse (toma de aguas).

El Contratista suministrará todo el software y licencias que permitan la parametrización, monitoreo y administración de estos equipos.

Bocina para alarmas

El Contratista suministrará un dispositivo IP, el cual se conectará a la red de control para activar una bocina que indique a los operadores la presencia de una alarma o disparo. El Contratista suministrará todo el software y licencias requeridas para la programación, descarga y monitoreo de este equipo.

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3.4Pruebas en FábricaSe deben realizar las siguientes pruebas en fábrica al Tablero de cableado estructurado:

a. Circuitos de alimentación de CD y CA

b. Verificación de cableado

c. Verificación de operación y simulación de fallas

d. Verificación de alarmas

e. Prueba de servidor de tiempo

f. Prueba de administración remota de los switches.

3.5Pruebas de Aceptación

3.5.1 Pruebas Preliminares El Contratista debe iniciar la operación de todos los equipos incluidos en el Tablero de cableado estructurado y verificar la operación apropiada de cada componente incluido en el sistema. En sitio, el Contratista debe llevar a cabo la descarga de parámetros a los equipos administrables de la red.

Luego de la descarga de parámetros el Contratista debe llevar a cabo las siguientes tareas como mínimo:

i. Verificación de las señales externas que llegan al Tablero de cableado estructurado.

ii. Verificación de señales de alarma desde el Tablero de cableado estructurado hasta el sistema de control.

3.5.2 Pruebas de puesta en Servicio El Contratista debe considerar las pruebas en sitio para el Tablero de cableado estructurado, como mínimo las siguientes pruebas deben realizarse:

i. Verificación del funcionamiento del Tablero de cableado estructurado, incluyendo los enlaces con otros equipos y la medición de tráfico y colisiones en la red.

ii. Verificación de la sincronización de tiempo con la hora satelital y verificación del envío de broadcast cada minuto.

iii. Verificación de la activación de la bocina cuando se presente una alarma.

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iv. Pruebas de certificación para el cableado estructurado (fibra y cobre).

3.6RepuestosComo parte del suministro del Tablero de cableado estructurado, el Contratista debe incluir lo siguiente:

a. Se debe suministrar un switch de repuesto igual a los suministrados.

b. Del resto de dispositivos menores se suministrarán como repuestos un 25 % del total de cada dispositivo que se utilice (jacks, patch cords, conectores, etc). Para dispositivos únicos se suministrará un repuesto, para los demás se suministrará un 40% de lo suministrado.

4. TABLERO DE CONTROL DE UNIDAD4.1 ALCANCE DEL SUMINISTRO

El Contratista debe realizar el diseño, fabricación, pruebas en fábrica, suministro, supervisión de la instalación y puesta en servicio de los tableros de control indicados en éste contrato.

El alcance de suministro incluye todos los equipos y materiales necesarios para implementar las secuencias de control, regulación de turbina, regulación de voltaje, protección, adquisición de señales analógicas y digitales, monitoreo de estados y alarmas, control manual, automático y remoto de auxiliares, comunicación con el sistema de supervisión (SCADA) y repuestos. Entre estos equipos y materiales se incluyen controladores lógicos programables, unidades de entradas y salidas, módulos I/O remotos, software para operación y mantenimiento, equipo y materiales de red, cableado de fibra óptica y cobre, accesorios necesarios para conectarse a la red de control de Casa de Máquinas y otros. Se incluyen los equipos y sistemas con todos los accesorios requeridos para una operación de calidad, segura y confiable.

El suministro incluye lo siguiente:

(1) TCU (Tablero de Control de Unidad)

(2) TCTA (Tablero de Control Toma de Agua).

(3) Repuestos

4.2 Información a entregar por el OferenteEl oferente debe entregar con su oferta la siguiente información:

a. Diagramas con dimensiones y peso de los tableros de control.

b. Formularios de cotización debidamente llenos.

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c. Catálogos, hojas técnicas, referencias de normativas o estándares y diagramas que muestren las características eléctricas, mecánicas y de operación de cada uno de los componentes del tablero, los equipos y accesorios a suministrar para los tableros de control.

d. Descripción detallada de las funciones de los tableros de control.

e. Información general de los paquetes de software utilizados para la descarga de parámetros y ajuste de los equipos. Indicación clara de la cantidad de licencias.

4.3 Información a entregar por el Contratista El Contratista debe suministrar la documentación que se indica en las especificaciones técnicas generales para revisión y aprobación del ICE.

4.4 DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS

4.4.1 Requerimientos Generales El Contratista realizará en su totalidad la ingeniería de detalle la cual comprende entre otros, la elaboración de planos esquemáticos que incluyan el diseño de interconexión de todos los equipos de control suministrados con el resto de los equipos de la central.

La información de los diferentes sistemas se tomará directamente de los dispositivos o cajas locales utilizando para ello los equipos aquí especificados.

Los tableros de control indicados en ésta sección deben permitir el monitoreo y control desde el Sistema de Supervisión (SCADA). El sistema de Supervisión (SCADA) estará en capacidad de tomar las señales que requiera de los tableros aquí especificados para el control y despliegue de pantallas y mímicos en las pantallas del operador.

La cantidad de entradas y salidas analógicas-digitales de todos los controladores programables y módulos I/O remotos a suplir por el Contratista de Turbina serán las necesarias para recibir el estado de todas las variables de estado, alarma y las diferentes variables analógicas disponibles en la planta; necesarias para una supervisión y control efectivo de la misma. El Contratista debe dejar un 15 % (en regletas y relés, etc.) libre para uso futuro de cada tipo de señal en los módulos de entrada y salida de cada controlador o módulo I/O remoto.

Uno de los principales objetivos es la reducción de cableado convencional mediante el uso de módulos remotos de entradas y salidas basados en PLC y enlaces de comunicación con los tableros de control para la recopilación de información y ejecución de mandos hacia los distintos equipos. Es decir los

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módulos remotos deben ser instalados lo más cercano al proceso para la disminución del alambrado convencional, NO se acepta la instalación de módulos remotos dentro del mismo tablero de control de unidad, para esto el Contratista debe suministrar y coordinar todo lo necesario para la instalación de los módulos remotos en cajas locales cercanas al proceso.

El diagrama de referencia para el sistema de control propuesto para la planta se denomina Sistema de Control (RV-CC-SC01) y se encuentra en la sección de planos. En este plano se presenta la topología deseada para el sistema de control, sin embargo durante el proceso de adquisición de los equipos de control el Contratista podrá proponer una topología de control diferente siempre y cuando estos cambios representen una mejora al diseño y sea sometido a aprobación del ICE.

Toda la configuración del sistema se presentará al ICE para aprobación durante el proceso de ingeniería.

Los controladores lógicos programables solicitados serán de tecnología reciente, apropiados para el uso en centrales hidroeléctricas, que cumplan con la normativa IEC 61131-3 y que cuenten con soporte técnico. Los equipos suministrados serán flexibles y modulares con capacidad de adaptarse a las necesidades actuales y las del futuro inmediato. Los controladores lógicos programables deben tener puerto Ethernet TCP/IP RJ45 (8P8C) para integrarse a la red del sistema de control y contar con protocolos de amplio uso en la industria como Modbus, IEC 61850 y Profibus para el manejo de los buses de campo.

4.4.2 Tablero de Control de Unidad (TCU) El TCU o tablero de control de unidad será utilizado para la adquisición de datos por unidad de todos los equipos de la planta y permitirá realizar el monitoreo, protección mecánica y secuencias de control de arranque y paro de la unidad en forma manual y automática desde el tablero o remotamente desde el sistema de Supervisión (SCADA), permitiendo operar la unidad desde el reposo hasta unidad sincronizada con la red.

Características Técnicas:El TCU debe tener las siguientes características.

La dimensión mínima de cada tablero TCU no debe ser menor de 2,4m de frente.

Estará ubicado en la elevación 126,5msnm.

El Contratista podrá incluir doble alimentación en el tablero, lo cual debe ser coordinado con los tableros de distribución. La distribución interna del tablero debe ser en 125VCD por medio de interruptores termomagnéticos.

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Para alimentaciones internas en el tablero se permitirá el uso de 24VCD, para lo cual el Contratista deberá suministrar los convertidores CD/CD necesarios.

La tecnología será completamente digital y usará Controladores Lógicos Programables (PLC) como unidades de procesamiento central. Será construido bajo estructura modular (Fuentes, CPUs, módulos entrada-salida, etc.) para permitir el envío y recibo de toda la señalización y comandos requeridos para controlar la unidad.

Este tablero contendrá como mínimo un controlador con unidad de procesamiento redundante para el control de grupo y de sistemas auxiliares, un controlador para la regulación de velocidad de la turbina y si el contratista decide integrar un controlador para la regulación del voltaje de generador en caso de no suministrarlo dentro de otro tablero.

El tablero contendrá los relés de protección eléctrica asociados al grupo, así como los contadores de energía del grupo y sus sistemas auxiliares.

Los programas de usuario en cada controlador (PLC) residirán en memoria no volátil y en caso de falla de energía este programa no sufrirá modificaciones.

La memoria de lectura y escritura (RAM) usada en operaciones del programa para cada controlador será del tipo estático.

Un servidor de tiempo en red con antena GPS se utilizará para la sincronización de tiempo de todos los equipos conectados a la red. Por lo tanto se requiere que el Contratista implemente la sincronización de tiempo simultánea para todos los controladores del TCU. La desviación máxima admisible para este sistema será de 20ms.

El TCU debe contar con un selector que permita la operación local desde el propio tablero o la operación remota desde un nivel de control superior.

Todas las salidas digitales de los controladores (PLC) para la activación de variables de la unidad activarán relés de interface alambrados a bornes de regleta.

El TCU tendrá un panel táctil para mostrar pantallas de los auxiliares de unidad y todos los pasos de las secuencias de arranque y paro, alarmas y señales analógicas de turbina y generador. El panel táctil tendrá al menos 30cm diagonales como área efectiva de visualización, la resolución será al menos de 600 x 800 pixeles con rango de color no menor a 16 bits. Se deben evitar retardos de tiempo mayores a un segundo, para el cambio de valores en las pantallas táctil, en el SCADA y para los comandos de ejecución enviados desde las pantallas táctiles a los equipos.

El panel táctil debe tener la capacidad de generar mímicos editados por programa que faciliten al operador el control de cada unidad. Las pantallas mímicas del deben incluir al menos: Control de Unidad, Secuencias, Protección Mecánica, Gobernador, Sistema de Excitación, Válvula de

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Admisión, Válvula disipadora de energía, Enfriamiento de unidad, Medición de Energía, Protección Eléctrica, Vibraciones, Celdas de Salida, Transformadores de Potencia, tableros de servicio propio, tendencias, temperaturas, instrumentación de turbina, instrumentación de generador, generación de planta, mantenimiento y ajuste de parámetros, historial de alarmas y estados y esquema hidráulico del proyecto. Los mímicos deben someterse a aprobación del ICE durante la etapa de ingeniería.

El alcance de las pantallas así como el texto de cada señal será definido en coordinación el ICE y sometido a su aprobación.

El Sistema de Supervisión (SCADA) presentará en sus pantallas y almacenará la información correspondiente a la energía generada por cada unidad. La información se debe tomar de los medidores de energía instalados en el TCU.

El sistema también tendrá la capacidad de recibir del operador una consigna de potencia activa, voltaje, caudal, apertura de alabes, nivel, para las unidades y de enviar una secuencia de comandos seriales hacia la planta hasta llevar la unidad al valor deseado. Se evitarán lazos de control secundarios en los equipos de control que interfieran en el funcionamiento del AVR y Gobernador; esto significa por ejemplo que el control de grupo genere pulsos hacia el gobernador basado en la consigna recibida por el operador siendo la forma correcta el enviar la consigna al gobernador y que éste equipo alcance ésta consigna.

Todas las señales de disparo serán adquiridas en el control de grupo para activar un relé de Disparo y Bloqueo mecánico (86M), el cual tendrá seis contactos disponibles. También será activado por botonera de paro de emergencia del TCU. Este relé opera con lógica normalmente energizada. Además el TCU recibirá señales de disparo desde los sistemas de protecciones, Servicio propio (CA y CD), Vibraciones, Válvula de Admisión, Sistema SCADA, etc. Los contactos del relé 86M actuarán directamente sobre los interruptores de potencia, excitación, regulador de velocidad, válvula de admisión etc. Los contactos hacia el interruptor de generador y excitación estarán supeditados a que la potencia de la unidad sea cero, de forma que no se dé ninguna sobrevelocidad de la unidad al momento del disparo.

Existirá un relé de disparo y bloqueo Eléctrico (86E) en el TCU con lógica normalmente energizado y el cual se activará (disparo) por cualquiera de los siguientes casos: falla del PLC del TCU, disparo de protecciones eléctricas, disparo Sistema de Excitación, botonera de paro de emergencia del sistema de excitación. Los contactos del relé 86E actuarán directamente sobre los interruptores de potencia, excitación, regulador de velocidad, válvula de admisión, etc.

La supervisión de temperaturas se dará a través de las diferentes pantallas. El sistema tendrá la capacidad de definir valores de alarma y de disparo para diferentes temperaturas y dispositivos. El sistema no debe dar señal

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de alarma o de disparo en caso que se presente una falla en un RTD o transductor de temperatura, pero dará una señal de la falla en la medición.

Debe tener todos los circuitos de soporte para cumplir con todas las características solicitadas.

Las señales críticas como enclavamientos, disparos y control básico deben ser alambradas.

Las variables críticas tendrán enclavamientos por medio de contactos de detección y protección para evitar cualquier operación accidental, por ejemplo que el TCU aplique frenos si la velocidad no es menor al 25 % y álabes cerrados. Las variables que requieran este tipo de enclavamientos serán definidas en conjunto por el ICE y el Contratista.

El TCU debe tener los switch necesarios para la red del sistema de control, con al menos un 30% de puertos libres para uso futuro. Este switch debe cumplir como mínimo con las siguientes características:

- Protocolos: RSTP según IEEE 802.1w, SNMP v1/v2, http, RMON, DHCP, TELNET, SNTP, Port Priority 802.1D/p, seguridad (IP y MAC), SNMP V3.

- Puertos: al menos 2 puertos 100/1000 FX con conectores LC para fibra multimodo, al menos 4 puertos 10/100/100 TX RJ45 (8P8C).

- Rango de temperatura de 0º C a 40º C, humedad de 10 a 95% según IEC 60068-2-30 variante 2, vibraciones 0.7g @ 13,2 Hz - 100 Hz 90min según IEC 60068-2-6, choque 15g @ 11ms.

- Indicadores luminosos tipo Led para diagnostico.

Los siguientes indicadores serán instalados en el TCU: Contador horas operación, voltaje de máquina, Frecuencia, velocidad, potencia activa y reactiva, ajuste de potencia, ajuste de velocidad, límite de apertura, nivel de Toma.

Incluirá los equipos necesarios para realizar la sincronización manual y automática de la unidad. Dichos equipos se describen más adelante.

El botón de paro de emergencia tendrá una cubierta protectora para evitar accionamientos accidentales.

Se requiere una alarma sonora y visible en el tablero con reposición manual.

Regletas terminales recogerán todas las conexiones necesarias para el acceso de los elementos contenidos en el tablero.

El Contratista suplirá todos los cables de interconexión entre tableros, tuberías, listas de cables, tablas de alambrado, listas de materiales, diagramas eléctricos, diagramas de interconexión y detalles de circuitos.

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El Contratista debe suministrar todo el software necesario para la operación, mantenimiento y programación del sistema, así como licencias y llaves físicas y claves de acceso (password) si los hubiera.

Cualquier futura expansión debe poderse efectuar con un mínimo de modificaciones en equipo y programación sin que se requiera la intervención directa del Contratista para su realización

Regulador de velocidad de turbina

El regulador digital de la turbina será basado en un controlador con microprocesador, con un algoritmo de control que le permita realizar una acción de control PID (Acción proporcional, integral y derivativa). El programa de control deberá residir en memoria no volátiles y memoria de lectura y escritura (RAM) que utilice para las operaciones que requiera, deberá ser del tipo estático.

Con el regulador se deberá suministrar el equipo de programación con las interfaces requeridas para ajustar la programación y parametrización del regulador de velocidad. No se aceptarán equipos cuyo medio de programación este permanentemente ubicado en el cabezal y no se pueda remover.

La memoria donde esté almacenado el programa de control contará con espacio suficiente para poder implementar acciones de control adicionales a las que traiga el regulador de velocidad. El oferente deberá indicar cuál es la cantidad de memoria total y la disponible.

El regulador deberá contar con un medio de monitoreo que opere tanto con la unidad en línea o fuera de ella, por medio del cual sea posible supervisar las variables internas que procesa el microprocesador tales como: consigna de velocidad, velocidad de la turbina, consigna de potencia, potencia de la turbina, consigna del limitador de apertura de álabes, apertura de álabes, consigna para el nivel de la toma, nivel de la toma, caída permanente de velocidad, caída temporal de velocidad, caudal turbinado, consigna de caudal, parámetros de la parte proporcional, integral y derivativa. A través de este enlace se podrá acceder al programa de control y actuar sobre él.

El Regulador de Velocidad deberá proveer comunicación serial para conectarse con el Sistema de Control, en la sala de control utilizando para ello un protocolo de comunicación de amplio uso en la industria en una red de comunicación “ethernet” por medio de fibra óptica. El CONTRATISTA deberá proveer el terminal óptico para enlazarse con la red. El protocolo de comunicación a utilizarse será definido e indicado claramente en la oferta. A través de este enlace se tendrá un control completo del Regulador de Velocidad, tanto las indicaciones como los mandos y alarmas se transmitirán o recibirán en serialmente hacia o desde los equipos que lo requieran.

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Todas las salidas del regulador para la activación de las variables de la unidad serán a través de relés de interfase conectados en regleta.

Las variables críticas estarán enclavadas mediante contactos de los dispositivos de detección y protección, para evitar accionamientos accidentales.

Los convertidores del tipo digital - analógicos y analógicos - digital que el regulador requiera para sensar y generar las señales necesarias para el control de la turbina, deberán tener la resolución necesaria para que el regulador cumpla con las características operacionales que se solicitan.

El cambio de parámetros para el ajuste de la respuesta del regulador se deberá poder realizar con la unidad operando en línea o en vacío.

La memoria de tipo RAM, será dimensionada de forma tal que también permita implementar acciones de control adicionales, el oferente indicará la memoria total y la disponible.

En caso de falla general de alimentación, deberá existir una rutina de iniciación que garantice y supervise que todos los sistemas de la turbina estén o se lleven a la condición de unidad detenida.

Controlador (PLC) de Grupo

El controlador de grupo contará con dos procesadores (CPUs), uno principal y uno de respaldo (“hot stand-by”) con la circuitería necesaria para una configuración redundante. Ambos procesadores realizarán las funciones de secuencia, protección mecánica de la unidad y control de sistemas auxiliares de la central. El procesador de respaldo operará automáticamente en caso que el principal fallara sin afectar el control de la unidad. Estos deben sincronizarse garantizando un tiempo de respuesta inmediato, NO se permitirán arreglos que demoren más de un ciclo de programa para retomar el proceso.

Este controlador de grupo incluirá las lógicas de control necesarias para realizar las secuencias de arranque y paro normal, así como paro de emergencia del grupo. Estas secuencias se podrán realizar ya sea manualmente, paso a paso o automáticamente y considerarán todo el proceso de operación desde unidad detenida hasta sincronización de la unidad con el Sistema Nacional Interconectado (SNI). Como parte de las secuencias se debe monitorear señales que son independientes de la turbina y que permiten o inhiben el arranque y paro de la unidad (generador, control y protección).

El controlador de grupo realizará las siguientes secuencias de arranque:

(i) Local Manual: Arranque paso a paso

(ii) Local Automático: Arranque sin excitación, arranque con excitación y arranque con sincronización.

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(iii) Remoto Automático: Arranque sin excitación, arranque con excitación y arranque con sincronización.

El sistema proveerá al operador un medio de revisión de las condiciones iniciales de arranque que no se encuentren cumplidas.

El sistema contará con todas las lógicas de enclavamientos necesarias para prevenir operaciones incorrectas en las secuencias.

Realizará las siguientes secuencias de paro automático:

(iv) Secuencia de paro normal.

(v) Secuencia de paro rápido con bloqueo, para fallas eléctricas.

(vi) Secuencia de paro rápido con bloqueo, para fallas mecánicas.

(vii) Secuencia de paro de emergencia.

Los tiempos entre los pasos de la secuencia de paro serán supervisados. En caso de que durante una secuencia de parada rápida se supere el tiempo de alguno de los pasos, se procederá a realizar una secuencia de paro de emergencia.

El controlador de grupo tendrá, pero no se limitará, a las siguientes funciones:

(viii) Ajuste de subir potencia

(ix) Ajuste de bajar potencia

(x) Ajuste de subir caudal

(xi) Ajuste de bajar caudal

(xii) Ajuste de subir límite de carga

(xiii) Ajuste de bajar límite de carga

(xiv) Ajuste de subir voltaje

(xv) Ajuste de bajar voltaje

(xvi) Disparo de emergencia

(xvii) Arranque de unidad

(xviii)Paro de unidad

(xix) Control del Freno del Generador

(xx) Cambiar modos de operación del gobernador de velocidad

(xxi) Cambiar modos de operación del regulador de voltaje

El controlador de grupo (PLC) transmitirá las órdenes o comandos generados por el operador hacia los equipos de la planta según sea dispuesto. Estos comandos pueden ser generados desde el TCU, o desde

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el Sistema de Supervisión (SCADA). Por este motivo el control de grupo debe contar con un sistema de discriminación jerárquico para establecer desde qué punto se está controlando la planta. El control es activo solo en un equipo a la vez.

La adquisición de estos datos se podrá realizar por medio de entradas digitales, analógicas o bien por medio de enlaces seriales. Los controladores deben poder comunicarse entre sí para el intercambio de información. En general se debe procurar que los equipos cuenten con la capacidad para brindar la información por medio de canales seriales.

El controlador de grupo tendrá suficiente cantidad de entradas y salidas para asegurar el apropiado desempeño y además un 15% de reserva para uso futuro. Estas entradas y salidas serán de tipo digital y analógico tal como lazos 4-20 mA, RTD, etc., y serán alarmas, disparos, señales de control y medición de los sistemas auxiliares, gobernador de velocidad, generador, excitación, válvula de admisión, aire comprimido, enfriamiento, protecciones eléctricas, tableros de servicio propio de CA y CD, etc.

Se utilizarán módulos de entradas / salidas remotos (I/O Remotos) para la recolección de señales analógicas y digitales así como para la ejecución de comandos y señales analógicas de salida del controlador de grupo. Los módulos I/O Remotos se comunicarán por medio de enlaces de fibra óptica (2 enlaces redundantes) cada uno a un CPU independiente. En caso de falla de uno de los enlaces de fibra óptica entre un determinado módulo I/O Remoto y un CPU del control de grupo, el sistema conmutará automáticamente al otro enlace de forma que no se vea afectada la operación del sistema. Se debe reportar la falla del enlace al sistema de control (SCADA).

Los módulos I/O Remotos se instalarán en cajas o tableros ubicados cerca del punto de origen de las señales de forma que se reduzca el cableado entre los dispositivos y el TCU.

Para la UTR-CENCE se deben considerar módulos I/O Remotos para suministrar las señales que ésta requiere y que serán coordinadas con el ICE durante la etapa de ingeniería.

El controlador de grupo tendrá puertos Ethernet IEEE 802 para comunicación con el Sistema de supervisión (SCADA). El protocolo de comunicación a ser usado en este puerto Ethernet será transportado mediante TCP/IP, el controlador de grupo debe cumplir con los estándares más recientes de OPC Servidor – Cliente. El protocolo de comunicación será configurado y probado para comunicación con computadoras del sistema SCADA. Se debe suministrar listados completos de direcciones y registros con su respectivo significado para aprobación del ICE. Por medio de este enlace se tendrá un control completo del TCU y tanto señales como mandos serán recibidos y transmitidos. Las señales de enclavamiento y disparo serán alambradas.

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Para los enlaces seriales con los auxiliares mecánicos y eléctricos el protocolo a usar será Profibus DP o IEC 61850. Estos enlaces permitirán tener un control completo de cada auxiliar, y las indicaciones así como mandos y alarmas serán transmitidas o recibidas desde o hacia los equipos que lo requieran. Las señales de enclavamiento y disparo serán alambradas.

El controlador supervisará las señales analógicas necesarias (por ejemplo temperaturas y vibraciones) de forma que si alguna de las variables supervisadas constantemente sobrepasa el valor de alarma (primera etapa), el sistema activará una alarma para el operador (sin importar en qué pantalla se encuentre) por medio de una alarma sonora, una pantalla de despliegue momentáneo, o cualquier objeto animado; esto se mantendrá hasta que el operador reconozca la alarma. Si la variable continúa elevándose y alcanza un valor cercano al crítico, el sistema automáticamente emitirá una orden de paro a la unidad. Las señales a supervisar serán definidas en conjunto con el ICE.

Sistema de Sincronización:a) Componentes.

El sistema de sincronización de cada unidad se suministrará completo, incluyendo toda la instrumentación requerida para realizar las funciones de sincronización manual y automática en forma local desde el tablero TCU, y sincronización automática desde el sistema de Supervisión (SCADA).

Debe contar con al menos los siguientes componentes:

(1) Relé de sincronización automático.

(2) Relé de verificación de sincronismo para operación manual.

(3) Sincronoscopio.

(4) Voltímetro Dual.

(5) Frecuencímetro doble.

(6) Selector Local Manual / Local Automático / Remoto.

(7) Botoneras y accesorios para sincronización manual, automática y prueba de lámparas

(8) Luces indicadoras de estados de operación

b) Características Generales.

El equipo debe tener capacidad para sincronizar la unidad generadora en configuración generador – transformador al Sistema Nacional Eléctrico (SEN) según se indica en el diagrama unifilar.

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El equipo de sincronización para la unidad se instalará en el tablero de control de unidad (TCU).

Debe ser parte integral del sistema el equipo que permita ajustar el voltaje y la velocidad de la unidad a sincronizar, enviando para ello señales de mando al regulador de voltaje y velocidad hasta alcanzar el punto de sincronismo con el Sistema Nacional Eléctrico (SEN).

La unidad generadora podrá sincronizarse con el Sistema Nacional Eléctrico (SEN) en forma manual o automática. Local desde el propio tablero y remota desde el sistema de Supervisión (SCADA).

El sistema verificará que el módulo de interruptor del generador y sus seccionadoras estén en la posición correcta antes de poder iniciar el proceso de sincronización.

Debe existir en el tablero TCU, un botón de paro que le permita al operador detener la secuencia de sincronización en el momento que lo desee.

El sistema de comprobación por medio del relé de chequeo de sincronismo debe ser independiente de la sincronización automática, de tal manera que se garantice la operación manual en caso de que falle el sistema automático de sincronización.

El voltaje nominal (Un) de medición para todo el sistema será de 100 voltios entre fases, 60 Hz

c) Filosofía de Operación:

i. Sincronización local-manual (desde tablero TCU):

Selector (LM/LA/R) en local-manual.

Se selecciona unidad para sincronizar.

Se ajusta voltaje y frecuencia mediante las respectivas botoneras hasta alcanzar sincronismo.

Se da orden de cierre al disyuntor de la unidad.

Relé trifásico de chequeo de sincronismo verifica si orden se da fuera de sincronismo (sistema de bloqueo).

ii. Sincronización local-automática (desde el tablero TCU):

Selector (LM/LA/R) en local-automático.

Se selecciona unidad para sincronizar.

Se activa relé de sincronización automática y éste ajusta voltaje y frecuencia hasta alcanzar el punto de sincronismo y da la orden de cierre al disyuntor de la unidad.

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iii. Sincronización remota (desde el sistema de control SCADA):

Selector (LM/LA/R) en remoto.

Sistema de Supervisión (SCADA) envía un comando de sincronización automática por medio de la red y éste ajusta voltaje y frecuencia hasta alcanzar el punto de sincronismo y da la orden de cierre al disyuntor de la unidad.

Unidad de Sincronización AutomáticaCada unidad de sincronización automática debe contar con las siguientes características:

Funcionamiento basado en microprocesador (numérico).

Con puerto de comunicación RS-232 interface serial, para ajustes, configuración y calibración por medio de una PC.

Utilizado para controlar el cierre del interruptor de la unidad generadora, cuando se cumplan las condiciones de sincronización, tales como magnitud de voltaje, ángulo de fase y frecuencia entre la unidad a sincronizar y el sistema eléctrico nacional (SEN.).

Al iniciarse el proceso de sincronización automática, se activará un temporizador que apagará el equipo si transcurre un tiempo determinado (ajustable) y no se ha completado el proceso de sincronización. Además debe tener un botón de paro que le permita al operador detener la secuencia de sincronización en el momento que lo desee.

Debe permitir la carga de parámetros y ajuste de los valores de tiempos y magnitudes de las variables utilizadas en el proceso de sincronización. Dicha carga de parámetros será realizada en el mismo relé así como por medio de un microcomputador portátil que se conecta al puerto serial (RS 232) del relé. Cualquier cable, interfaz o accesorio necesario para conectar el relé a un PC portátil, software, etc. debe ser suministrado con el equipo.

El programa (“software”) para carga de parámetros, será apropiado para correr en una PC, ambiente “Windows 7” o superior. Deben suministrarse todos los programas necesarios para la carga de los ajustes de los parámetros del relé de sincronización así como para obtener información o estado de las señales involucradas.

Voltaje nominal (Un) de medición de 100 voltios entre fases.

Frecuencia de 60 Hz, trifásico, sistema sólidamente aterrizado.

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Capacidad de ajuste del tiempo activo del relé en un rango de 1 a 1200 segundos, en pasos de 1 segundo.

Capacidad de ajuste del voltaje máximo de medición.

Capacidad de ajuste del voltaje mínimo de medición.

Capacidad de ajuste del rango para la diferencia de voltajes de 0,02 a 0,4 Un, con una resolución de 0,001 Un.

Capacidad de ajuste del rango de la diferencia de frecuencia de 0,05 a 1,0 Hz, con incrementos de 0,01 Hz, precisión de +- 0,01 Hz.

Capacidad de ajuste del rango de la diferencia de ángulo de 1 a 10 grados como mínimo, con incrementos de 1grado, precisión de +- 0.1 grados.

Capacidad de ajuste de la frecuencia y duración de los pulsos para el regulador de voltaje.

Capacidad de ajuste de la frecuencia y duración de los pulsos para el regulador de velocidad.

Los contactos de cierre serán del tipo rápido y serán capaces de operar directamente el circuito de la bobina de cierre de los interruptores. Deben tener una capacidad mínima de 5 Amperios continuos y 30 Amperios por 0.5 segundos.

Debe prever un ajuste que considere diferentes tiempos de cierre de los disyuntores. Para ello se tendrá compensación del tiempo de operación del interruptor de 20 a 500 mseg, en pasos de 1 mseg.

Los valores característicos anteriores son valores mínimos permisibles, de forma tal que una precisión mayor o un relé con características superiores es perfectamente aceptable.

Relé de Verificación de SincronismoEl relé de verificación de sincronismo es utilizado para habilitar el cierre del interruptor de cada unidad generadora, cuando se cumplan las condiciones de sincronización, tales como magnitud de voltaje, ángulo de fase y frecuencia entre la unidad a sincronizar y el sistema eléctrico nacional (SEN).

El relé de verificación de sincronismo también debe permitir el cierre de del interruptor de la unidad generadora cuando se cumplan las condiciones adecuadas durante las sincronización con barra muerta.

Voltaje nominal (Un) de medición de 100 voltios entre fases.

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Frecuencia de 60 Hz, trifásico, sistema sólidamente aterrizado.

El relé debe ser trifásico.

Capacidad de ajuste del rango para la diferencia de voltajes de 10% a 30% Un.

Capacidad de ajuste del rango de la diferencia de ángulo de 2 a 10 grados como mínimo.

Los contactos de cierre serán del tipo rápido y serán capaces de operar directamente el circuito de la bobina de cierre de los interruptores. Deben tener una capacidad mínima de 5 Amperios continuos y 30 Amperios por 0.5 segundos.

Los valores característicos anteriores son valores mínimos permisibles, de forma tal que una precisión mayor o un relé con características superiores es perfectamente aceptable.

SincronoscopioEl sincronoscopio funcionará de tal manera que la aguja rotará de acuerdo con la desviación del ángulo de fase.

Se mantendrá en posición vertical, apuntando hacia arriba si la desviación es cero y la posición de ambas fases es la misma y apuntando hacia abajo si la diferencia de ángulo de fase es de 180 grados.

El sincronoscopio debe operar satisfactoriamente de 90 a 150 Voltios y girará ante la ausencia de cualquiera de las fuentes de potencial.

Voltímetro DualEl voltímetro doble se requiere para indicar la comparación entre el voltaje del generador y el voltaje del sistema eléctrico nacional (SEN).

Frecuencímetro Doble.El voltímetro doble se requiere para indicar la comparación entre el voltaje del generador y el voltaje del sistema nacional interconectado (SEN).

Selectores, Botoneras e Indicadoresi. Como mínimo se deben instalar en cada TCU los siguientes selectores:

Local Manual / Local Automático / Remoto.

Sincronización Normal / Sincronización Barra Muerta (con llave).

ii. Como mínimo se deben instalar en cada TCU las siguientes botoneras:

Arranque de Sincronización.

Paro de Sincronización.

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Subir voltaje.

Bajar voltaje.

Subir frecuencia.

Bajar frecuencia.

Prueba de lámparas.

iii. Como mínimo se deben instalar en cada TCU los siguientes indicadores analógicos:

Voltímetro dual.

Doble Frecuencímetro.

Sincronoscopio.

iv. Como mínimo se deben instalar en cada TCU las siguientes indicaciones luminosas:

Sincronizando (en operación).

Interruptor abierto.

Interruptor cerrado.

Tiempo de Sincronización excedido.

Falla unidad de sincronización.

4.4.3 Tablero de Control Toma de Agua (TCTA) El Tablero de Control Toma de Agua se utilizará para el control y monitoreo remoto de la Toma de Agua. El tablero se instalará en la caseta de la toma de aguas y permitirá el monitoreo y control tanto desde el tablero como desde la Central de Compensación.

Características Técnicas:El Tablero de Control Toma de Agua (TCTA) debe tener las siguientes características.

Estará ubicado en la caseta de control de Toma de Aguas.

La distribución interna debe ser en 125VCD por medio de interruptores termomagnéticos. Para las entradas digitales se utilizará 125VCD. Para alimentaciones internas en el tablero se permitirá el uso de 24VCD.

El sistema de control (SCADA) incluirá un servidor de tiempo en red con GPS para la sincronización de tiempo de todos los equipos conectados a la red. Por lo tanto se requiere que el Contratista de Turbina implemente la sincronización de tiempo simultánea para todos los controladores del Sistema. La desviación máxima admisible para este sistema será de 20 ms.

La tecnología será completamente digital y usará un Controlador Lógico Programable (PLC) como unidad de procesamiento central. Será construido

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bajo estructura modular (Fuentes, CPUs, módulos entrada-salida, etc.) para permitir el recibo de toda la señalización y comandos requeridos para controlar la unidad.

El programa de control residirá en memoria no volátil y en caso de falla de energía este programa no sufrirá modificaciones.

La memoria de lectura y escritura (RAM) usada en operaciones del programa será del tipo estático.

El TCTA debe contar con un selector que permita la operación local desde el propio tablero o la operación remota desde un nivel de control superior.

Se estiman al menos 32 señales digitales y 16 analógicas a ser recibidas desde el TCTA las cuales incluyen estados de compuertas de la toma, señales de seguridad, nivel de agua de presa, entre otras.

El TCTA tendrá un panel táctil para mostrar pantallas (mímicos editados por programa) de la toma y de la Central de Compensación. El panel táctil tendrá al menos 30cm diagonales como área efectiva de visualización, la resolución será al menos de 600 x 800 pixeles con rango de color no menor a 16 bits. Por lo menos 20 pantallas mímicas serán consideradas para ser programadas en el panel táctil. Se debe mostrar el esquema hidráulico del proyecto.

La señal de nivel de la toma es necesaria para la operación de la unidad por lo que deben tomarse las medidas necesarias para asegurar la correcta recepción y envío de ésta señal hacia Casa de Máquinas.

Se utilizarán módulos de entradas / salidas para la recolección de señales analógicas y digitales.

El TCTA tendrá un puerto Ethernet IEEE 802 RJ45 (8P8C) para comunicación con el TCU por medio de los equipos de comunicaciones. El protocolo de comunicación a ser usado en este puerto Ethernet será TCP/IP o IEC 61850. El TCTA cumplirá con los estándares más recientes de OPC Servidor – Cliente.

Será responsable de recibir y transmitir toda la información de la toma, mediante enlace de comunicaciones, y debe mostrar esta información en al menos una pantalla mímica en la sala de control de Reventazón con dinamismo de nivel y posiciones de compuerta y los mandos que se requieran.

- El TCTA debe tener un switch con al menos un 30% de puertos libres para uso futuro Este switch debe cumplir como mínimo con las siguientes características: Protocolos: RSTP según IEEE 802.1w, SNMP v1/v2, http, RMON, DHCP, TELNET, SNTP, Port Priority 802.1D/p, seguridad (IP y MAC), SNMP V3.

- Puertos: al menos 2 puertos 100/1000 FX con conectores ST para fibra multimodo, al menos 4 puertos 10/100/100 TX RJ45 (8P8C).

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- Rango de temperatura de 0º C a 55º C, humedad de 10 a 95% según IEC 60068-2-30 variante 2, vibraciones 0.7g @ 13,2 Hz - 100 Hz 90min según IEC 60068-2-6.

- Indicadores luminosos tipo LED para diagnostico.

El alcance de las pantallas así como el texto de cada señal será definido en coordinación el ICE y sometido a su aprobación.

El controlador supervisará las señales analógicas de nivel de forma que si baja del valor de alarma/disparo, el sistema activará una alarma/disparo en el sistema de control, activará una alarma sonora y la respectiva visualización en pantallas del operador.

Se requiere una alarma sonora y visible en el tablero con reposición manual.

Regletas terminales recogerán todas las conexiones necesarias para el acceso de los elementos contenidos en el tablero.

El Contratista suplirá todos los cables de interconexión entre tableros, tuberías, listas de cables, tablas de alambrado, listas de materiales, diagramas eléctricos, diagramas de interconexión, y detalles de circuitos.

El Contratista de debe suministrar todo el software necesario para la operación del sistema, así como licencias y llaves físicas, si las hubiera.

Cualquier futura expansión debe poderse efectuar con un mínimo de modificaciones en equipo y programación sin que se requiera la intervención directa del Contratista para su realización.

4.5 PRUEBAS EN FÁBRICA

GeneralidadesUna vez concluida la fabricación del sistema completo, el Contratista debe realizar las pruebas en fábrica de todos los tableros en sus talleres. Una vez que los tableros y equipos estén totalmente terminados, alambrados a bornes terminales de regletas y probados en fábrica, el Contratista debe realizar pruebas independientes de las propias en presencia del ICE para verificar la correcta operación de los equipos.

Para éste propósito, el Contratista debe facilitar todos los equipos de prueba necesarios.

El Contratista debe informar al menos con dos meses de antelación la fecha de las pruebas en fábrica de forma que el inspector del ICE pueda prepararse adecuadamente para presenciar las mismas.

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Las pruebas a llevar a cabo consisten de Pruebas Básicas (inspección visual, espesor de pintura y pruebas de aislamiento) y Pruebas Funcionales para cada sistema.

Pruebas BásicasLas Pruebas Básicas deben consistir al menos de las siguientes pruebas:

INSPECCIÓN VISUAL:

Color, dimensiones, placas de identificación.

Disposición de componentes y regletas.

Identificación de componentes y regletas

Identificación de hilos y código de colores

Verificación de componentes de acuerdo con la lista de partes

PRUEBAS DE PINTURA

Espesor de pintura.

Adherencia.

PRUEBAS DE AISLAMIENTO

Se realizarán antes y después de la prueba dieléctrica.

PRUEBAS DIELÉCTRICAS

Circuitos de Potencia: 2,5kV / 60 seg.

Circuitos auxiliares (120VCA): 1,5kV / 60 seg.

Circuitos de control 125VCD: 1,5kV / 60 seg.

Circuitos de control 24VCD: 0,5kV / 60 seg.

Pruebas FuncionalesLas Pruebas Funcionales deben consistir al menos de las siguientes pruebas:

Circuitos de alimentación de CD y CA.

Verificación de señales de corriente y voltaje.

Indicadores analógicos y transductores.

Verificación de entradas y salidas de cada PLC.

Verificación del sistema de protección y disparo.

Circuitos de Control y Fuerza.

Verificación de las lógicas alambradas de control, enclavamiento y bloqueo.

Verificación de alarmas y disparos.

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Sistema de Sincronización (TCUs)

Verificación de pantallas del panel de operador.

Verificación de las características operacionales.

4.6 PRUEBAS EN SITIOEl Contratista debe llevar a cabo pruebas preliminares de los tableros de control así como Pruebas de puesta en servicio y subsiguiente operación comercial de la Central.

Pruebas PreliminaresPara los tableros TCU y TCTA, el Contratista debe suministrar un “Procedimiento detallado de las pruebas de puesta en servicio” el cual debe incluir las pruebas que se detallan en la presente sección como mínimo aparte de las pruebas propias del fabricante.

Comprobación de alimentaciones auxiliares.

Verificación de circuitos eléctricos y de alambrado.

Verificación de entradas y salidas del sistema (alambradas y a través del enlace de comunicación serial con el sistema de Supervisión SCADA).

Verificación de Lógicas de Control, enclavamiento y bloqueo.

Parametrización y calibración de equipos.

Secuencias de operación (arranque / parada, etc) de los PLCs.

Comunicación serial con otros equipos y con el sistema de control (SCADA)

Sincronización simulada del interruptor principal (Modo Automático – Manual – Barra Muerta) en el caso de los TCUs.

Prueba de Operación Integral (hardware y software).

Inspección Visual.

Pruebas de Puesta en MarchaDentro de las pruebas propias del fabricante para la puesta en servicio de los tableros de control aquí especificados, se deben realizar al menos las pruebas que se indican a continuación:

Secuencias de Arranque y Paro de las unidades (modo normal y emergencia).

Sincronización de la unidad generadora (Modo Automático – Manual – Barra Muerta) en el caso de los TCUs.

Disparos y rechazos de carga.

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Para la realización de las pruebas del sistema de sincronización, el Contratista debe proveer todo el equipo necesario.

Prueba de ConfiabilidadEl Contratista llevará a cabo la prueba de confiabilidad según se establece en las secciones contractuales.

4.7 RepuestosEl Contratista suministrará las siguientes partes de repuesto:

REPUESTOS CANTIDAD

Todo tipo de elementos principales, tarjetas electrónicas de todos los tableros (cubículos), módulos de PLCs (entradas / salidas, comunicaciones, etc), memoria, convertidores, fuentes de alimentación, relés auxiliares, bloques de diodos.

Panel Táctil, incluyendo todos los accesorios requeridos: modulo de memoria, tarjeta de comunicación, batería, teclado, etc.

Para cada “N” cantidad de partes instaladas (de igual tipo, tamaño y modelo) se suministrará una cantidad “X” de repuestos, según las siguiente relación:

Para N < 5; X=1

Para 5<N<10; X=2

Para 10<N<20; X=3

Para N>20; X=4

Todos los tipos de lámparas de señalización.

100% de la cantidad utilizada

Accesorios y componentes menores10% redondeado al número entero próximo superior

Para los sistemas de sincronización (TCU):

Un relé de sincronización automática.

Un relé de verificación de sincronismo.

Un voltímetro dual.

Un frecuencímetro doble.

Un indicador sincronoscopio.

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Repuestos recomendados por el Contratista

Si el OFERENTE lo considera conveniente, incluirá en su oferta una lista recomendada de repuestos adicionales a los obligatorios antes listados, que sirvan de base para la operación de los equipos por un período de tres años y que tendrán las mismas condiciones de entrega que los repuestos obligatorios. El precio de estos repuestos recomendados no será incluido en la evaluación de las ofertas para efectos comparativos.

5. SISTEMA DE MEDICION DE NIVEL3.1 Alcance

Se requiere un Sistema de Medición de Nivel, el cual es necesario para el monitoreo del nivel de agua en la toma de aguas y para el control en modo nivel de las unidades de la Central de Compensación.

El alcance de suministro incluirá todos los equipos y materiales necesarios para implementar el sistema de medición de nivel de la toma de agua. Entre estos equipos y materiales se considerarán transductor para medición de nivel, transmisor/indicador instantáneo de nivel, gabinete, accesorios de montaje, herrajes y tuberías metálicas expuestas.

3.2 Información a entregar por el OferenteEl Oferente debe entregar la siguiente información para el estudio de su oferta:

i. Planos generales de dimensiones y ubicación del transductor, controlador/indicador instantáneo, gabinete, sistema de instalación del transductor, y rutas de cable.

ii. Folletos, panfletos y hojas técnicas de los equipos a suministrar y accesorios relevantes.

iii. Descripción detallada del funcionamiento de la medición de nivel.

3.3 Información a entregar por el Contratista y tiempos de entrega de la información

El Contratista debe suministrar la documentación que se indica en las especificaciones técnicas generales para revisión y aprobación del ICE.

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3.4 Requerimientos

3.4.1 Generales El equipo de medición de nivel de agua será apto para las condiciones de la toma, para esto el Contratista debe diseñar la medición con la mejor tecnología según el medio donde sea instalado. El instrumento será digital, basado en microprocesador con capacidad de programación en el sitio.

Para el diseño el Contratista debe considerar la presencia de plantas flotando en la superficie del agua.

El equipo de medición estará diseñado para operar a la intemperie, expuesto al sol, sometido a polvo y esfuerzo mecánico por el viento. Se debe tomar las condiciones ambientales de la zona: alta en lluvias y alta humedad relativa. Como el transductor expuesto directamente a la luz solar, este debe contar con un sistema de compensación de temperatura.

El contratista tomará en cuenta los planos civiles y la geometría particular de la toma de agua para el diseño y ubicación de los componentes del sistema de medición de nivel. Para tal fin el Contratista debe solicitar planos civiles actualizados antes de iniciar la etapa de diseño de instalación del sistema de medición de nivel.

El Contratista debe diseñar y entregar los accesorios y materiales necesarios para el montaje del sensor de nivel. Entre estos equipos y materiales se considerarán: el transductor, el gabinete con el transmisor/indicador instantáneo de nivel, cables, accesorios de montaje, vigas, herrajes, tubería metálica para cableado, gasas, pernos de anclaje y cualquier material adicional requerido para el montaje de los componentes del sistema de medición de nivel de agua. La tubería metálica para cableado se instalará de manera expuesta. El diseño del sistema debe ser sometido a aprobación del ICE y debe permitir una fácil retracción del transductor para mantenimiento.

El gabinete con el controlador e indicación de nivel se instalará en la zona de la toma de agua, cercano al transductor. Por tal motivo la caja local que albergará al controlador/indicador debe ser de un grado de protección IP 65 según IEC 60529 y protección contra corrosión o en su defecto NEMA 4X según NEMA 250.

Todo el software necesario para la descarga y parametrización del equipo debe ser suministrado, así como el cable de comunicación entre la computadora y el equipo.

El Contratista suministrará el cable de alimentación, señales y comunicación, para conexión entre el transductor ultrasónico, el transmisor/indicador y el equipo PLC

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instalado en la caseta de la toma de aguas, para la lectura del lazo de 4-20mA y las alarmas mencionadas más adelante. Los tableros de alimentación forman parte del servicio propio de la caseta, sin embargo se debe considerar un convertidor de 125Vcd a 24Vcd para la alimentación del sensor.

El equipo de medición de nivel debe contar con salidas de alarma y disparo de la siguiente manera:

Una (1) alarma por bajo nivel

Un (1) disparo por bajo nivel

Una (1) alarma por alto nivel

Una (1) alarma por derrame de agua arriba del nivel máximo extraordinario.

3.4.2 Equipo de Medición de Nivel Las salidas para las señales analógicas remotas deben ser lazos de 4-20mA, con aislamiento galvánico entre la fuente de poder y la salida.

Las señales de alarma (“on-off”) serán para 125Vcd ± 10%, 5A y ajustables en el ámbito de medición definido más adelante.

Los ámbitos y escalas de medida deben ser ajustados para el punto de medición en la cámara de carga, según lo siguiente:

Niveles en la toma de aguas

o Elevación máxima: 265.00msnm

o Elevación mínima: 245.00msnm

o Elevación media de operación: 258.34msnm

Ámbito de medición para la aplicación: 20.0m

Rango de operación del transductor: 25.0m

Salida: 4-20mA

Con salidas digitales configurables para alarmas (4)

Precisión: 0.75%

Resolución: No menor de 5mm sobre todo el rango

Rango de temperatura: 0 a 50ºC

Voltaje de alimentación: 24Vcd.

Indicador local alfanumérico

Supresor de picos en la línea del transductor – controlador/indicador

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Supresor de picos en la línea de alimentación del controlador/indicador.

Para el equipo de medición de nivel se tendrá una alimentación de 125Vcd ± 10% proveniente de la caseta de toma de aguas.

3.5 Pruebas de Puesta en ServicioEn sitio, el Contratista debe poner en marcha los equipos incluidos en el sistema de medición de nivel y verificar la operación apropiada de cada componente incluido en el sistema. El Contratista debe considerar las pruebas en sitio para cada función solicitada del sistema de medición de nivel tanto en lo correspondiente a la medición analógica como en lo correspondiente a las salidas digitales. Para tal fin realizará el ajuste de parámetros respectivo.

El Contratista debe llevar a cabo las siguientes tareas como mínimo:

i. Inspección general de la instalación: tuberías, herrajes, etc.

ii. Verificación del circuito de alimentación.

iii. Verificación de los circuitos de señales analógicas y digitales.

iv. Verificación de señales de alarma y disparo desde el sistema de medición de nivel hacia el PLC del sistema de control.

v. Verificación de señal de nivel desde el sistema de medición de nivel hacia el PLC del sistema de control.

3.6 RepuestosComo parte del suministro del Sistema de Medición de Nivel de Agua el Contratista debe incluir lo siguiente:

i. Un transductor de repuesto.

ii. Accesorios para la instalación y sujeción de los equipos.

6. SISTEMA DE PROTECCIONES ELECTRICAS5.1 Alcance

Esta sección comprende el requerimiento del sistema de protecciones eléctricas para la unidad generadora de casa de máquinas Central de Compensación Reventazón y líneas asociadas.

Las protecciones serán del tipo digital y tendrán como fin proteger los equipos de potencia tales como el generador, celdas de 13.8 kV, transformador de potencia, transformador de excitación y servicio propio, líneas de 34,5kV asociadas, ante fallas eléctricas en la central y contra fallas externas a la central (protección de

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respaldo), condiciones anormales en el sistema eléctrico y fallas en las líneas de 34,5kV.

El suministro incluye los equipos y sistemas que se indican a continuación con todos los accesorios requeridos para una operación segura, confiable y de alta calidad.

El sistema de protecciones eléctricas estará integrado en el tablero de control de la unidad e incluirá al menos los siguientes componentes:

Equipos de Protecciones Eléctricas Programa (Software) para conexión local y remota a los relés de

protecciones Memoria de Cálculo de los ajustes de los relés de protección.

El Contratista deberá suministrar una memoria de cálculo detallada de los parámetros de ajuste de cada uno de los relés de protecciones. Esta deberá someterse para aprobación del ICE.

Las funciones de protección estarán de acuerdo a lo indicado en estas especificaciones y al diagrama unifilar de protección y medición adjunto.

5.2 Información a entregar por el OferenteEl oferente debe entregar con la oferta la siguiente información:

i. Formularios de cotización debidamente llenos.

ii. Catálogos, hojas técnicas y diagramas que describan el funcionamiento y muestren las características eléctricas y de operación de los equipos de protección. La información deberá incluir datos como: tensión, corriente, consumo de potencia, frecuencia, tensión auxiliar, tiempos de disparo, cantidad y capacidad de los contactos de disparo, señalización y alarmas, tensión de prueba de aislamiento y choque, resistencia a vibraciones, dimensiones del equipo, rango de la temperatura ambiente, la humedad máxima relativa de operación, método de tropicalización, normas aplicables, etc.

iii. Información general de los paquetes de software utilizados para la descarga de parámetros, ajuste y prueba de los relés. Indicación clara de la cantidad de licencias.

iv. Resúmen de las funciones de protección a implementar en cada uno de los relés de protección.

v. Diagrama unifilar mostrando la interconexión de los relés con los equipos a proteger.

vi. Esquema de interconexión de los relés de protecciones con el concentrador digital y con la intranet del ICE.

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5.3 Documentación a entregar por el ContratistaEl Contratista debe suministrar la documentación que se indica en las especificaciones técnicas generales para revisión y aprobación del ICE.

5.4 Requerimientos

Los equipos y servicios que forman parte del suministro se detallan a continuación.

5.4.1 Equipos de Protecciones Eléctricas.

a. Tableros de Protecciones:

Los equipos de protecciones de la central de compensación se instalarán en el tablero de control / protección de unidad o en un tablero separado según los requerimientos de espacio. Dicho tablero será construido y deberá cumplir con los requisitos técnicos indicados en las especificaciones técnicas generales.

Adicionalmente se debe integrar en el diseño un tablero de protección de línea (Casa de Máquinas – Subestación) suministro del contrato de la Subestación Reventazón.

b. Equipos de Protecciones:

El sistema de protección de unidad y sistemas comunes incluirá relevadores de protección que incluyen funciones de protección primarias contra fallas internas en el generador, celdas de salida, líneas de 34,5kV, protecciones de respaldo contra fallas externas a la central y protecciones contra condiciones anormales en el sistema eléctrico.

El tablero de control / protección de la Central de Compensación incluirá los relés de protección que se indican a continuación:

Relevador No.1 - Protección de Generador (Multifuncional); que incluye las siguientes funciones de protección:

Sobre-excitación (24) Bajo voltaje (27) Potencia inversa (32R) Pérdida de Excitación (40) Secuencia Negativa (46) Protección contra energización accidental (50/27) Respaldo por Sobrecorriente (50/51) Sobrecorriente a Tierra (50/51N) Sobrevoltaje (59) Falla a Tierra del Rotor (64R) Alta/Baja-Frecuencia (81)

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Falla a Tierra del Estator (59GN-90%) Protección Diferencial del Generador (87G)

Relevador No.2 - Protección Principal que incluye la siguiente función de protección:

Protección Diferencial de Grupo: Generador – Transformador (87U)

Relevador No.3 - Protección de falla a tierra en la barra de 13,8kV que incluye la siguiente función de protección:

Falla a tierra en la barra de 13,8kV (64B)

Relevador No.4 - Protección de Respaldo que incluye la siguiente función de protección:

Falla del Interruptor (50BF)

Relevador No.5 - Protección de Respaldo que incluye las siguientes funciones de protección:

Sobrecorriente de fase del lado de alta tensión del transformador de potencia (51T-CTRL)

Sobrecorriente del neutro del transformador de potencia (51TN)

Relevador No.6 - Protección del Interruptor que incluye la siguiente función de protección:

Supervisión de Canal de Disparo (98)

Relevador No.7 - Protección de falla a tierra del transformador de servicio propio principal que incluye la siguiente función de protección:

Sobrecorriente de falla a tierra (neutro de la estrella, lado de 480Vca) del transformador de servicio propio principal (51SP1N)

Relevador No.8 - Protección de falla a tierra del transformador de servicio propio de respaldo que incluye la siguiente función de protección:

Sobrecorriente de falla a tierra (neutro de la estrella, lado de 480Vca) del transformador de servicio propio de respaldo (51SP2N)

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Relevador No.9 - Protección Principal de la Línea de 34,5kV hacia la Presa que incluye la siguiente función de protección:

Protección de Sobrecorriente Direccional de Línea hacia la Presa (67L-67N-CTRL).

El tablero de protección de la línea (suministro contrato de la Subestación) incluirá los relés de protección que se indican a continuación:

Relevador No.10 - Protección Principal de la Línea de 34,5kV hacia la Subestación Reventazón que incluye la siguiente función de protección:

Protección Diferencial de Línea hacia Sub Rev (87L)

Relevador No.11 - Protección de Respaldo de la Línea de 34,5kV hacia la Subestación Reventazón que incluye la siguiente función de protección:

Protección de Sobrecorriente Direccional de Línea hacia Sub Rev (67L-67N-CTRL).

Las funciones de protección contra fallas internas (primarias) son: 87U, 87G, 59GN, 50BF, 64R, 50/27.

Las funciones de protección de respaldo contra fallas externas son: 50/51, 51TN.

Las funciones de protección 24, 27, 32R, 40, 46, 59, 81, 98 se consideran protecciones contra condiciones anormales.La función de protección 87L (CM-Sub) se considera la protección principal de la línea Casa de Máquinas – Subestación.La función de protección 67L-67N (CM-Sub) se considera la protección de respaldo de la línea Casa de Máquinas – SubestaciónLa función de protección 67L-67N (CM-Presa) se considera la protección principal de la línea Casa de Máquinas – Presa.

La unidad generadora deberá permanecer sincronizada al SIN ante la ocurrencia de los siguientes eventos:

- Variaciones de frecuencia en la red- Reducción de voltaje de la red

Los rangos de frecuencia y voltaje de red admisibles y sus tiempos serán determinados por el centro de despacho según simulaciones del sistema de potencia. El Contratista deberá coordinar con el centro de despacho para obtener dichos valores. Así mismo se deberán coordinar los ajustes correspondientes de las protecciones relacionadas con la Subestación.

El Contratista deberá suministrar los “patch coord” y accesorios necesarios para comunicar e integrar los relés de protecciones del tablero de control / protección

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de la Central (bajo su suministro) con el sistema de control de la central de compensación y con el concentrador digital para interrogación remota. El cable de fibra óptica OPGW entre casa de máquinas Central de Compensación y Subestación Reventazón no forma parte del suministro del contratista.

Las protecciones de la línea de 34,5kV (87L, 67L-67N) hacia la Subestación Reventazón no forman parte de éste contrato, sin embargo el Contratista deberá integrar la interconexión de éstos equipos en sus diseños, así como la transferencia de disparos entre la casa de máquinas y la subestación a través de disparos transferidos en cada relé (87L y 67L-67N). A través de éste enlace será posible transmitir el disparo al interruptor en la subestación y viceversa para aislar cualquier falla entre ambos sitios.El Contratista deberá integrar las señales de alarma y disparo de los relés de protección de la línea (CM-Sub) hacia el sistema de control y protección de la central. Así mismo deberá suministrar las señales de corriente y voltaje, entradas binarias, alimentaciones auxiliares de corriente directa (125Vcd) y corriente alterna (120Vca) y demás señales que requieran los relés en dicho tablero.

Todas las señales de estado del interruptor y seccionadoras, así como de selectores de operación, deberán interconectarse al relé 67L-67N-CTRL para la indicación en dicha unidad de control / protección.

c. Sistema de Disparos

Se requiere un sistema de disparos para implementar la lógica de disparos desde los contactos de los relés de protecciones hasta los dispositivos de mando de los equipos tales como las bobinas del interruptor de máquina, interruptor de campo, etc. Los contactos de los relés de protecciones deberán ser capaces de accionar directamente la bobina de mando de los elementos de desconexión y a su vez energizar relés de disparo y bloqueo según la lógica de disparos la cual deberá coordinarse y someterse a aprobación del ICE. Incluirá al menos los siguientes elementos:

Dos relés de disparo y bloqueo con reposición manual Dos relés de disparo con reposición automática Botonera de reposición de los relés de bloqueo (reset).

El esquema de disparos deberá incorporar las protecciones propias del Transformador de Potencia: Temperatura Devanado 34.5 kV, Temperatura Devanado 13.8 kV, Válvula de Sobrepresión, Temperatura de Aceite, Nivel de Aceite y acceso al cambiador de derivaciones manual.

d. Concentrador Digital para interrogación remota de los relés de protecciones:

El tablero incluirá un concentrador digital para la interrogación remota de todos los relés de protecciones por medio de la intranet. Los relés de protecciones de la central se conectarán a través de un bus RS-485 al concentrador digital y éste

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tendrá una salida ethernet para conexión a un puerto de un switch a través del cual será posible la interrogación remota de cada uno de los relés de protecciones utilizando el software el cual es parte del suministro.

e. Programa (Software) para conexión local y remota a los relés de protecciones.

El Contratista deberá suministrar el programa (software) utilizado para la conexión local y remota de cada uno de los relés de protecciones incluyendo las respectivas licencias, el cual deberá cumplir con los siguientes requerimientos como mínimo:

Funcionamiento en ambiente Windows Permitirá la comunicación local (por medio de puerto serial local en cada

relé de protección) y remota (por medio de concentrador digital) entre un microcomputador del ICE y cada uno de los relés de protección.

Permitirá la descarga y ajuste de parámetros del relé Permitirá la visualización, almacenamiento e impresión de mediciones,

eventos, alarmas y demás información del relevador. Permitirá la lectura, visualización y análisis de eventos de fallas

(oscilografía) almacenados, valores analógicos y digitales. Debe restituir los datos de forma gráfica y representando los canales en diferentes colores para una identificación clara.

Permitirá las siguientes funciones: protección por medio de palabra clave, facilidades de adaptación de la pantalla a la sección de interés (zoom), posibilidad de selección de puntos para ver detalle de amplitud, desfase de ángulo, etc.

Permitirá el almacenamiento e impresión de reportes. Manejo de archivos en formato IEEE COMTRADE (Common Format for

Transient Data Exchange).

5.4.2 Memoria de Cálculo de los ajustes de los relés de protección. El Contratista deberá realizar el cálculo de los valores de ajuste de cada una de las funciones de protección a activar en los relés de protecciones de acuerdo a las características técnicas de los equipos a proteger, del sistema eléctrico y a los criterios y filosofía de protección indicados por el ICE. Para ello el Contratista deberá coordinar con el ICE y solicitar la información que requiera para realizar en forma detallada y completa el estudio de selección de ajustes para cada una de las funciones de protección. Así mismo deberá someter dicha memoria de cálculo al ICE para su revisión y aprobación. El Contratista deberá preveer la realización de una reunión de coordinación para la revisión conjunta de los ajustes propuestos con la participación del especialista de protecciones, en Costa Rica durante dos (2) días.

5.5 Características Técnicas de los Equipos

5.5.1 Equipos de Protecciones.

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Todos los relés de protecciones, relés rápidos de disparo y bloqueo, concentrador digital y demás accesorios deben estar instalados y totalmente alambrados entre ellos y hacia otros dispositivos. Cada uno de los contactos de alarma y disparo de los relés de protecciones, relés rápidos de disparo, etc. deberán alambrarse a bornes terminales de regleta y de ahí hacia el sistema de control de la central.

Los lazos de corriente y voltaje utilizarán borneras del tipo seccionable con conectores de prueba, igual o similar a la marca Phoenix, modelo URTK/S.

Cualquier dispositivo o accesorio necesario para el normal funcionamiento del sistema de protecciones no mencionado aquí será suministrado por el Contratista.

En caso de señales externas a los tableros de protecciones pero necesarias para el funcionamiento del sistema, se deberá preveer en bornes de regleta la recolección de dichas señales.

Todos los componentes deberán ser tropicalizados.

Las protecciones deberán provocar el bloqueo de la unidad o su desconexión de la red de acuerdo con el tipo de falla. Por lo tanto el sistema de disparo a implementarse deberá coordinarse con el ICE.

Las protecciones se coordinarán de manera que la protección primaria opere antes que las protecciones de respaldo.

El tablero debe entregarse totalmente terminado y probado en fábrica.

5.5.2 Relés de Protecciones. Los relés de protecciones solicitados deberán cumplir con las siguientes características:

Tipo numérico, de tecnología basada en microprocesador Entradas analógicas de medición trifásicas (Corrientes: 1 Amperio /

Voltajes: 100/ √3 VCA fase-neutro, 100 VCA entre fases) Frecuencia nominal de 60 Hz. Entradas analógicas aisladas por transformadores de acople. Deberá contar con al menos 8 Entradas Digitales y 8 Salidas Digitales. Los relés deberán ser adecuados para funcionar, tanto su alimentación

como sus entradas digitales, salidas digitales, contactos de alarmas y disparos con 125 VDC (± 15%).

Fuente interna CD/CD. Separación galvánica de los circuitos internos respecto a los de entrada. Las entradas digitales, las salidas tipo relé y las indicaciones deberán

ser programables por medio de software. Los contactos de disparo serán del tipo rápido y serán capaces de

operar directamente los circuitos de las bobinas de disparo de los interruptores.

Los relés deberán ser auto monitoreado (“watch-dog”) para detectar fallas internas.

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Los relés de protección contarán con reloj y calendario interno, con sincronización de tiempo externa, para posibilitar la correcta identificación de la falla. Para ello deberá implementarse la sincronización de tiempo desde el servidor de tiempo GPS suministro del sistema de control.

Registro de valores instantáneos de voltaje y corriente para las condiciones de falla (oscilografía), así como valores binarios. La resolución será de un milisegundo.

Descarga de parámetros simplificada mediante computador portátil y software. Será posible realizarla "on line". Los valores de los parámetros deberán solamente ser validos después de la confirmación final, a través de una palabra clave.

Las indicaciones de los relés deberán ser realizadas por medio de LEDs en la parte frontal del relé (incluyendo texto descriptivo en español) y darán una idea clara del tipo de falla (activación de cada función de protección).

Los relés contarán con reset manual local en el relé y por medio de botonera en el tablero.

Cada uno de los relés de protecciones (con excepción del relé 98) deberá contar con los siguientes puertos de comunicación:i. Puerto de comunicación hacia el sistema de control para la

transmisión de información de la cantidad total de relés de protección suministrados. A través de éste puerto de comunicación, el sistema de control estará en capacidad de tomar la información de los relés para su registro y visualización.

ii. Puerto de comunicación RS-485 hacia el concentrador digital para centralizar la comunicación de la cantidad total de relés de protección suministrados, desde un centro de evaluación remoto. Formará parte del suministro los convertidores RS-485/RS-232 y RS-232/Ethernet. A través del puerto RS-232 será posible también el acceso local a cualquiera de los relés por medio de computador portátil (incluye accesorios para conexión a PC) para la conexión local, interrogación y descarga de parámetros en sitio.

Los relés de Protección de Sobrecorriente Direccional (67L-67N-CTRL y 51T-51TN-CTRL) adicionalmente deberán contar con las siguientes características:i. Los relés deberán incluir las funciones de protección, medición,

control y comunicación en la misma unidad.

ii. El sistema de control de la central podrá enviar los mandos de apertura y cierre remoto de los interruptores del metal-clad por medio de los relés 67L-67N-CTRL (Línea Presa) y 51T-51TN-CTRL (Sección del Transformador de Potencia)

iii. El relé de protección deberá incluir las funciones de control (mando) y de medición, desplegable en la pantalla de dicha unidad. Esta unidad debe de incluir una pantalla que permita presentar en ella el

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diagrama unifilar de la sección correspondiente (bahía) en la celda de media tensión. Este será realizado y editado mediante el software de dicho relé de protección. La posición (abierto o cerrado) de los elementos incluidos en dicho diagrama unifilar (interruptores y seccionadores), corresponderá con el estado real de los mismos.

iv. Incluirá funciones de control desde la propia unidad, las cuales permitirán realizar operaciones de cierre y apertura de los interruptores de potencia. Provista de un conmutador L/R (Local-Remoto), accionado (entre estas dos posiciones) mediante una llave. También recibirá comandos de cierre y apertura desde el sistema de control (en operación remota).

v. Función de recierre incorporada (79) programable hasta para cuatro operaciones, con posibilidad de activarse o desactivarse por medio de software.

vi. Función de verificación de sincronismo (25) incorporada con posibilidad de activarse o desactivarse por medio de software.

vii. Función de protección de falla del interruptor (50BF) incorporada con posibilidad de activarse o desactivarse por medio de software.

i. El relé estará previsto de un sistema de comunicación por medio del protocolo IEC 61850.

ii. Los relés de protección, control y medición no se deberán instalar en la celda de media tensión.

iii. En caso de que la unidad incluya puertos RJ45, los cables tipo UTP y sus respectivos terminales deberán cumplir con categoría 6.

iv. El Contratista deberá considerar en su diseño, la interconexión de todas las señales que se requieran para la operación remota.

v. Curvas características de operación seleccionables por software, de tiempo inverso, muy inverso, extremadamente inverso y tiempo definido tipos IEC y ANSI como mínimo.

vi. Cuatro entradas de corriente (tres fases y neutro).

vii. Deberá contar con suficiente cantidad de Entradas Digitales para recopilar la señalización de los equipos instalados en la celda del interruptor.

5.5.3 Relés rápidos de Disparo y Bloqueo. Los relés de disparo y bloqueo tendrán las siguientes características:

i. Voltaje nominal de operación: 125 VCD ± 15% Voltios

ii. Tipo “rápido”: tiempo de operación menor a 12 mseg

iii. Relés de disparo y bloqueo con reposición manual eléctrica

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iv. Vida mecánica, mayor a 100.000 operaciones

5.6 Normas AplicablesLos relés de protecciones deberán de ser desarrollados por fabricantes especializados en éste campo. Todos los equipos deberán permanecer inactivos durante fenómenos ocurridos por ruido magnético y perturbaciones eléctricas del sistema.

Los relés suministrados deberán cumplir con las siguientes normas:

Prueba de aislamiento: IEC 60-255-5. Prueba contra interferencias electromagnéticas:

i. Alta Frecuencia: IEC 60-255-22-1

ii. Descarga Electrostática: IEC 60-255-22-2

iii. Campos Electromagnéticos: IEC 60-255-22-3

iv. Disturbios por Transientes Rápidos: IEC 60-255-22-4

Prueba contra vibraciones mecánicas:i. Oscilaciones: IEC 60-255-21-1

ii. Golpes: IEC 60-255-21-2

Prueba contra Temperaturas de operación y Humedad: IEC 60-255-6

5.7 Pruebas en FábricaLos tableros deberán ser totalmente ensamblados y probados en fábrica antes de su envío al sitio. Se deberán suministrar los protocolos de pruebas realizadas. Quedará a criterio del ICE, realizar pruebas en fábrica de los equipos una vez que estén totalmente probados por el Contratista. El Contratista deberá considerar la realización de pruebas en fábrica por al menos tres (3) días en presencia del inspector del ICE, incluyendo al menos: inspección visual, pruebas funcionales y de espesor de pintura.

El Contratista deberá informar oficialmente al ICE al menos 45 días antes de realizar las pruebas conjuntas, para que pueda tomar las previsiones del caso.

5.8 Pruebas de Aceptación

5.8.1 Pruebas Preliminares En sitio, el Contratista deberá iniciar la operación de todos los equipos incluidos en el sistema de protecciones eléctricas y verificar la operación apropiada de cada componente incluido. El Contratista deberá considerar las pruebas en sitio para cada función de protección del sistema de protección (activación correcta y no activación incorrecta) durante las pruebas de inyección secundarias.

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En sitio, el Contratista deberá llevar a cabo la descarga especializada de parámetros en los relés de protecciones.

Luego de la descarga de parámetros en cada una de las funciones de protección de cada relé de protección de acuerdo a la memoria de cálculo de los valores de ajuste, el Contratista deberá llevar a cabo las siguientes tareas como mínimo:

i. Verificación de los circuitos de corriente y voltaje desde los transformadores de instrumento hasta los tableros de protección de acuerdo con los diagramas esquemáticos.

ii. Verificación de las señales externas que llegan al sistema de protecciones.

iii. Verificación de señales de alarma desde el sistema de protecciones hasta el sistema de control.

iv. Verificación de señales de disparo desde el sistema de protecciones hasta los dispositivos de actuación.

v. Pruebas secundarias.

Las Pruebas Secundarias de cada función de protección deberán realizarse con la inyección de corrientes y voltajes desde un equipo de prueba Omicron CMC o similar (el cual deberá ser capaz de suministrar suficientes circuitos de corriente para probar todas las protecciones diferenciales). El Contratista deberá proporcionar todos los equipos de prueba en sitio para ser utilizados durante las pruebas.

Las pruebas de inyección secundaria deberán hacerse con los parámetros finales propuestos en la memoria de cálculo y aprobados por el ICE.

5.8.2 Pruebas de puesta en Servicio El Contratista deberá considerar las pruebas en sitio para cada función de protección del sistema de protección (activación correcta y no activación incorrecta) durante las pruebas primarias.

Las pruebas de puesta en servicio consisten de Pruebas Primarias en los generadores.

Como mínimo, las siguientes pruebas primarias deberán llevarse a cabo para la unidad generadora:

i. Pruebas de Cortocircuito.

ii. Pruebas de falla a tierra.

iii. Prueba de Circuito Abierto.

iv. Pruebas con Carga.

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5.9 RepuestosComo parte del suministro del Sistema de Protecciones Eléctricas, el Contratista debe incluir lo siguiente:

1) Para cada tipo de relé de protección utilizado se debe suministrar como mínimo un repuesto de cada tipo. Si se suministran más de cuatro del mismo tipo se entregaran dos repuestos.

2) Para cada tipo de relé rápido de disparo / bloqueo se debe suministrar como mínimo un repuesto de cada tipo (incluyendo la base). Si se suministran más de cuatro del mismo tipo se entregaran dos repuestos.

3) Para cada tipo de transformador de corriente auxiliar, relé auxiliar, fuente de alimentación auxiliar, convertidor o bloque de diodos, se debe suministrar como mínimo un repuesto de cada tipo. Si se suministran más de cuatro del mismo tipo se entregaran dos repuestos.

7. EQUIPOS DE SERVICIO PROPIO5.10 Generalidades

El Contratista deberá realizar el diseño fabricación, supervisión de montaje y pruebas de puesta en marcha de los Equipos de Servicio Propio requeridos para controlar, distribuir y proteger el suministro de corriente alterna (CA) y corriente directa (CD). Formará parte del suministro un sistema industrial de supresión de transientes de voltaje.

Los principales equipos solicitados en esta sección son los siguientes:

TPCA (Tablero Principal de Corriente Alterna)

AUX-U (Tablero Distribución Corriente Alterna Auxiliares Unidad)

AUX-C (Tablero Distribución Corriente Alterna Auxiliares Comunes)

TXN (Transformador Auxiliar Normal, 480/208-120 V, 50 kVA mínimo)

TXE (Transformador Auxiliar Emergencia, 480/208-120 V, 15 kVA mínimo)

TCA-N (Tablero Subdistribución Corriente Alterna No-Esencial)

TCA-E (Tablero Subdistribución Corriente Alterna Esencial)

TCD (Tablero Distribución de Corriente Directa 125 VCD).

CB1 (Cargador de baterías No.1, 125VCD)

CB2 (Cargador de baterías No.2, 125VCD)

Banco de Baterías, 125VCD, 60 celdas, 300 A-h.

Interruptor de Seguridad para banco de baterías de 125Vcd.

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Inversor 125VCD / 120VCA.

El Contratista deberá suministrar cualquier tablero y/o equipo adicional de distribución de CA y/o CD no listado anteriormente y que sea necesario con el fin de incrementar la seguridad y flexibilidad en la operación de las unidades.

El esquema planteado en las presentes especificaciones y el plano unifilar de referencia corresponden a una propuesta inicial. El Contratista puede proponer para aprobación del ICE otro arreglo similar o superior que brinde una mayor seguridad y eficiencia en la operación de la central y que constituya una mejora a lo especificado.

El Contratista también deberá preparar al menos los siguientes estudios / documentos:

- Análisis de corrientes de cortocircuito utilizando la información de los equipos de potencia, de forma que pueda determinar los valores máximos en las barras de 13,8kV, 480V y 208V.

- Estudio de Coordinación de los dispositivos de protección de los interruptores de Servicio Propio de 480V.

- Diagramas de Secuencias y lógicas programadas (diagramas lógicos de control) en el TPCA. Cada subrutina deberá estar documentada apropiadamente para mayor claridad.

- Memoria de cálculo para determinar la capacidad requerida del banco de baterías según norma IEEE aplicable.

- Memoria de cálculo para determinar la capacidad requerida de los cargadores de baterías e inversor según norma IEEE aplicable.

5.11 Información a entregar por el OferenteEl Oferente debe entregar con la oferta la siguiente información:

i. Folletos, panfletos y hojas técnicas de los interruptores motorizados del TPCA incluyendo descripción del enclavamiento mecánico.

ii. Folletos, panfletos y hojas técnicas de los interruptores termomagnéticos de los tableros de distribución de corriente alterna.

iii. Folletos, panfletos y hojas técnicas de los interruptores termomagnéticos de los tableros de distribución de corriente directa.

iv. Tabla resúmen con las características básicas (eléctricas y operativas) de los cargadores de baterías, banco de baterías e inversor.

v. Folletos, panfletos y hojas técnicas de los cargadores de baterías, banco de baterías e inversor.

vi. Certificado de fábrica (banco de baterías) garantizando que las celdas de plomo-ácido cargadas en seco se podrán almacenar por un período mínimo de dos años, a partir del momento en que lleguen a puerto nacional, sin que esto afecte la vida útil de las baterías.

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vii. Certificado de fábrica garantizando la vida media de cada banco de baterías. Debe presentarse en términos de la cantidad de ciclos de servicio y también de años de vida útil. Debe ser para un mínimo de 1000 ciclos, hasta la tensión final por celda y una vida útil mínima de 10 años.


5.13 Requerimientos Servicio propio de corriente alterna

5.13.1 Generalidades. Los tableros de distribución de corriente alterna serán construidos de acuerdo con lo indicado en las especificaciones técnicas generales de las presentes especificaciones y considerando el diagrama unifilar y los detalles indicados en esta sección de las especificaciones.

En estos tableros se ubicarán los interruptores motorizados, interruptores de aire e interruptores termomagnéticos, así como los mandos, indicaciones y mediciones correspondientes.

Todos los interruptores de distribución de CA manuales deberán ser del tipo de caja moldeada.

La rotación de las fases de potencia se llamará R-S-T. El arreglo R-S-T en el bus será el siguiente: de izquierda a derecha - de arriba hacia abajo - de frente hacia atrás.

Los interruptores termomagnéticos en los tableros deberán incluir contactos auxiliares un polo doble tiro alambrados a terminales de regleta para supervisión de estado del interruptor.

Todos los tableros contarán con indicadores analógicos que indiquen si existe presencia de voltaje en el tablero.

Los tableros contarán con acrílico transparente como medio de protección contra contacto accidental con barras o partes energizadas.

Los tableros serán diseñados, ensamblados y probados cumpliendo con los requerimientos establecidos en las normativas IEC aplicables a éste tipo de tableros (IEC 439-1).

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El Contratista deberá incluir en su diseño la alimentación eléctrica de equipos de otros contratistas y cargas ICE, para lo cual deberá coordinar el detalle de las mismas. Dichas cargas consistirán entre otras de las siguientes: sistema de ventilación, compresor de aire de servicio, alimentación compuertas de restitución, válvula disipadora y su válvula mariposa. Así mismo deberá integrar las señales de éstos equipos en su sistema de control. Los cables de interconexión forman parte del suministro.

Adicional a los interruptores requeridos para su diseño, el contratista deberá incluir los interruptores para alimentación de equipos de otros contratistas y de equipos ICE, así como un 15% de interruptores de reserva (redondeado al siguiente valor entero). Las capacidades de los interruptores para otros contratistas, cargas ICE e interruptores de reserva serán sometidas a aprobación del ICE.

5.13.2 Tablero Principal de Corriente Alterna (TPCA) . El Tablero Principal de Corriente Alterna (TPCA) recibirá las alimentaciones principales de servicio propio por medio de interruptores motorizados y se encargará de distribuir la corriente alterna a los tableros auxiliares de unidades, puente grúa, transformadores de alimentación de cargas de alumbrado y tomacorrientes y demás cargas principales.

Se alambrarán relés de bajo voltaje trifásicos inteligentes (detección: bajo voltaje, falla fase, inversión de fase, desbalance de fases, frecuencia) en el lado de suministro de los Transformadores de Servicio Propio y de la Planta de Emergencia.

El tablero principal de corriente alterna (TPCA) deberá suministrarse con conmutador local/remoto y los botones pulsadores de operación abrir/cerrar necesarios para cada interruptor con mando a motor.

El TPCA se interconectará al PLC (Controlador Lógico Programable) del sistema de control el cual se encargará de realizar la transferencia automática por medio de la supervisión de la disponibilidad de voltaje de los diferentes alimentadores. Con posición de automático, en caso de la pérdida de la alimentación principal, se deberá proceder a transferir la alimentación de servicio propio a la siguiente fuente disponible. A medida que el voltaje vuelve a la normalidad a los alimentadores, el PLC procederá a transferir la alimentación de vuelta a su posición normal.

Los interruptores de potencia motorizados deberán poseer las siguientes características:

Deberán contar con enclavamiento mecánico y eléctrico entre todos ellos de manera tal que se asegure que solo uno de los alimentadores pueda estar cerrado a la vez.

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El motor del interruptor formará parte del mismo. No se aceptarán interruptores a los cuales se acople un motor externo.

Contactos auxiliares para indicación de estado del interruptor.

Contacto auxiliar momentáneo para indicación de disparo del interruptor.

Unidad de supervisión de corriente con los siguientes ajustes de corriente y tiempo para disparo:

o Sobrecarga con característica de tiempo inverso.

o Sobrecorriente.

o Indicadores de operación.

o Botón de prueba.

El suministro incluirá los transformadores de potencial, de corriente y demás accesorios necesarios para la medición de energía en el servicio propio por parte del equipo de medición.

Se requieren supresores de transitorios de voltaje en cada una de las entradas de alimentación al tablero: principal, respaldo y planta de emergencia (IEEE C62.41, Localización Categoría C).

5.13.3 Tableros de Distribución de Corriente Alterna (AUX-U, AUX-C) El Contratista proveerá tableros de distribución de corriente alterna para los auxiliares de la unidad (AUX-U) y auxiliares comunes (AUX-C) de la central. Estos tableros auxiliares consistirán de estructuras, barras de distribución de potencia, interruptores, arrancadores de motores y demás componentes para el suministro eléctrico de los auxiliares.

1. Los tableros incluirán interruptores termomagnéticos de distribución, así como una combinación de interruptores termomagnéticos y arrancadores (contactor y protección de sobrecarga) para la alimentación de motores.

2. Los tableros AUX estarán basados en el concepto de un centro de control de motores. Serán construidos con una o más secciones verticales atornilladas entre ellas para formar un conjunto auto-soportado. La construcción será del tipo frente muerto. Estará compuesto de secciones modulares estandarizadas y para el caso de los alimentadores de motores dichas secciones deberán ser fácilmente extraíbles.

3. El Contratista deberá un 10% de espacios disponibles en el tablero para uso futuro del ICE.

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4. El Tablero AUX será construido para una alimentación de 480 VCA, trifásico, 4 hilos, 60 Hz con una capacidad de corto circuito igual o mayor a 20 kA.

5. La potencia eléctrica será distribuida por medio de un conjunto de barras horizontales y verticales que se prolongan en toda la longitud del tablero. Las barras serán de cobre y estarán ubicadas en la parte posterior del tablero. Se incluirán barreras para aislar las barras por seguridad.

6. Se debe suministrar con cada tablero dos (2) barras de puesta a tierra aisladas (unidas entre sí en un solo punto por medio de un puente plano flexible o de cobre): una para la puesta a tierra de los equipos y otra para la puesta a tierra de las pantallas de los cables.

7. Los tableros incluirán una sección de control independiente de la sección de potencia, con puerta independiente. En esta sección se incluirán los componentes de bajo voltaje.

8. Cada alimentador de motor incluirá arrancador, protección térmica e interruptor termomagnético. La protección térmica del motor deberá ser ajustable dentro del rango de operación del motor.

9. Para cada motor se tendrá indicación del estado del auxiliar respectivo (Activado / Desactivado), además se incluirá una indicación de disparo de la protección térmica de cada motor o del disparo del interruptor termomagnético (Falla).

10. El diseño deberá prever contactos auxiliares alambrados a regleta para llevar hasta las cajas de control local la indicación de estado y falla del módulo del auxiliar respectivo.

11. La alimentación de control de cada auxiliar utilizará 125Vcd.

12. En la parte frontal del tablero se deberá contar con los siguientes dispositivos:

Indicadores luminosos de posición o estado (motor en operación o válvula abierta, motor detenido o válvula cerrada).

Indicación de falla de motor (protección térmica o protección de corto circuito de motor activada).

Para aquellos motores mayores de 7.5 kW, se incluirá un amperímetro.

Contador de horas de operación para cada motor y en el caso de las válvulas un contador de operaciones.

5.13.4 Tableros de Transformadores Auxiliares TXN y TXE. 1. Los tableros o encierros TXN y TXE contendrán los transformadores

auxiliares de 480 / 208-120Vca.

2. Los transformadores auxiliares deben cumplir con las siguientes características:

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Transformador seco, trifásico.

Capacidad mínima de TXN: 50kVA

Capacidad mínima de TXE: 15kVA

Relación de Transformación: 480 / 208-120V

Grupo de Conexión: Dyn5

Aislamiento: Clase H

Grado de Protección: IP-23

3. Los tableros o encierros que contienen los transformadores deben contar con rejillas de ventilación apropiadas que permitan una adecuada ventilación del transformador.

4. Los tableros o encierros TXN y TXE incluirán un interruptor termomagnético en el lado secundario del transformador. Los mismos serán del tipo caja moldeada y deben contar con un contacto auxiliar de estado del tipo un polo doble tiro (SPDT). Estos contactos se alambrarán a terminales de regleta para su respectiva supervisión en el sistema de control.

5. El Contratista podrá proponer, si el espacio lo permite, ubicar el transformador TXE dentro del tablero TCA-E.

6. El Contratista podrá proponer, si el espacio lo permite, ubicar el transformador TXN dentro del tablero TCA-N.

5.13.5 Tableros de Sub distribución de Corriente Alterna (TCA-N, TCA-E) El Contratista proveerá tableros de sub distribución de corriente alterna (208Vca) para la alimentación de cargas de tomacorriente y alumbrado general y de emergencia de la central. Así mismo el TCA-E podrá alimentar otras cargas esenciales que se requieran. Estos tableros auxiliares consistirán de estructuras, barras de distribución de potencia, interruptores y demás componentes para el suministro eléctrico de éstas cargas.

1. Los tableros incluirán interruptores y será construido con una o más secciones verticales atornilladas entre ellas para formar un conjunto auto-soportado. La construcción será del tipo frente muerto. Contarán con puerta trasera.

2. Los tableros serán construidos para una alimentación de 208 VCA, trifásico, 4 hilos, 60 Hz con una capacidad de corto circuito igual o mayor a 20 kA.

3. La potencia eléctrica será distribuida por medio de barras de cobre y estarán ubicadas en la parte posterior del tablero. Se incluirán barreras para aislar las barras por seguridad, para prevenir contacto accidental de personas.

4. Se debe suministrar con cada tablero dos (2) barras de puesta a tierra aisladas (unidas entre sí en un solo punto por medio de un puente plano

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flexible o de cobre): una para la puesta a tierra de los equipos y otra para la puesta a tierra de las pantallas de los cables.

5. Los tableros incluirán una sección de control independiente de la sección de potencia, con puerta independiente. En esta sección se incluirán los componentes de bajo voltaje.

5.13.6 Requerimientos del Sistema de Supresión de Transientes de Voltaje.

El equipo de supresión de transientes de voltaje será instalado para proteger los sistemas mencionados en ésta sección de los efectos nocivos causados durante transientes de voltaje inducidos: por descargas atmosféricas, por la operación de interruptores internos o externos o por corto circuitos. Se deberá instalar una protección principal en cada una de las acometidas (principal y respaldo).

1. Se requieren supresores de transitorios para ser instalados en los siguientes tableros:

TPCA (IEEE C62.41, Localización Categoría C).

Secundario del TXN (IEEE C62.41, Localización Categoría B).

Secundario del TXE (IEEE C62.41, Localización Categoría B).

Cargadores de Baterías (IEEE C62.41, Localización Categoría B).

2. Se suministrará de acuerdo con los siguientes estándares:

ANSI/IEEE C62.45-1992, IEEE Guide on Surge Testing for Equipment Connected to Low-Voltage AC Power Circuits.

ANSI/IEEE C62.41, IEEE Recommended Practice on Surge Voltages in Low-Voltage AC Power Circuits.

Underwriters Laboratories UL 1449 Second Edition, Standard for Safety - Transient Voltage Surge Suppressors.

National Electrical Manufacturer’s Association LS-1, 1992 (NEMA LS-1).

3. Serán clasificados UL 1449 y UL 1283.

4. Capacidad máxima de corriente de descarga de 65kA por fase.

5. La unidad de supresión de transitorios debe ser trifásica y contará con indicación local de estado y contacto de indicación en caso de actuación de la protección.

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5.14 Requerimientos Servicio propio de corriente directaLos tableros de distribución de corriente directa serán construidos de acuerdo con lo indicado en las especificaciones técnicas generales de las presentes especificaciones y considerando el diagrama unifilar y los detalles indicados en esta sección de las especificaciones.

Los interruptores termomagnéticos en los tableros deberán incluir los contactos auxiliares un polo doble tiro alambrados a bornes terminales para la supervisión de estado del interruptor en el sistema de control.

El tablero de CD contará con indicadores analógicos en la parte frontal del tablero que indiquen si existe presencia de voltaje en el tablero.

El tablero principal de corriente directa TCD contará con tres interruptores termomagnéticos de alimentación, dos de los cargadores de baterías y uno desde el banco de baterías (a la salida del banco de baterías se deberá instalar un seccionador con fusibles, denominado interruptor de seguridad). Cada uno de los interruptores principales, deberá tener dos contactos auxiliares de estado (1 polo, Doble Tiro). Así mismo contará con los interruptores termomagnéticos requeridos para la alimentación de las diferentes cargas de corriente directa.

El tablero deberá contar con un relé de supervisión de voltaje (relé de bajo voltaje ajustable), con contacto de indicación remota para supervisión en el sistema de control.

Todos los tableros contarán con indicadores analógicos que indiquen si existe presencia de voltaje en el tablero.

Los tableros contarán con acrílico transparente como medio de protección contra contacto accidental con barras o partes energizadas.

Los tableros serán diseñados, ensamblado y probado cumpliendo con los requerimientos establecidos en las normativas IEC aplicables a éste tipo de tableros.

El Contratista deberá incluir en su diseño la alimentación eléctrica de equipos de otros contratistas y cargas ICE, para lo cual deberá coordinar el detalle de las mismas. Así mismo deberá integrar las señales de éstos equipos en su sistema de control. Los cables de interconexión forman parte del suministro.

Adicional a los interruptores requeridos para su diseño, el contratista deberá incluir los interruptores para alimentación de equipos de otros contratistas y de equipos ICE, así como un 15% de interruptores de reserva (redondeado al siguiente valor entero). Las capacidades de los interruptores para otros otros contratistas, cargas ICE e interruptores de reserva serán sometidas a aprobación del ICE.

Los tableros serán construidos para una capacidad de corto circuito igual o mayor a 10 kA.

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Formará parte del suministro los voltímetros (cada uno protegido por interruptor termomagnético) y amperímetros indicados en el diagrama unifilar. Los amperímetros operarán con shunt de 60mV.

El Tablero de Corriente Directa (TCD), contará con un mímico unifilar de material acrílico de un tamaño representativo con placas de identificación que indiquen los tableros o equipos que alimenta y las fuentes de alimentación. La configuración y colores de los mímicos a utilizar serán sometidos a aprobación del ICE.

5.15 Cargadores y Banco de Baterías

5.15.1 Generalidades

Esta sección detalla el requerimiento de los cargadores y banco de baterías para la alimentación de los equipos de control, protección, auxiliares de turbina y auxiliares del generador de la Central.

El suministro incluirá los siguientes equipos con todos los accesorios requeridos para una operación de calidad, segura y confiable:

1. Un conjunto cargador doble de baterías, cada uno de una capacidad mínima de 60 A, 125 VCD.

2. Un banco de baterías, 125 VCD, de una capacidad mínima de 300 AH.

3. Interruptor de seguridad para banco de baterías 125 VCD.

5.15.2 Cargadores de baterías

Cada uno de los cargadores de baterías deberá cumplir con los siguientes requerimientos:

a. Voltaje de alimentación: 480VCA ± 10%, trifásico, 60 Hz ± 5%.

b. Voltaje de salida:

i. En flotación: ajustable hasta +20% del voltaje nominal

ii. En igualación: ajustable hasta +33% del voltaje nominal

c. Corriente de salida: ajustable en un rango de 50-120% del valor nominal que corresponde a 60 A como mínimo.

d. Eficiencia mínima: 80%

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e. Protección termomagnética a la entrada y a la salida de cada cargador.

Los cargadores de baterías deberán efectuar las siguientes funciones en forma simultánea:

a. Alimentar con corriente directa equipo electrónico relacionado con los sistemas de control, protección, medición, sincronización, convertidores y excitación inicial de las unidades generadoras.

b. Mantener con carga de flotación el banco de baterías.

c. Abastecer en el modo manual la carga de igualación si es requerido por el banco de baterías.

d. Conectar con otro u otros cargadores compatibles en paralelo, compartiendo la carga equitativamente por medio de control electrónico.

Los cargadores de baterías contarán con los siguientes dispositivos adicionales:

a. Un interruptor termomagnético como protección en la entrada de corriente alterna y con contactos auxiliares de posición (1P2T).

b. Un supresor de transitorios en la entrada de corriente alterna para proteger integralmente el cargador en caso de sobretensiones producidas por descargas atmosféricas.

c. Un interruptor termomagnético en la salida de corriente directa, con contactos auxiliares de posición (1P2T).

d. Diodo inversamente polarizado en paralelo con la salida para protección del rectificador, en caso de inversión de polaridad del banco de baterías, que produzcan el disparo del interruptor de salida en CD.

La configuración básica del sistema de control de los cargadores deberá cumplir con los siguientes requerimientos:

a. Relé temporizador de 0 a 72 horas para practicar cargas a fondo manuales o de igualación.

b. Enclavamiento de los cargadores de 125 VCD, de forma tal que el modo de carga inicial (formación de celdas) deberá ser posible, solamente si los interruptores a la salida de los cargadores estén abiertos y la llave (a ser instalada dentro del cargador) se encuentra en la posición de carga inicial. El modo de carga de igualación solamente será posible si las cargas se encuentran desconectadas.

c. Por medio de un conmutador se podrá variar el modo de operación para dejar el cargador con tensión de flotación o pasarlo a tensión de igualación en forma manual.

d. Circuitos sensores necesarios para las siguientes alarmas:

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Falla de la red de corriente alterna

Falla del rectificador

Bajo voltaje CD (ajustable)

Sobrevoltaje CD (ajustable)

Fallas a tierra: positivo y negativo

Falla fusibles de los rectificadores.

e. Cada alarma citada anteriormente deberá tener indicación local visual con la debida identificación, y un contacto libre de potencial para indicación remota.

f. Resistores “shunt” de 60 mV para medición de corriente de salida.

g. Voltímetro y amperímetro de CD.

Además de todos los requerimientos de configuración y ajustes mencionados anteriormente, se deberán cumplir también con las siguientes características técnicas:

a. La eficiencia del rectificador deberá ser igual o superior al 80% bajo condiciones de carga del 100% y las tensiones nominales de entrada y salida.

b. El factor de potencia deberá ser 0.8 inductivo a la tensión máxima de recarga y demás condiciones nominales.

c. La desviación estática máxima en el voltaje de salida bajo condiciones nominales de operación en ningún caso deberá exceder ±1%.

d. El máximo nivel de ruido audible deberá ser de 50 dB a un metro de distancia.

5.15.3 Banco de Baterías de 125VCD

El banco de baterías a suministrar deberá de cumplir con las necesidades de alimentación en corriente directa de casa de máquinas en forma óptima y segura. Por tal razón, deberán cumplir con los siguientes requerimientos:

a. Capacidad mínima del banco de baterías: 300 Ah / 10h

b. Número de celdas para cada banco de baterías: 60 celdas

c. Tensión nominal: 125 VCD

d. Las celdas deben ser del tipo plomo – calcio o aleación plomo – ácido.

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e. Las baterías deberán ser aptas para funcionar en un clima tropical, con temperaturas ambientales que oscilan entre 15 y 40 °C, con humedad relativa de hasta un 90% y 1000 m de altitud.

f. El tipo de válvula de alivio utilizada deberá ser a prueba de explosión (“flame arrester”). Esta deberá tener también otro agujero con su respectiva tapa para efectos de mantenimiento (“maintenance valve”).

g. Las baterías deberán ser diseñadas y construidas para operar en condiciones húmedas sin que ocurra corrosión en las partes metálicas expuestas.

h. El valor de tensión normalizado para el sistema de corriente directa utilizado y también la tolerancia para los consumidores es de 125VCD ± 15%.

i. Deberá suministrarse 1 bomba de trasiego de electrolito. Deberá ser totalmente de plástico para el llenado de las celdas y para la labor de mantenimiento posterior.

j. Los recipientes deberán ser del tipo plástico transparente, con tapa superior provista de agujero de mantenimiento y de alivio de gases, con sus respectivas válvulas.

k. Se admitirán bloques tipo batería de hasta 2 voltios cada uno.

l. Deberán contar con un indicador visual de nivel de electrolito, señalándose en éste los niveles mínimo y máximo permisibles.

m. Para formar cada banco de baterías, el Contratista deberá proveer la totalidad de las barras de conexión, tornillos, y también las refacciones, las cuales deberán ser más de 20 barras con sus respectivos tornillos.

n. Se deberá suministrar el 120% del total del electrolito necesario.

o. Para determinar la densidad del electrolito, el Contratista deberá suministrar cuatro densímetros del tipo jeringa, provistos con la escala de densidad normalizada de 1.080 kg/l hasta 1.300 kg/l y divisiones de 0.005 kg/l. El densímetro deberá tener incorporado un termómetro con una escala de densidad según la temperatura.

p. Las celdas deberán venir cargadas en seco, para ponerlas en servicio, se deberá verter en ellas el electrolito, siendo únicamente necesario una ligera carga de igualación para que estén en condiciones de trabajo.

q. La estructura de soporte (estantería) deberá ser metálica, y deberá tener un revestimiento plástico resistente a la acción corrosiva del ácido sulfúrico y la humedad.

r. Se deberán suministrar los suficientes soportes aislantes para separar la estructura (parte metálica) del piso, con el fin de evitar descargas de la batería por conducción a tierra.

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s. Suficientes bandas plásticas deberán también ser suministradas para aislar las celdas de la estructura.

Se deberán suministrar únicamente estructuras de soporte antisísmicas. Deberán incluir barandas (“railing”) que eviten el deslizamiento y/o vuelco de celdas o grupos de éstas. Dichas estructuras deberán ser capaces de resistir aceleraciones de 0.42g horizontal como mínimo. Deberán ser en hilera simple con dos niveles o del tipo de dos peldaños.

5.15.4 Interruptor de Seguridad para el Banco de Baterías

El Contratista debe suministrar un interruptor de seguridad para el banco de baterías.

El interruptor de seguridad tendrá las siguientes características:

1. Seccionador de 2 polos, para un voltaje de operación de 125Vcd.

2. Fusibles dimensionados con la capacidad suficiente para permitir la máxima corriente del banco de baterías.

3. Contacto auxiliar de estado del tipo un polo doble tiro (SPDT) para cada fusible, alambrados en paralelo y hacia el sistema de control.

4. La puerta del gabinete no podrá ser abierta mientras el interruptor se encuentre en posición “ON” y el interruptor no podrá cerrarse con la puerta del gabinete abierta.

5. Con candado de seguridad.

6. Capacidad de corriente de cortocircuito según determine el Contratista (mínimo 10kA).

7. Para montaje superficial.

8. El interruptor de seguridad será instalado a la salida del cuarto del banco de baterías.

5.16 Inversor 125VCD / 120VCA

Se debe suministrar un tablero inversor de control para alimentar con corriente alterna (120Vca), en forma segura y sin interrupción, equipo electrónico como computadoras e impresoras del sistema de control en sala de control.

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El inversor de control tendrá una alimentación auxiliar de 125Vcd desde el Tablero de Corriente Directa (TCD). Contará además con interruptores termomagnéticos para la distribución de 120 Vca hacia las cargas que lo requieran (1 interruptor principal y al menos 12 interruptores de distribución). Cada interruptor contará con contacto auxiliar de posición (SPDT) para indicación resumida al sistema de control.

Los equipos alimentados por el inversor deben permanecer operativos durante los tiempos de alimentación normal y de falla de potencia de corriente alterna en la central.

Deberá contar con las siguientes características de operación:1. Regulación de frecuencia de ±0,5% para un cambio en la carga de 0% a

100%

2. Regulación de voltaje de ±5% para un cambio en la carga de 0% a 100%.

3. Distorsión armónica plena, máximo 5%.

4. Capacidad: a determinar por el Contratista de acuerdo a las cargas (mínimo: 5 kVA).

5. Voltímetro de corriente directa para la medición del voltaje de entrada (Vcd)

6. Amperímetro para la medición de la corriente de entrada (Icd).

7. Voltímetro de corriente alterna para la medición del voltaje de salida (Vca)

8. Amperímetro de corriente alterna para la medición de la corriente de salida (Ica)

9. Frecuencímetro para la medición de la frecuencia de salida (CA).

10. La eficiencia del inversor debe ser igual o superior al 80% bajo condiciones nominales de carga del 100% y tensiones nominales de entrada y salida.

11. El máximo nivel de ruido audible debe ser de 50 dB medido a un metro de distancia.

12. Interruptor “by-pass” de transferencia rápido (<4 ms) para alimentación de equipos directamente de la red de 120 Vca.

13. Humedad relativa de 0 a 90%.

14. Además de la indicación de falla del inversor, también se debe producir la desconexión del mismo para evitar daños en los consumidores.

5.17 Pruebas en Fábrica

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Una vez que los tableros estén totalmente terminados y probado, el Contratista llevará a cabo en fábrica todas las pruebas necesarias para demostrar la correcta operación de los equipos suministrados con la presencia de inspectores del ICE. Para tal fin el contratista elaborará un documento donde se detallen las pruebas a realizar en fábrica y lo entregará al ICE para aprobación. Las pruebas deben incluir simulaciones automáticas de transferencia del TPCA con voltajes reales. En general, en los tableros se deberá comprobar lo siguiente donde aplique:

Inspección visual de los tableros y sus componentes (conductores, barras, interruptores, alambrado general).

Pruebas eléctricas que incluyen:

o Secuencia de fases

o Circuitos de control

o Transformadores de instrumento

o Medidores

o Sistema de falla a tierra

o Operación de los dispositivos eléctricos (interruptores motorizados, relés de voltaje, relé de disparo)

o Indicaciones locales y remotas (resúmen de contactos auxiliares, alarmas y disparos).

o Enclavamientos

Prueba de aislamiento y prueba dieléctrica a los circuitos de control y de potencia.

5.18 Pruebas en Sitio

En el sitio, el Contratista deberá poner en marcha el conjunto de tableros del Servicio Propio verificando el buen funcionamiento de cada una de las partes del sistema, incluyendo los tableros principales, tableros auxiliares, las transferencias de alimentación y el arranque con la planta de emergencia.

El Contratista deberá llevar a cabo en sitio la formación inicial de los bancos de baterías según los procedimientos del fabricante. Así mismo el ICE podrá llevar a cabo pruebas de recepción de los bancos de baterías con el fin de determinar si las baterías cumplen con las especificaciones y si reúnen las condiciones necesarias para el servicio por el cual están destinadas. Las pruebas de aceptación de las baterías incluyen lo siguiente:

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a. Pruebas de capacidad.

b. Pruebas de eficiencia. La eficiencia promedio de aceptación deberá ser del 80% usando los valores en watt-hora.

c. Todas las pruebas deberán ser efectuadas según IEEE Std. 450-2002.

5.19 Repuestos

El Contratista debe suministrar como repuesto, uno o un 15% (redondeando al número entero superior), el que sea mayor, de cada tipo de interruptor termomagnético, transformador de corriente, relé auxiliar, fuente de alimentación auxiliar, convertidor o bloque de diodos utilizado en el Servicio Propio. En lo que respecta a lámparas de indicación, el Contratista debe incluir como repuesto 200% de las lámparas usadas.

En el caso de los repuestos para los bancos de baterías, el Contratista debe suministrar los siguientes materiales:

1. Dos celdas de repuesto de cada tipo completamente vacías y seco cargadas.

2. Veinte (20) tapones de ventilación a prueba de explosión (Flame Arrester).

3. Veinte (20) barras de conexiones con sus respectivos tornillos, tuercas y empaques.

8. SISTEMA DE MEDICION DE ENERGÍA9.1Generalidades

En la presente sección se detalla el requerimiento del sistema de medición de energía que cubre: la línea de 34,5kV Casa de Máquinas - Subestación Reventazón, la línea de 34,5kV Casa de Máquinas – Presa, la unidad generadora y el servicio propio común. El sistema estará compuesto por contadores de energía activa y reactiva y enlace de comunicación con el sistema de control de la central, el cual estará en capacidad de tomar la información necesaria que requiera del sistema de medición de energía, para el despliegue de información, mímicos y tendencias en las pantallas del operador. También contará con enlace de comunicación a la Intranet del ICE (puerto Ethernet) utilizando el protocolo ION para el acceso remoto de la información a través del programa ION Enterprise (el software ION Enterprise no forma parte de éste suministro).

El suministro del Contratista incluirá todos los equipos requeridos para una operación de calidad, segura y confiable. El sistema de medición de energía se

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instalará en el tablero de control de unidad o en un tablero separado dependiendo del espacio requerido.

9.2 Información a entregar por el OferenteEl oferente debe entregar con la oferta la siguiente información técnica:

1. Folletos y hojas técnicas de los contadores ofrecidos.


9.4 Requerimientos

9.4.1 Características Técnicas de los Equipos. En ésta sección se indican las características generales de los equipos contadores de energía de la unidad generadora y servicio propio común.

1. Los contadores de energía deben suministrarse con todos los dispositivos auxiliares necesarios para su operación tales como rectificadores, emisor de impulsos, cables de conexión local, etc. Cualquier dispositivo o accesorio necesario para el normal funcionamiento del sistema de medición de energía no mencionado aquí será suministrado por el Contratista.

2. Los equipos serán instalados en el tablero de control de unidad o en un tablero separado según los requerimientos de espacio.

3. Los transformadores de instrumento (voltajes / corrientes de la unidad generadora) a los cuales se conectarán los equipos contadores de energía tendrán las características indicadas en el diagrama unifilar adjunto a éstas especificaciones.

4. El Contratista debe implementar la comunicación de los contadores de energía con el sistema de control de la central (puerto serial). Así mismo debe implementar el enlace de comunicación con la Intranet del Instituto Costarricense de Electricidad (puerto ethernet).

5. El software ION Enterprise utilizado para la interrogación remota de los contadores de energía no forma parte del suministro del Contratista, sin embargo el Contratista debe suministrar todos los cables y accesorios necesarios para la conexión de los contadores de energía (puerto ethernet) con el Switch de la intranet del ICE. Así mismo forma parte del suministro

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los cables y accesorios necesarios para conectar una PC portátil con el puerto óptico de los contadores.

9.4.2 Equipos. El tablero contendrá los equipos que se detallan a continuación:

1. Un contador de energía igual o superior al tipo ION 7550 para la línea de 34,5kV hacia la Subestación Reventazón

2. Un contador de energía igual o superior al tipo ION 7550 para la línea de 34,5kV hacia la Presa

3. Un contador de energía igual o superior al tipo ION 7550 para la unidad generadora (lado de alta tensión del transformador de potencia)

4. Un contador de energía igual o superior al tipo ION 7550 para el servicio propio

9.4.3 Características de los Contadores de Energía: 1. Debe cumplir con las siguientes características como mínimo:

a. Clase de presición: 0.2 S de acuerdo a IEC 62053-22.

b. Memoria No-volátil: 5 MB

2. Contarán con los siguientes puertos de comunicación:

a. Puerto RS-232/485 configurable (protocolos ION, Modbus RTU, DNP 3.0)

b. Puerto RS-485 (protocolos ION, Modbus RTU, DNP 3.0)

c. Puerto Ethernet 10 BaseT, 100 Base TX (protocolo TCP/IP)

3. Contarán con las siguientes características:

a. Entradas digitales: 8

b. Entradas Analógicas: 4

c. Salidas digitales: 4

d. Salidas a relé tipo C: 3

e. Deben soportar una tensión de 1 500 voltios continuos y de 2.5 kV, 60 Hz durante un minuto

f. Tropicalizado

4. Realizará las siguientes funciones y brindará la siguiente información:

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a. Medición de Energía bidireccional y de cuatro cuadrantes: real (kWh), reactiva (kVARh) y aparente (kVAh)

b. Medición de potencia: real (kW), reactiva (kVar) y aparente (kVA).

c. Calidad de Energía (Power Quality)

d. Componentes simétricas: cero, positiva, negativa

e. Tasa de muestreo: hasta 256 muestras por ciclo

f. Resolución de estampa de tiempo: 1 mseg

g. Medición de Distorsión Armónica hasta la 63ava y total (THD)

h. Detección de Sags/Swells y registro de la magnitud y duración del disturbio.

i. Configurado para interrogación remota por medio del software ION Enterprise.

j. Registro de Eventos.

k. Registro de tendencias.

l. Registro de valores de demanda máximos para: kW, KVAR y KVA.

m. Función MeterM@il.

n. Páginas web integradas.

o. Pantalla: carátula gráfica de cristal líquido LCD incorporada.

p. Alimentación Auxiliar: 125Vcd ±12%

q. Entradas de Voltaje y Corriente (60 Hz): Medición trifásica de voltaje con conexión directa hasta 600 Volts RMS L-L (4 hilos) y medición trifásica de corrientes a 1 A.

r. Contarán con reloj y calendario interno que permitan registrar eventos internos y registros con fecha y hora (resolución de milisegundos), con sincronización de tiempo externa vía INTRANET.

9.4.4 Condiciones Ambientales. 1. Todos los elementos que conforman el sistema de medición de energía

deben cumplir con las siguientes características:

a. Temperatura de operación: 0 hasta 50 °C

b. Humedad relativa hasta 95%, no condensable

9.4.5 Normas Aplicables. Los equipos deben cumplir con las siguientes normas.

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a. Prueba de capacidad para soportar transientes de voltaje: IEEE C.37.90-1989

b. Prueba de inmunidad electromagnética: UL 61010B-1

c. Prueba de compatibilidad electromagnética:

Descarga Electrostática: IEC 61000-4-2

Campos Electromagnéticos: IEC 61000-4-3

Disturbios por Transientes Rápidos: IEC 61000-4-4

Disturbios a transientes de voltaje: IEC 61000-4-5

9.5 Pruebas en FábricaEn el equipo de medición se deben realizar las siguientes pruebas en fábrica:

1. Circuitos de alimentación de CD y CA

2. Verificación de señales de corriente y voltaje

3. Verificación de entradas y salidas binarias de cada contador

4. Verificación de operación y simulación de fallas

5. Verificación de alarmas

6. Prueba de comunicación de los contadores

7. Prueba de interrogación remota de los contadores

9.6 Pruebas de Aceptación

9.6.1 Pruebas Preliminares En sitio, el Contratista debe llevar a cabo la descarga de parámetros y/o configuración de los contadores de energía.

Así mismo la verificación de los circuitos de corriente y voltaje desde los transformadores de instrumento hasta el tablero de medición de energía de acuerdo con los diagramas esquemáticos y verificación de alarmas hacia el sistema de control.

9.6.2 Pruebas de puesta en Marcha El Contratista debe verificar la correcta operación y comunicación de cada uno de los contadores de energía con el sistema de control por medio del bus RS-485 para el despliegue de información en las pantallas del operador. Así mismo debe

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coordinar con el ICE las pruebas de interrogación remota de cada uno de los contadores de energía por medio del puerto Ethernet y la comunicación con la Intranet del ICE.

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