INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD

U.E.N. PROYECTOS Y SERVICIOS ASOCIADOS

SUBESTACIÓNES COYOL Y JACO

ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES

SISTEMA DE CONTROL Y DE PROTECCIONES

SAN JOSE – COSTA RICA

2012

ARTICULO I ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES DEL SISTEMA DE CONTROL PARA SUBESTACIONES DE JACO Y COYOL.

INTRODUCCIÓN.

Todas las especificaciones anotadas en este documento son de cumplimiento obligatorio y deben considerarse como lo mínimo aceptable quedando a criterio del oferente proponer mejores características.

TERMINOLOGÍA,

Con el objetivo de que este documento sea interpretado adecuadamente es recomendable definir ciertos términos que se utilizan en la descripción del sistema de control en este documento.

BAHÍAS ASOCIADAS A UNA SUBESTACIÓN. Al conjunto de equipos de alta tensión usados para una determinada maniobra en una subestación (o patio de interruptores) se les llamará bahía de la subestación. Existen diferentes tipos de bahías, dependiendo de la función específica de las mismas, pero los más comunes son las siguientes: Bahía de línea de transmisión. Bahía de línea de distribución. Bahía de reserva. Bahía de enlace de barras. Bahía para banco de capacitores. Bahía para reactor. Bahía para servicio propio. Bahía del lado de alta tensión del transformador de potencia. Bahía del lado de baja tensión del transformador de potencia. Bahía compartida (del medio). Aplica sólo al esquema de interruptor y medio. En el esquema de interruptor y medio, cada conjunto de tres interruptores y las respectivas seccionadoras que interconectan diametralmente las dos barras de tensión, se denominará diámetro. El diámetro consta de tres bahías y una de ellas es la bahía del medio. NIVEL DE TENSIÓN. Se refiere al nivel de tensión existente en las barras de la subestación y la magnitud del mismo se mide en kilovoltios. Los niveles de tensión usados son 230kV, 138kV, 69kV, 34.5kV, 24.9kV, 13.8kV y 4.16kV. FUNCIONES DE CONTROL. Cuando se hace referencia, a las órdenes de apertura y de cierre de los equipos de potencia (de los interruptores y de las seccionadoras motorizadas), los mandos de subir o de bajar derivaciones (“taps”) del cambiador de derivaciones del transformador de potencia, el modo de operación (en modo paralelo o en modo independiente) también de los transformadores de potencia, las indicaciones de posición de las seccionadoras y de los interruptores de potencia, los enclavamientos

(alambrados o programados por medio de “software”), las señales de alarmas, la verificación de sincronía de líneas de transmisión, se consideran funciones de control. FUNCIONES DE MEDICIÓN Es el proceso de determinar el valor de las variables eléctricas de tipo analógico, por ejemplo, la frecuencia, la corriente, la tensión, la temperatura, etc. BÚNKER. Edificación ubicada dentro de la subestación, con ambiente controlado, construida en forma hermética para ubicar los tableros que contienen los equipos de control, medición y protección y otros. Tiene un área adicional, independiente al espacio de los tableros, para albergar los bancos de baterías que dan energía a los equipos de la subestación. INTELIGENCIA DISTRIBUIDA. Cada bahía de la subestación será controlada por medio de equipos independientes y autónomos, los cuales estarán ubicados en una o varias edificaciones tipo búnker dentro de la subestación. COMPONENTES DEL SISTEMA. A continuación se detalla una lista de siglas utilizadas para referirse a los diferentes elementos que componen el sistema de control: UCB: Unidad de Control de Bahía. EO: Estación de Operación (de la subestación, local o remota). EV: Estación de Visualización (de la subestación, local o remota). SBDS: Servidor de Base de Datos de la Subestación. UCS: Gateway de integración de protocolos. PI: Panel de Información CCR: Centro de Control Remoto. IHM: Interfase Humano-Máquina. PC: Computadora Personal Portátil (Estación de ingeniería). IED Dispositivo Electrónico inteligente. GENERALIDADES DEL SISTEMA DE CONTROL El sistema de control para las subestaciones, consistirá de un sistema basado en microprocesadores, comunicaciones digitales y transmisión de datos por fibra óptica. El sistema de control debe permitir en general el manejo de todas las órdenes:

• Apertura y cierre de los equipos de potencia (interruptores y seccionadoras con

accionamiento por medio de motor).

• Ordenes de subir y bajar tomas (“taps”) del transformador de potencia para la regulación de

voltaje de la barra de 34,5 kV.

• Ordenes de bloqueo y desbloqueo de función de recierre de las protecciones de toda la

subestación y niveles de tensión.

• Registro y monitoreo en tiempo real de las indicaciones de posición y enclavamientos de los

equipos de maniobra de alta y mediana tensión.

• Registro y monitoreo en tiempo real de las señales de alarmas y eventos.

• Registro y monitoreo en tiempo real de las variables analógicas.

• Verificación de sincronismo de las líneas de transmisión.

• Registro y monitoreo de cualquier equipo de nivel 1 que pueda ser integrado mediante

protocolos de subestaciones al sistema de control.

La pantalla de arquitectura del sistema de control debe mostrar el estado de las comunicaciones de todos los equipos de la subestación de manera gráfica, cada elemento del sistema debe estar representado por un símbolo, el cual cambiará de alguna manera para indicar si se está comunicando o no. Estará basado en una arquitectura con inteligencia distribuida, el procesamiento del control se llevará a cabo en cada una de las unidades de control de bahía (UCB) de tal manera que cada bahía funcionará de manera independiente y autónoma. Los equipos de control deben ser diseñados específicamente para control de subestaciones de transmisión de energía eléctrica. No se aceptarán productos genéricos adaptados para este propósito La función de verificación de sincronización para el cierre de los interruptores deberá estar incluida en las UCBs para el caso de esquema de barras de interruptor y medio. Las condiciones de sincronización que requieran compartirse entre elementos de un mismo diámetro, deberán ser transmitidas por medio del puerto de comunicación, no en forma alambrada. Para otros esquemas de barras, esta función se realizará con las protecciones.

La lógica de enclavamientos será programada en la UCBs desde las cuales saldrán únicamente los permisos resultantes que desenclavan los elementos del patio. Para subestaciones con esquema de barras de interruptor y medio, las condiciones necesarias requeridas entre los elementos de un mismo diámetro, deben ser transmitidas por medio del puerto de comunicación, no en forma alambrada. El sistema de control, con todos sus componentes, deberá de iniciarse automáticamente después de haberse detenido por pérdida de la tensión de alimentación o cualquier otra falla. El SBDS enviará al nivel tres el estado de todas las variables relacionadas con la jerarquía de mando. El sistema debe ser capaz de pasar el mando de forma automática al nivel tres, en caso de pérdida de comunicación entre el SBDS y la EO, o cada vez que se reinicie cualquiera de estos equipos. El sistema de control solicitado se suministrará en varios tableros conteniendo todos los equipos de control, totalmente alambrados y probados en fábrica. Para la construcción de tableros e instalación de equipos en los mismos se debe cumplir con todas las disposiciones indicadas en la Sección de Especificaciones Técnicas para Tableros de Subestaciones. Los tableros de control, protección, etc., se ubicarán en la subestación, en un edificio apropiado y acondicionado para tal propósito, denominado”Búnker”. El sistema de control debe de estar construido de manera que funcione satisfactoriamente en condiciones climáticas y eléctricas adversas, que incluyen descargas eléctricas e interferencias electromagnéticas presentes en las subestaciones de alta tensión, por lo que deberán cumplir con las normas solicitadas en la sección NORMAS.

La alimentación de la subestación, será por medio de dos (2) bancos de baterías de 125 VCD, por lo tanto todos los equipos deberán suministrarse para esta alimentación de voltaje. Para mantener en sincronía todos los equipos de control y protección, se debe suministrar un sistema receptor de GPS (Global Positioning System) y todos los equipos adicionales que se requieran para este fin, la verificación de la sincronía de las señales provenientes de los equipos de nivel 1 se debe verificar en todos los niveles de control.

Los contactos de salida de los equipos (de control) deberán tener la capacidad de accionar directamente los equipos de potencia sin necesidad de relés auxiliares. NIVELES DE CONTROL. El sistema de control deberá poseer una arquitectura de cuatro niveles: El nivel cero o “nivel de patio”: Se refiere al control desde el propio equipo (de potencia) en el patio de subestación. El nivel uno o “nivel de bahía”: Se refiere al control local de las bahías de la subestación, desde las UCB asociadas a cada bahía. Esto es desde el búnker, correspondiente. La operación en el nivel uno se realizará por medio de los paneles de operación local incorporados en las UCB. El nivel dos o “nivel de subestación”: Se refiere al control de la subestación desde una estación de operación (E.O.) en forma remota desde una Sala de Control, que puede estar ubicar en algún sitio de la subestación o en algún lugar remoto. La operación en nivel dos se llevará a cabo mediante una E.O. conectada a la red de campo IEC-61850, como cliente del SBDS. El nivel tres o “nivel de control remoto (CCR)”: Se refiere al control que se realiza desde uno o varios CCR, como el CENCE (Centro de Control de Energía), en el caso particular del ICE. La operación en nivel tres se realizará por tanto, desde los CCR (Centro Control Remoto)

JERAQUÍA DE MANDO. a) La jerarquía de mando será inversa al nivel de operación, esto es que el nivel 0 de operación

ostenta la mayor jerarquía de mando y el nivel tres la menor jerarquía y debe ser totalmente independiente una de otra.

b) En los niveles de operación desde el nivel cero hasta el nivel dos se dispondrá de algún medio para

conmutar la operación de Local a Remoto y viceversa. c) Es importante aclarar que aunque pueda haber varios niveles de operación con su conmutador en

la posición Local, solamente uno de ellos (el de mayor jerarquía) tendrá la posibilidad de ejecutar mandos sobre el equipo.

d) En el nivel cero, el cual designaremos con el nombre PATIO, habrá conmutadores Local/Remoto

en cada interruptor de potencia y en todas las seccionadoras motorizadas, así como en los gabinetes del cambiador de derivaciones.

e) En el nivel uno, el cual designaremos con el nombre BAHÍA, habrá un conmutador Local/Remoto en cada unidad de control de bahía (UCB), dicho conmutador puede ser físico o un elemento del panel de operación de la UCB, donde además se debe indicar el estado de la jerarquía de mando mediante uno de dos textos: UCB LOCAL, o UCB REMOTO, además en el detalle de la bahía en el elemento motorizado deberá aparecer la indicación de la jerarquía de mando del elemento a un lado de la siguiente forma: R para Remoto y L para local.

f) En el nivel dos, el cual designaremos con el nombre ESTACION DE OPERACION, habrá una función de conmutación Local/Remoto. Para toda la subestación, dicho conmutador debe ser parte de la IHM en la E.O., donde además se debe indicar el estado de la jerarquía de mando de la siguiente forma: en la barra de estado, mediante uno de dos textos, Estación de Operación o CCR, para los niveles inferiores se respeta lo antes descrito.

g) El nivel tres o “nivel remoto”, definido como el control remoto que se debe realizar desde el Centro de

Control de Energía de la UEN CENCE (nivel de tensión 230 kV e interruptores de media tensión) según la norma de control de subestaciones emitida por la UENTE en su capítulo 7.1.3.2.4 Nivel 3 Centros de control remotos.

h) El sistema debe ser capaz de pasar el mando de forma automática al nivel tres, en caso de pérdida

de comunicación con la E.O. CIERRE DE LOS INTERRUPTORES. a) El cierre de todos los interruptores de la subestación debe ser condicionado a la verificación de

sincronía (ANSI 25) y no debe haber prioridad de cierre de interruptores dentro de un mismo diámetro. Deben contemplar todos los enclavamientos para un cierre seguro sin que medie un orden preestablecido entre interruptores.

Para el caso de interruptor y medio, el sistema de control suministrado debe incorporar esta funcionalidad en el nivel uno, deber ser distribuido de forma tal que quede incorporado en las respectivas UCBs. Para esquema de barra principal y barra auxiliar con interruptor de transferencia la función de verificación estará contenida en el sistema de protección. Para este esquema de barras y teniendo la misma partición en la barra principal, se requerirá solamente, la función de verificación de sincronía, en la UCB que controla el enlace de barras.

b) La función de verificación de sincronía debe contar con parámetros definidos por el usuario que permitan seleccionar los umbrales para determinar presencia o ausencia de tensión, máxima diferencia de tensión permitida, máxima diferencia de frecuencia permitida, máxima diferencia de ángulo permitido, etc.

c) La función de verificación de sincronía deberá contemplar las cuatro condiciones que se describen: 1. Barra viva (tensión) con línea viva (tensión).

2. Barra viva (tensión) con línea muerta (no-tensión).

3. Barra muerta (no-tensión) con línea viva (tensión).

4. Barra muerta (no tensión) con línea muerta (no tensión).

d) En la norma de control de subestaciones se tiene un detalla de las condiciones requeridas para el cierre de cada interruptor dependiendo del esquema de barras que tenga la subestación.

e) Para la configuración de interruptor y medio deberá considerarse el estado de los elementos de cada diámetro para seleccionar el potencial de referencia con que se realizará la verificación de sincronía por cada interruptor.

f) El código del programa o programas utilizados para implementar el control de verificación de sincronía deberá ser entregado junto con el software para editarlo, para que se le pueda dar mantenimiento al sistema.

g) En la oferta deberá describirse la forma u opciones en que podrá implementarse esta función aprovechando al máximo las facilidades tecnológicas del sistema de control ofrecido.

REGULACIÓN DE VOLTAJE Y CONTROL DE PARALELISMO: TRANSFORMADORES. Existen diferentes configuraciones para los transformadores de una subestación. Para la operación de estos se requiere de un sistema de regulación de voltaje, el cual tome la configuración en las que se puede trabajar un grupo de transformadores según la posición de las seccionadoras o interruptores asociados a éstos. El conjunto de dispositivos utilizados para esta finalidad, se ubicarán en el tablero de control de paralelismo TCP, para el control de varios transformadores o auto transformadores. El tablero de control de paralelismo de transformadores de potencia, si es requerido deberá ser entregado completo y ser parte integral del sistema de control propuesto. Su funcionamiento deberá considerar cuatro transformadores y un enlace de barra. Todos los dispositivos necesarios para el adecuado funcionamiento del control de paralelismo deberán ser ofrecidos por el fabricante como parte de los equipos. Las funciones que debe de realizar el sistema son: 1. Subir derivaciones (taps).

2. Bajar derivaciones (taps).

3. Mando: Individual / Paralelo.

4. Modo de mando: Local / Remoto.

5. Tipo de operación: Manual / Automática.

6. Indicaciones de posición de derivaciones el cual debe ser generado desde el cambiador de derivaciones en formato BCD para el nivel 2 y en punto flotante para el nivel 3. La indicación de “taps” se ha de alambrar a bornes de regleta y estará indicada claramente en el respectivo juego de planos del transformador de potencia.

7. Paro de emergencia del cambiador; por mando manual o por sobre\bajo voltaje.

8. Bloqueo del sistema de regulación: por sobre\bajo voltaje o discrepancia de paralelismo.

9. Alarmas; por sobre\bajo voltaje, discrepancia de paralelismo, fallo de regulador.

10. Indicación de modos de operación; estado de los reguladores de voltaje, transformadores en línea o fuera de línea.

El ICE cuenta con una norma, para el sistema de control de paralelismo de transformadores para sus subestaciones. En dicha documento se detalla los componentes necesarios para el diseño del sistema, así como las características de los mismos y los modos de operación del sistema. El sistema de control de paralelismo a ofertar debe cumplir con lo descrito en dicha norma. Esta norma, se entregará en caso se solicitarse el control de paralelismo. Los reguladores a utilizar deberán tener el protocolo IEC-61850 y capacidad de manejar mensajes goose. La indicación de posición de derivaciones deberá ser enviada al SBDS como un dato de punto flotante. En caso de requerirse mando del cambiador de derivaciones, el mando deberá ser doble y uno solo para subir y bajar derivaciones. SISTEMA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURAS. Se deberá contar con un sistema de monitoreo remoto de temperaturas para los diferentes parámetros del transformador, que cumpla con los siguientes requerimientos:

a- Los equipos IED de recepción de señal de temperatura, deberán estar distribuidos en cada transformador, y contar con capacidad de comunicación mediante protocolo IEC 61850 al sistema de control por medio dela red de campo en fibra, para garantizar la inmunidad al ruido. Deberán tener capacidad de manejar mensajes goose.

b- Se podrá implementar en la Estación de Operación, gráficos de tendencias con registro histórico de las temperaturas, con capacidad de ser transmitido a los niveles de control superiores estas aplicaciones deberán estar disponibles desde los accesos web de los históricos de la subestación. UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB). Estarán basadas en microprocesadores, y estarán dedicadas exclusivamente a una bahía particular de la subestación, por ejemplo: a una línea de transmisión, a una bahía de transformador, una bahía compartida, etc.; de manera que los mandos, la indicación, la medición y las alarmas de cada una de las bahías sean independientes de las otras. Adicionalmente se debe entregar una o dos UCBs para recolectar alarmas generales de la subestación y el procesamiento de las entradas y salidas de los tableros de corriente directa para determinar el térmico disparado en el tablero. FUNCIONES DE LA UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB). Cada una de las UCB debe realizar las siguientes funciones: a) Adquisición de señales de indicación y alarmas con una resolución de 1 ms máximo.

b) Adquisición de señales de corriente y potencial con una resolución de 2 segundos máximo.

c) Cálculo de potencia activa, reactiva y aparente, energía activa y reactiva, factor de potencia, frecuencia, etc. a partir de los valores de corriente y voltaje.

d) Indicación de posición de derivaciones (Taps) con formato digital BCD.

e) Mostrar los valores instantáneos de las mediciones eléctricas (corriente, voltaje, frecuencia, etc.) de la respectiva bahía.

f) Mando (apertura y cierre de interruptores de potencia y seccionadoras motorizadas, subir y bajar derivaciones de los cambiadores de “tomas” de los transformadores de potencia, activar o bloquear la función de re-cierre de los equipos de protección correspondientes a esa bahía).

g) Supervisión de las condiciones de enclavamientos válidas para cada bahía de subestación.

h) Transmitir toda la información recolectada hacia los niveles superiores.

i) Informaciones inciertas, como por ejemplo la posición intermedia, los defectos de equipo, transferencia incompleta o errónea de datos, etc., no deberán en forma alguna permitir operaciones de control.

j) Las UCB preferiblemente deben de estar construidas mediante una tecnología del tipo modular, donde la cantidad de entradas y salidas binarias o analógicas puedan variarse.

k) Para los módulos de nivel de tensión de 34.5kV o 24.9kV, las funciones de control y protección se aceptarán integradas en la misma unidad, a menos que se indique lo contrario. Las funciones de protección deberán ser las mismas descritas en las especificaciones generales de protección.

l) Debe contar con funciones de auto diagnóstico que indiquen el estado de los módulos.

m) Si ocurriera alguna falla interna en algún equipo o componente de una UCB, esto no resultará en una emisión de un falso comando, ni tendrá efecto en el sistema primario que está siendo monitoreado o controlado.

n) La UCB asociada a cada bahía de la subestación debe tener funcionamiento independiente, esto es, contar con fuente de alimentación, microprocesador e interface de comunicación propios. Además debe de tener los elementos necesarios para realizar localmente las funciones de control correspondientes a la bahía a la cual está asociada; con las indicaciones y el diagrama unifilar respectivo.

o) La UCB deben contar con un contacto programado para alarma sonora (esto para no depender de los parlantes de alarma de la E.O.), además debe contar con un led de alarma parpadeante que indique la presencia de alguna alarma activa en bahía, incluyendo la pérdida de comunicación de la misma con la red LAN.

p) El protocolo de comunicación y control debe ser IEC-61850, con capacidad de manejar mensajes goose, conformando una LAN en la que se une y comunica nivel 1 y 2. Cada UCB debe tener doble interface de comunicación. Los puertos deben ser fibra óptica y deberá conectarse cada uno al anillo de control...

q) La resolución y precisión de la captura, digitalización y reporte de variables analógicas a niveles

superiores debe ser mayor o igual a la resolución y precisión de los TC´s y TP´s instalados en nivel cero. Los equipos deben cumplir con los requisitos de medición que exige el CENCE: banda muerta, nivel de precisión.

REQUISITOS TÉCNICOS DE LAS UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB).

Entre los requisitos técnicos importantes que debe cumplir cada una de las UCB, están los siguientes: a) Tensión nominal de alimentación de 125 VCD, para las entradas, las salidas y la fuente de

alimentación. No se permitirá dispositivos externos para adecuar el voltaje de operación.

b) Cumplir con las normas indicadas en la sección NORMAS.

c) Cada UCB tendrá un panel para la operación local (nivel uno), con la posibilidad de desplegar en forma consecutiva al menos cuatro pantallas configurables por el usuario, desde las cuales se podrá operar y monitorear en su totalidad la bahía correspondiente. Se mostrará un unifilar de la bahía correspondiente con indicación de cada una de las seccionadoras y el interruptor. Tendrá

pulsadores tipo membrana, incorporados en el panel frontal de la UCB para la operación del interruptor y las seccionadoras motorizadas. También tendrá un conmutador para seleccionar el modo de operación remoto o local.

d) La pantalla deberá ser del tipo LCD. En la primera pantalla se deberá desplegar el estado actual de los elementos de la bahía sin posibilidad de realizar ningún mando.

e) En la segunda pantalla se mostrará el estado de los elementos de la bahía por medio de elementos dinámicos en el diagrama unifilar. Los pulsadores de operación deberán estar a un lado de la pantalla debidamente identificadas. Se permitirán pantallas tipo “touch screen”.

f) En una tercera pantalla se deberá incluir la medición de los valores instantáneos de corriente por fase, voltaje de línea, frecuencia y potencia instantánea medidos por la UCB. La cantidad de valores que aparecen en la pantalla deberá ser programable.

g) En una cuarta pantalla se deberá desplegar las alarmas con su respectivo texto, el que se deberá desplegar hasta que ocurra el evento.

h) La UCB deberá tener asociado un sistema de medición trifásico a cuatro hilos con una clase de medición de 0.3, para la bahía correspondiente, el cual estará incorporado dentro de la misma unidad. El equipo no deberá utilizar transductores externos para obtener las señales de campo, las entradas de corriente y voltaje estarán directamente conectadas de los transformadores de instrumentación. Los valores nominales de corriente y tensión serán 1 A y 100 V entre fases.

i) Todas las señales que procedan de cada bahía de la subestación, deberán aislarse mediante acopladores ópticos en las entradas y con relés en las salidas, montados en las placas del circuito interno de cada UCB.

j) Los contactos de los relés de salida deben tener la capacidad de accionar directamente los interruptores de potencia y las seccionadoras motorizadas.

k) Incluir la función de auto diagnóstico y auto monitoreo (watch-dog) para todos los módulos que componen la UCB.

Todas las UCB para transformadores y líneas de transmisión deben tener al menos 32 entradas binarias digitales y 20 salidas de relé para mandos, a menos que se indique otra cantidad en el alcance del suministro. Para funcionar a 125 VCD.

La UCB dedicada para alarmas generales debe tener al menos 32 entradas binarias digitales y 20 salidas de relé para mandos, a menos que se indique otra cantidad en el alcance del suministro. Para funcionar a 125 VCD.

Las unidades de control de los circuitos de distribución que deberán tener al menos 20 entradas binarias digitales y 12 salidas de relé de mando, totalmente libres y disponibles.

Los equipos deben cumplir con la Norma de Control y Monitoreo de Subestaciones vigente según

norma IEC-61850 y Norma para el control y monitoreo de sube

estaciones emitida por la UEN TE del ICE en el 2010. Las señales entregadas desde nivel 1 deben

contar con todas las señales estándar indicadas en dicho manual.

REQUISITOS TÉCNICOS EQUIPOS DE NIVEL 2 O DE SUBESTACION

Este nivel debe cumplir con las tareas de operación, monitoreo y registro histórico de la subestación,

este nivel está integrado básicamente por la Estación de Operación Local, el Servidor de Base de

Datos (SBDS), un Panel de Información, servidor de tiempo con fuente de sincronización GPS basado

en NTP, Inversores de corriente directa a corriente alterna para la alimentación de los equipos de

control de Nivel 2 y cualquier otro elemento que forme parte de los equipo de nivel 2

En este nivel el ICE dispondrá con horarios 24/7 para maniobras de apertura y cierre de los equipos

motorizados de la subestación, vigilancia del estado de la subestación mediante el reporte de

alarmas y eventos provenientes de los equipos de nivel 1 o IED, monitoreo y control de la tensión de

barras, corrientes de salida, potencias, voltajes, frecuencias y toda variable o parámetro necesaria

para la correcta operación de la subestación y la línea de transmisión, esto se hará a través de un

sistema de alto desempeño SCADA de la subestación:

� SCADA: Se debe tener el SCADA de la subestación a través de una Estación de Operación

(computador) desde un ThinClient, para lo cual deberá existir sus correspondiente licenciamiento

VMware View:

� Debe permitir ejecutar la operación de los interruptores, seccionadoras motorizadas, cambio de derivaciones, habilitación y bloqueo de re-cierre, cambio de jerarquía de mando de la subestación.

� Debe desplegar lista de alarmas y eventos de la subestación mediante pantallas de consulta y notificación vía alarma auditiva, el sistema deberá permitir la exportación de listas de alarmas o eventos a formato Excel utilizando criterios de búsqueda.

� Debe proyectar la subestación a través de despliegues gráficos configurables, actualizados en tiempo real con valores de los estados medidos como: posiciones de los elementos dinámicos, valores análogos, estado de los equipos de nivel 1, etc.

� Debe tener herramientas para generar informes y consultas como resumen de eventos por criterios de búsqueda, graficas de tendencia, toda la información consultada directamente de la base de datos y de históricos.

� Debe tener la capacidad de enviar mensajes de testo vía correo electrónico o MSM en el momento de la aparición de una alarma.

� Debe publicar toda la información disponible en el SCADA con la misma presentación a través de un servidor web compatible con navegadores como Mozilla e Internet Explorer, en sus versiones más recientes. Permitir además descargar a la pc de los clientes de la página web información de la base de datos y sus históricos de toda la información registrada.

Servidor de Base de Datos de Subestación. Deberá suministrarse un servidor en el cual existirá un sistema virtualizado utilizando para ello VMware VSphere ESXi, este equipo deberá tener un mínimo de tres (3) máquinas virtuales en la cuales se tendrán las aplicaciones de Gateway o equipo integrador, Servidor de base de datos donde estará ubicada la base de datos del SCADA de la subestación, máquina virtual para el monitoreo y gestión de protecciones. � La función de SCADA de la subestación:

• Deberá tener la posibilidad de multilogeo de modo que diferentes usuarios se logeen al SCADA y tengan la opción de operación y monitoreo, el SCADA, deberá ser una aplicación cliente servidor de modo que permita más de un cliente simultáneamente, además el SCADA deberá tener la propiedad de publicar los datos de la subestación a varios clientes web, el oferente deberá entregar todas las licencias VMware Vsphere y VMware view que el sistema requiera, los equipos utilizados para la operación de nivel 2 en la Subestación, así como el panel de información ubicado en bunker deberán ser de la tecnología ThinDesktop.

• Este equipo virtual deberá mantener un histórico de toda la información de la subestación (indicación de posición, alarmas, medición, eventos del sistema de control, eventos del sistema de protección y las oscilografias de las protecciones, etc.) en bases de datos abiertas de modo que clientes remotos puedan tener acceso a los datos para monitoreo mediante páginas WEB.

� GATEWAY o sistema integrador y convertidor de protocolos:

• La máquina virtual denominada Gateway deberá ser el equipo integrador de todos los dispositivos electrónicos inteligentes de nivel uno, por medio del protocolo IEC-61850, DNP, etc., y deberá tener la capacidad de entregar los datos provenientes de los equipos de nivel 1, a los diferentes centros de control por medio de protocolos IEC 101, IEC 104, o DNP, se hace la salvedad que los datos de nivel 1 podrán ser relés de protecciones, unidades de bahía, equipos de medición o cualquier equipo electrónico inteligente capas de ser integrado al sistema de control vía protocolo de comunicación IEC 61850 o protocolo IP.

• Este equipo de nivel 2, establece la comunicación con los centros de control remoto, tales como Centro de Control de Energía, UEN servicio al Cliente, Centro de Operación y monitoreo de la UEN TE y el nivel 1:

� Debe permitir el monitoreo y control remoto de las subestaciones, a través de la trasferencia de estados, control, mediciones, contadores, etc., entre el GATEWAY local y los centros de monitoreo y control remoto. Debe gestionar la jerarquía de mando de la subestación entre niveles 2 y superiores. Además debe tener un PLC virtual para realizar procesamientos lógicos con las variables recibidas y enviadas a través de los protocolos de comunicación, de acuerdo al estándar IEC61131-3

� Debe procesar y permitir en su totalidad la configuración de los siguientes protocolos: DNP3.0, DNP3.0 sobre TCP-IP, IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104, IEC 61870-5-103, IEC 61850 versión 2, SNMP y protocolos vía TCP/IP que permitan comunicación para futuras expansiones del sistema.

� Debe ser un software que opere en un equipo servidor virtualizado y deberá cumplir con todos los estándares internacionales de Gateway de comunicación según Norma IEC-61850.

� El equipo virtual denominado servidor de base de datos de protecciones deberá ser un equipo en

el cual esté instalado el software del fabricante y que permita el monitoreo y gestión de estos equipos vía remota.

Fuente de sincronización con antena receptora GPS, este equipo debe brindar al sistema una referencia de tiempo precisa necesaria para ser utilizada en los equipos que componen el sistema de control de la subestación.

Por lo general la subestación operará en forma desatendida. Por lo tanto los niveles de operación normales serán; el nivel de operación 2 a cargo del Área de Operación de la UENTE y el nivel remoto a cargo de los operadores del CENCE (nivel 3).

Del Gateway de la subestación se conectara un equipo identificado como panel de información que deberá ser una cliente delgado (Thin Client) en el cual se desplegara todas las informaciones de la subestación a través del SCADA local, para la conexión de este equipo igualmente el oferente deberá

entregar las licencias correspondientes que permitan la conexión del equipo al servidor utilizando VMware. El servidor deberá contar con mecanismo de auto recuperación que permita restaurar de manera rápida el sistema. CARACTERISTICAS TECNICAS DEL SBDS

a) Procesadores:

Modelo: Dos procesadores iguales o superiores al modelo Intel® Xeon® X5660 Frecuencia del CPU: mínima 2.8Ghz o superiores Núcleos: 6 o superiores L3 Memoria Cache: 12MB Compatible con memoria DDR3 de 1333MHz o superior

b) Memoria RAM: Cantidad: 36GB mínimo Distribución: 18 tarjetas de 2GB Velocidad: 800Mhz Tipo: Single Rank DDR3, RDIMM

c) Tarjeta Controladora de discos duros: SAS 6/iR Integrada, x6 Chassis, memoria mínima 1GB. d) Discos duros:

2 discos duros de 2 Terabyte Tipo SATA 3.5" Hot Plug Arreglo: en espejo (RAID 1) Revoluciones: 7.2K RPM

e) Interfaces de red: Dos tarjetas de red con cuatro puertos Gigabit Ethernet (1Gb), PCIe-4. Igual o superior a: 2x Intel Gigabit ET Quad Port NIC, PCIe-4 Dos puertos seriales tipo DB9

f) Unidad lectora y escritura DVD/CD: Una unidad de DVD-ROM +/-RW Doble Capa, de 16x o superior, con capacidad de multisesiones, compatible con VMWARE, Windows XP, Windows 7, capacidad de leer CD’s y DVD reescribibles, interfaz IDE o SATA.

g) Puertos seriales RS-232C: 3 puertos seriales que cumpla con el estándar RS-232C y que maneje velocidades superiores a los 19200 bps, optoacoplados. De no contar con la cantidad especificada, deben adjuntar adaptadores de USB a puerto RS232, cuyos drivers sean reconocidos por el sistema operativo ESXi5.0 de Vmware, como el caso de los USB/serial marca Manhatan.

h) Puertos USB: Debe contar con 6 puertos USB revisión 3.0 o superior, en caso de no contar con 6 puertos, adjuntar dispositivo multiplicador de puertos USB.

i) Fuentes de energía: Debe contar con 2 fuentes de poder de 870watts en modo redundante o superior potencia si el fabricante lo recomienda o advierte. Voltaje: 110 voltios (corriente alterna) Frecuencia: 60hertz Con capacidad suficiente para alimentar la máxima configuración del servidor.

j) Chasis: Para discos duros de 3.5 pulgadas Acondicionado para montaje tipo RACK en tableros de dimensiones 60x80 cm

Led frontales para monitorear condiciones básicas y críticas del servidor. Debe contar con rieles deslizantes y brazos para sostener y canalizar cables. Similar o superior al modelo PowerEdge R710 de DELL

k) Interfaz de video: La interfaz de video será la integrada en la tarjeta madre del servidor, no se deberán adicionar tarjetas de video.

l) Sistema Operativo: Debe ser suministrado con la ultima versión de Vmware ESXi 5 publicada por VMware y su respectivo licenciamiento para VMware vSphere 5.0 Enterprise Plus para 2 CPU físicos. Por ningún motivo debe proporcionarse algún sistema operativo de Microsoft ya que el ICE cuenta con licenciamiento.

m) Garantía: El servidor debe contar con garantía de todas sus partes, y soporte 24/7 durante 3 años en sitio, con un tiempo de respuesta de 4hrs, de manera que si se daña un elemento del servidor sea cambiado previo reporte nuestro al oferente en el sitio de instalación del mismo (subestaciones de la UEN Transporte de Electricidad del ICE)

n) Herramienta de manejo remoto del servidor Funcionalidad igual o similar al IDRAC6 de DELL o ILO3 de HP que permita el monitoreo, apagado y encendido del server remotamente. IDRAC6 o ILO3 es una solución de hardware y software de administración de sistemas que permite administración remota, recuperación de sistemas bloqueados y funciones de control de alimentación para los servidores

ESTACIÓN DE OPERACIÓN (E.O.) La estación de operación del sistema (E.O.) de control de la subestación deberá tener como mínimo las siguientes características:

1. Deberán ser del mismo fabricante del servidor. 2. El chasis del CPU deberá ser de tipo compacto, similar o superior a los modelos más pequeños

de la línea Optiplex o Vostro de la DELL. 3. Procesador: Igual o superior al procesado Intel Core i3 (2MB de Cache, 3.4GHz) 4. Memoria RAM: 4GB DDR3 SDRAM, Frecuencia:1333MHz, 2 DIMMs 5. Dos interfaces de video por CPU integrada, capaz de brindar una resolución de 1280x1024

cada interfaz. Salida VGA o HDMI. Que soporte video en alta definición. Deberá tener la capacidad de soportar dos monitores en modo de único escritorio para el sistema operativo.

6. 2 Interfaces de red giga Ethernet (1GB). 7. Disco duro interno de 500 Giga bytes, tipo SATA. 8. Unidad óptica de CD/DVD con capacidad de escritura. 9. Mínimo cuatro puertos USB 10. Mouse con interfaz USB 11. Teclado con distribución de teclas para Latinoamérica, interfaz USB 12. Monitor pantalla plana de 17 pulgadas con interfaz VGA y HDMI, resolución de 1280x1024 a

60hz, tecnología LCD o LED, podrá ser widescreen 13. El computador deberá soportar funciones touchscreen, por lo tanto el CPU, el monitor y el

sistema operativo deberán contar con la tecnología y controladores adecuados para navegar y trabajar en el sistema operativo y las aplicaciones tocando solamente la pantalla. La funcionalidad touchscreen no debe excluir la operación de los demás periféricos (mouse,

teclado), deberá ser capaz de operar cualquiera de los periféricos o touchscreen sin requerir selección.

14. Se deberán entregar dos equipos de los antes descritos. Uno será para la Estación de Operación y el otro se instalara en el tablero del Servidor de Base de Datos, como panel de información. Para el caso de la EO el monitor deberá ser de 19 pulgadas

15. Garantía: El thinclient debe contar con garantía de todas sus partes, y soporte 24/7 durante 3 años en sitio, con un tiempo de respuesta de 4hrs, de manera que si se daña un elemento de este equipo sea cambiado previo reporte nuestro al oferente en el sitio de instalación del mismo (subestaciones de la UEN Transporte de Electricidad del ICE)

SOFTWARE. El adjudicatario deberá entregar todo el software y licencias necesarias para la operación y parametrización del sistema de control solicitado, esto incluye, el software que requieran el SBDS, la EO, las UCB, los switches de comunicación y equipos de red, así como cualquier otro equipo incluido que lo requiera y no esté especificado en este documento. Además las bases de datos de los históricos de

los datos de la subestación. Todo el software tanto el de las aplicaciones como sistemas Operativos que se requiera deberá ser entregado con sus respectivas manuales y documentación adicional que se requiera. El software será, para ambiente Windows (podrá se XP o Windows 7 o su similar para otros fabricantes.). El software que se entregue deberá estar en idioma español o inglés y deberá entregarse en formato de CD-ROM. Se debe garantizar por parte del oferente la actualización de nuevas versiones durante el periodo de garantía y la compatibilidad con las últimas versiones de sistemas operativos vigentes, así como la actualización de alguna licencia si se requiere, con el fin de darle una continuidad optima al sistema de control.

GPS. El sistema de control deberá contar con un medio de sincronización satelital GPS, de modo que sincronice todos los elementos que conforman el sistema de control distribuido, incluido los telegramas hacia los centros de control, además eventos y alarmas registrados en la base de datos, esto debe garantizar que las estampas de tiempo debe ser la misma para cualquier consulta de la base de datos. * Dimensiones: 1RU, montado en el tablero del servidor de base de datos en la parte superior. Dimensiones aproximadas o similares a 20 pulgadas de ancho, 15 pulgadas de fondo y 1RU de alto. * Antena GPS para instalación a la intemperie con todos los accesorios necesarios para instalación en el techo del bunker de la subestación. * Cable para conexión entre la antena GPS y la fuente de sincronización de al menos 15mts con filtro contra rayos y picos de voltaje. * Capaz de operar entre -10°C y 65°C

* Fuente de alimentación y su respectivo cable: operación entre 110 y 250 voltios de corriente directa. * La fuente de sincronización debe contener los siguientes módulos:

− modulo receptor de la señal GPS

− Modulo con 3 interfaces de red de 10/100Mb con soporte para los siguientes protocolos Ethernet PTP (IEEE-1588), NTP, SNTP, ICMP, SNMP, TCP, SSH, SCP, SSL, HTTP, HTTPS, DHCP

− Salida análoga IRIG-B, 1 kHz modulated, 4 Vp-p

− Salida digital IRIG-B, E, D, or H, DC level-shift .

− Display LCD o superior.

− Funciones de tiempo: UTC or local , Position: latitude, longitude, altitude . Receiver and clock status 1 PPS (input) deviation Event time.

− Sistema: Ethernet Web Interface , Configuration, Status , SSH Console , Configuration Status * Debe traer el manual de operación y configuración. * Como referencia el equipo debe ser igual o superior al equipo 1151b de Arbiter System.

INVERSORES:

Se solicitan dos (2) inversores de 125 VCD / 120 VAC, los cuales se han de instalar en un tablero independiente, denominado “IACS”. Cada uno de estos dos inversores ha de cumplir como mínimo, con las siguientes características: � Entrada: Rango voltaje operación 100 – 150 Voltios Corriente Directa.

� Salida: 115 Voltios Corriente Alterna.

� Capacidad: 2000VA.

� Grado de carga: 0 a 100%

� Factor de potencia: f.p. = 0.8

� Temperatura: Permitida: -10ºC a 45ºC grados Celsius.

� Operación: Hasta 5 equipos en paralelo.

� Montaje: Tipo Rack 19 pulgadas.

� Chasis: Con protección electromagnética.

� Debe contar con “ByPass” o transferencia automática de alimentación de entrada entre corriente directa y

corriente alterna Se requiere pantalla de monitoreo de información de variables eléctricas como factor de potencia, entrega y consumo de potencia en VA y en W, tensión de entrada, entrega y consumo de corriente, además de indicadores luminosos de estado del inversor; ejemplo: Bypass activo, inversor activo.

� Este equipo se requiere para la alimentación de los equipos de control de nivel 2, debe cumplir con los estándares internacionales de ambiente de subestación, ser diseñado para instalación en tablero de 19 pulgadas, contar con una protección de disparo que garantice que cuando se active el voltaje de igualación del banco de baterías el equipo no se apagará, este voltaje normalmente alcanza los 140 volts, tener la posibilidad de transferencia automática a alimentación alterna en caso que el banco de baterías se apague por alguna razón.

REGLETA DE TOMAS: Se deberá entregar una regleta, la misma debe ser multi tomas de mínimo 14 tomas polarizadas con protector de picos de voltaje, 120V, 20A, 60HZ, con sus cables de conexión del tipo TSJ de 3 hilos de al menos 2 metros de longitud, con enchufe polarizado, para instalación horizontal en tablero de 19 “, con interruptor de on/off frontal y todas las salidas de AC en la parte posterior de la regleta, igual o similar al elemento 14 puertos (6 NEMA 5-15R en el frente / 8 en la parte trasera de Tripp-Lite ). SWITCHES PARA REDUNDANCIA DE RED. Se requiere el suministro de dos (2) switches para realizar la redundancia de la topología de la red, con las siguientes características:

- Para trabajar en el ambiente propio de una subestación. - Quince (15) puertos eléctricos 10/100 Base TX completamente libres y los puertos ópticos necesario

para conformar tres anillos y la conexión entre switches (100 Base FX). - Para transmisión - recepción en fibra óptica multimodo / monomodo. - Provisto de conectores en fibra óptica industriales LC o MTRJ. - Con Inmunidad a interferencias electromagnéticas (EMI). - Temperatura de operación de -40°C a 85 °C (Grados Celsius). - Alimentación 125 VCD. - Aprendizaje automático, negociación y detección de crossover. - Control de acceso de redes basado en puertos (802.1x). - VLAN (802.1Q) - Monitoreo remoto (RMON) - Password multiusuario. - Normas: o IEEE 1613 clase 2 o IEC 61850-3 o IEC 61800-3 o IEC 61000-6-2 o NEMA TS-2 - SSH/SSL (encriptado de 128 bits). - Puertos Enable/disable, seguridad de puertos basada en MAC. - Autenticación SNMPv3 y encriptación de 56 bits. - RSTP (802.1w) y Enhanced Spanning tree (Erstp). - Calidad de servicio (802.1p) y soporte GVRP. - IGMP Snooping y filtrado multicast. - Limitador de razón de puerto y limitador de tormenta de transmisión. - Configuración de puerto, status, estadísticas, mirroring, seguridad. - Pérdida de manejo de lazo en puertos de fibra óptica. - Basado en redes, Telnet, Interfases de manejo CLI. - SNMP v1/v2/v3 (encriptado de 56 bits).

RED DE COMUNICACIONES. La comunicación entre el SBDS, las protecciones y las unidades de control (UCB) será por medio de una red de campo, con una topología redundante resistente a fallos, esto es, que ante el fallo de uno de los elementos de la red los demás continúan funcionando.

El oferente debe de garantizar la comunicación entre el SBDS con los otros equipos antes indicados, por lo que debe de suministrar todos aquellos dispositivos y cables que se requieran, para lograr dicha comunicación. Los switches para red redundante, se han de instalar en un tablero diseñado especialmente para recibir todos los cables eléctricos y ópticos de los diferentes equipos. Cada switch debe ser del tipo

“Capa 3”, Se deben implementar tres anillos en fibra. Uno para los equipos de control correspondientes al nivel de tensión de 230KV, otro para las protecciones de 230kv y un tercero para los equipos de control/protección de 34.5kV. Cada anillo de conectarse a ambos swicthes. Los medios físicos de conexión deberán ser los siguientes: a) Para comunicar las protecciones, las UCB y cualquier otro IED, a los switches, esto es, a la red se

debe emplear como medio fibra óptica. b) Las distancias máximas del cable no deben exceder los 50 metros, en su defecto deberán

instalarse switches distribuidos (intermedios). Se debe cumplir con normas de cableado estructurado y con posibilidad de gestionar la LAN por medio del protocolo SNMP.

c) La conexión entres los dos switches se debe realizar en fibra óptica. c) El protocolo de la red de campo debe ser IEC-61850 y todos los equipos asociados deben tener

capacidad de manejar mensajes goose Los cables de fibra óptica, los patch cords de fibra óptica y de cobre, los cables para la programación de los equipos, y cualquier otro material similar requerido durante la construcción, puesta en servicio, operación y mantenimiento del sistema, debe ser incluido en el suministro. Todos los equipos concentradores de cables y fibras ópticas, como los “switches” que vayan a ser utilizados, deberán tener salidas libres de potencial que soporten 125VCD y que funcionen para indicar falla interna o pérdida de alimentación hacia el sistema de control.

HERRAMIENTAS. El oferente debe incluir en su oferta todas las herramientas de hardware que considere de importancia para la programación, puesta en servicio y mantenimiento del sistema de control. Debe incluirse, una computadora portátil como estación de ingeniería, con todas las licencias de desarrollo.

MICRO-COMPUTADORA PORTÁTIL (ESTACIÓN DE INGENIERÍA). PARA LA PARAMETRIZACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA SCADA Como parte integral del sistema control, se requiere una microcomputadora portátil para la parametrización, lectura de eventos almacenados, visualización y análisis (en forma local y remota) de la información almacenada en los equipos de control. Se ha de entregar, si se solicita claramente en el alcance de suministro de esta obra. La misma debe contar con las siguientes características como mínimo o la más actualizada en el mercado nacional en los últimos seis (6) meses, al tiempo de entrega de este equipo (la que sea mejor). Deben traer todo el software necesario, debidamente instalado y con las licencias correspondientes al día. Procesador: Intel Core i7 (2.5 GHz o superior; 2 MB de caché o superior).

Memoria: Hasta 8 GB de memoria, SDRAM DDR3 1333 MHz o superior. Pantalla: A color; de 15.6” (High definition, 720p, tipo LED), (1366x768) antirreflejo. Tarjeta de Vídeo: Tarjeta gráfica dedicada 512 MB de memoria de vídeo. Disco Duro: Del tipo SATA; 500 GB (mínimo). CD-ROM: Unidad de disco compacto con “quemador”: CD/DVD-ROM +/-RW. Tarjeta de red: Ethernet 10/100 Mbps. Puertos: Conector de red RJ45. Conector de acoplamiento: VGA, HDMI. Sistema operativo: Microsoft Windows 7 Professional (o superior). Accesorios: Estuche para el computador, cables, cargador de batería, etc. Alimentación: 115 VCA, 60 Hz y alimentación propia con batería. Batería: De iones de litio de 9 celdas.

Para una autonomía mínima de 2.5 horas. Color: Negro (preferiblemente) o azul. Multimedia: Cámara Web de video HD integrada y software suministrado. Parlantes de

calidad, micrófono integrado. Otros: Bluetooth. Todos los dispositivos periféricos (CD/DVD - ROM, tarjeta de red, tarjeta de video) deben estar integrados en el cuerpo principal de la computadora. Puerto de comunicación Bluetooth. Maleta de transporte con espacio para todos los dispositivos suministrados Dispositivo adaptador de USB/RS232 en caso de que el computador no incluya puerto RS232 para programar las unidades de control y protección.

REPUESTOS SOLICITADOS: El oferente debe de garantizar el suministro por subestación de repuestos genuinos de cada uno de los equipos que conforman el sistema de control.

El oferente deberá suministrar un Kit completo de repuestos de los siguientes elementos: SBDS: Un servidor completo.

Si las licencias no son transferibles deberá incluir el licenciamiento. GPS: Equipo completo. UCB Una por cada tipo empleada. Cables Uno por cada tipo empleado y dos cuando la cantidad de un mismo conductor es mayor a cinco. Además: Un (1) lote de repuestos recomendados por el fabricante para el sistema solicitado, para dos años de mantenimiento. Deben incluirse dentro de los repuestos los diferentes tipos de accesorios como discos duros, memoria, etc. que forman el sistema de control. Se debe entregar el desglose de precios unitarios de los repuestos. Además deberá ofertar repuestos para el SBDS, de acuerdo al siguiente detalle: Un (1) disco duro, una (1) fuente de alimentación y dos (2) memorias. El ICE adjudicará los equipos y cantidades que considere conveniente.

PUESTA EN MARCHA. Se deben cotizar los servicios de parametrización y puesta en servicio del sistema de control y protección para asegurar el funcionamiento de los equipos instalados. El adjudicatario será responsable por la integración de todos los componentes del sistema y su buen funcionamiento como conjunto. Se deberá cotizar el servicio total de puesta en marcha para la integración y programación de los equipos, incluyendo cualquier gasto adicional que se requiera. PRUEBAS. El adjudicatario debe incluir en su cronograma las pruebas de todos los equipos que integran el sistema de control. Si además se solicita el servicio de parametrizacion y puesta en servicio del sistema de control, se deberán incluir pruebas funcionales de integración del sistema tales como mediciones, indicaciones, mandos y enclavamientos a nivel de bahía, la integración de todas las bahías a nivel de E.O. y a nivel de CCR; aceptando simulación del protocolo para este último. Dichas pruebas se realizarán en fábrica, sobre equipos iguales a los suministrados e incluirán las indicaciones, mandos, enclavamientos, alarmas, eventos, etc. desde los equipos de nivel uno (LEDs) hasta el centro de control remoto, nivel tres. El adjudicatario cubrirá los gastos de los funcionarios del ICE quienes atestiguarán las pruebas. Se deberá entregarse el protocolo de pruebas a realizar, con al menos quince días de anticipación. Las pruebas podrán realizarse hasta que el protocolo sea aprobado. INFORMACIÓN A ENTREGAR POR EL OFERENTE. En esta sección se enumeran todos los documentos que debe de entregar junto con la oferta. Esto será un requisito necesario. Esta documentación deberá entregarse en idioma español o inglés. Un diagrama detallando la arquitectura del sistema a entregar, así como una descripción escrita del sistema. Se debe incluir en el diagrama el sistema de protecciones. Documentación técnica de todos los dispositivos a entregar con el sistema. Listado de las desviaciones de la oferta. Documentación que muestre el cumplimiento de las normas presentadas en la sección NORMAS. Alcance del suministro de la oferta, en forma detallada y con los precios individuales de los equipos a entregar (unidades de control, relés de protección, medidores, etc.). Formularios de datos técnicos.

INFORMACIÓN TÉCNICA A ENTREGAR CON LOS EQUIPOS.

Para todos los equipos que se describen en esta fórmula se debe entregar toda la información técnica en español o inglés, se deberá entregar: Planos de todos los tableros en formato digital (Auto Cad 2007) (tres copias de cada uno). Manuales del software entregado (dos copias de cada uno). Manuales de todos los equipos que conforman el sistema (dos copias de cada uno). Tres copias impresas de planos funcionales del sistema. Las mismas deben ser entregadas en las diferentes etapas del proyecto.

CAPACITACIÓN.

El fabricante del sistema de control deberá cotizar dos (2) cursos de capacitación: - Uno sobre la parametrización, operación, puesta en marcha y mantenimiento del sistema. Con

énfasis en los equipos de nivel 1.

- Un segundo curso más avanzado en parametrización, operación, puesta en marcha y mantenimiento del sistema, correspondiente a los equipos de nivel 2 del sistema de control.

La duración de cada curso deberá ser de diez (10) días hábiles laborales. La capacitación deberá ser llevada a cabo por el fabricante del sistema adquirido, no se aceptara la intervención de terceros. Se impartirán en Costa Rica para un máximo de 12 técnicos calificados, el instructor deberá ser un especialista de fabrica altamente calificado, el ICE se cerciorara mediante solicitud de documentos que lo acrediten, la capacitación será impartida en idioma español, o con traductor si se requiere, en instalaciones suministradas por el oferente y el tiempo de duración será recomendado por el oferente en base a su experiencia.

Para la realización del curso (teórico – práctico), el fabricante deberá proveer todo cuanto sea necesario para el desarrollo del mismo, como por ejemplo: un lugar adecuado, video beam, facilidad para conexión de computadoras personales a una red local para facilitar traslado de información entre los participantes, instructor (de experiencia y conocimiento del tema, reconocida), alimentación, entre otros. Deberá entregarse información impresa y en CD que respalde lo impartido en el curso. Deberán desarrollarse como mínimo los siguientes temas: Esquema general del sistema de control. Servidor de Base de Datos. Unidades de control. Estación de Operación. Demás dispositivos. Accesorios para interconectar los dispositivos del sistema de control. Topologías de interconexión del sistema de control. Protocolos de comunicación aplicados. Parametrización de las unidades de control por módulo, del control de paralelismo y de la sincronización. Parametrización de la E.O. Parametrización de señales hacia y provenientes de los CCR. Programación de lógicas en el nivel de control uno y dos. Mantenimiento correctivo y preventivo de todos los dispositivos. Parametrización del SBDS. El instructor deberá tener como mínimo cinco años de experiencia en puesta en marcha de sistemas de control del mismo fabricante. Deberá entregarse anticipadamente, para la debida revisión y aprobación, el currículum demostrando el grado de experiencia que tenga.

Para el segundo curso deberá presentarse opcionalmente una propuesta para llevar a cabo la capacitación en fabrica para cinco de técnicos calificados del ICE. Disposición de los equipos, tablero SBDS

1. Se deberá suministrar un tablero que contendrá debidamente instalado el servidor de base de datos descrito anteriormente y un computador cliente liviano (thinclient) completo, de los especificados con las características de la EO.

2. El tablero deberá ser suministrado por el fabricante del servidor, de lo contrario, certificado por escrito y/o recomendación del fabricante.

3. Las dimensiones deberán ser de 2.2 metros de alto, 60 cm de ancho y 80 cm de fondo. Si por motivos justificados previamente la altura del tablero es menor en más de 20 cm al requerido, se debe adaptar una base metálica que nivele a los 2.2 mts, debe garantizar estabilidad y su anclaje debe ser rígido.

4. Debe ser completamente cerrado y contar con puertas delantera y trasera con llave única. 5. Debe garantizar que no se recalentará el servidor y demás equipos, con mecanismos como

parrillas para facilitar el flujo del aire y abanicos debidamente energizados. 6. El tablero debe traer sistema de montaje para el servidor similar o superior al sistema de rack

Sliding ReadyRails™ de la marca DELL u otro tipo de rack estándar para montaje de servidores en Datacenters.

7. Debe instalarse el monitor del thinclient en la parte frontal del tablero. 8. Debe instalarse una bandeja que se deslice hacia afuera para tener acceso al teclado y mouse

del thin client por el frente del tablero. 9. El monitor, teclado, y mouse deben de quedar accesibles (para su uso) sin necesidad de abrir

el tablero, de manera que se evite acceso al servidor y el interior del tablero. 10. El CPU del thin client debe instalarse dentro del tablero. 11. Debe contar con conductos especiales internos para los cables de potencia y los cables de red.

La entrada de dichos cables al servidor debe ser por la parte superior del tablero canalizado con tubería tipo BX, debe existir una tubería dedicada a cables de potencia y una tubería dedicada a cables de comunicación.

12. El CPU, monitor, teclado y mouse deben quedar debidamente interconectados. 13. El servidor, monitor y CPU debe ser energizado a través de las dos regletas multipuertos

(Articulo 4), las cuales deben instalarse en el tablero, cada regleta deberá poder conectarse a inversores independientes en el tablero de inversores.

14. Los cables de potencia y de red, deben quedar correctamente canalizados. 15. El color de la pintura es el normalizado según el código: RAL 7032 16. Deberá cumplir con las especificaciones técnicas para tableros y gabinetes de este cartel.

Disposición de los equipos, tablero IACS

1. Se deberá suministrar un tablero que contendrá debidamente instalados los dos inversores descritos anteriormente.

2. Las dimensiones deberán ser de 2.2 metros de alto, 80 cm de ancho y 60 cm de fondo. Si por motivos justificados previamente la altura del tablero es menor en más de 20 cm al requerido, se debe adaptar una base metálica que nivele a los 2.2 mts, debe garantizar estabilidad y su anclaje debe ser rígido.

3. Debe ser completamente cerrado, y contar con puertas delantera y trasera con llave única 4. Debe garantizar que no se recalentará internamente, con mecanismos como parrillas para

facilitar el flujo del aire y abanicos debidamente energizados.

5. Debe contar con conductos especiales internos para los cables de potencia y el cable de red. La entrada de dichos cables al servidor debe ser por la parte superior del tablero canalizados con tubería tipo BX, debe existir una tubería dedicada a cables de potencia y una tubería dedicada a cables de comunicación

6. La alimentación de los inversores debe ser independiente (uno a cada banco de baterías de la subestación), cada inversor debe ser alambrado a regletas seccionables debidamente instaladas en el interior del tablero y protegidos con fusibles.

7. Los cables de potencia y de red deben de estar correctamente canalizados. 8. El color de la pintura es el normalizado según el código:RAL 7032 9. Debera cumplir con las especificaciones técnicas para tableros y gabintes de este carte

Diagramas de distribución de los equipos en los tableros

DETALLES DE LAS PANTALLAS DEL SISTEMA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN.

DIMENSIONES DE LAS PANTALLAS.

La pantalla de despliegue de la IHM deberá contemplar el detalle completo del unifilar de la subestación, con una resolución superior 1280x1024 pixeles, en caso de requerirse, el oferente podrá suministrar una configuración, de más de un monitor. SISTEMA DE NAVEGACIÓN DE LA ESTACIÓN DE OPERACIÓN. El sistema de navegación de la estación de operación debe ser amigable con el usuario, deberá ser recurrente y mostrarse en todas las pantallas, y debe tener los siguientes apartados:

� Fecha y hora del sistema de control con el siguiente formato, DD/MM/YY, y deberá ser tomado de la sincronización del sistema. Y el formado de la hora deberá ser en base a 24 horas.

� Enclavamiento del mando local-remoto de nivel 2 de la estación de operación hacia los Centros de control.

� Accesos directos a las siguientes pantallas: unifilar general, arquitectura del sistema, detalles de bahía de cada módulo, listado de alarmas y listado de eventos, botón de acuse de la alarma auditiva, botes de acuse general y botón de salida del sistema protegido con contraseña.

� Unifilar general: pantalla principal del sistema que muestra un resumen de las indicaciones de todos los equipos de patio. Deberá desplegar las Tensiones eléctricas de barra correspondientes en cada caso y sus respectivas frecuencias.

� Arquitectura del sistema: debe desplegar el estado de la comunicación de todos los equipos que forman el sistema de control, cuando el elemento se encuentre fallado debe representarse con un símbolo de advertencia de ese estado sobre la imagen de este, cuando el equipo este activo se deberá representar en forma normal, con un fondo color verde. En caso de poderse representar los canales de comunicación la representación deberá ser la siguiente: color verde para canal activo, color rojo para canal inactivo.

� Detalles de bahía: debe mostrar en detalle los pormenores del estado de cada una de las bahías que conforma el sistema de control a saber: interruptor, seccionadoras, mediciones de tensión eléctrica fase a fase, corrientes R, S, y T, Potencia Activa y Reactiva y frecuencia, y activación opciones de mandos, adicionalmente deberá desplegar un listado de alarmas. El sistema deberá permitir que se navegue de un módulo de bahía hacia otro sin necesidad de regresar al unifilar general y siempre manteniendo una vista en miniatura del unifilar general. En el caso de los detalles de los transformadores, se debe presentar una pantalla tipo pop-up, el sistema de control de derivaciones del transformador y que permita subir y bajar derivaciones de manera manual en caso de que se requiera, además se debe mostrar el número de derivación en el que se encuentra este. En el caso de las líneas de transmisión y de distribución se deberá permitir la activación y el bloqueo de la función de re-cierre de los equipos de protección, y este estado deberá ser mostrado en el detalle del módulo correspondiente.

� Cuando se ejecute un mando en condición de enclavamiento no liberado se deberá indicar la razón por la cual no se ejecutó exitosamente en un pop-up el detalle específico.

� Listado de alarmas de la subestación: deberá contar con una pantalla exclusiva para el despliegue de las alarmas activas tanto de control como de protección de la subestación. El comportamiento de la lista de alarmas será el siguiente: una alarma activa no reconocida deberá aparecer como texto en blanco con fondo rojo, una alarma activa reconocida deberá aparecer como texto en rojo y fondo blanco, una alarma inactiva no reconocida debe aparecer con letras blancas y fondo verde. Todas las alarmas deberán ser reconocidas de manera manual. Cada alarma del sistema deberá tener una alarma auditiva asociada la cual podrá ser silenciada de forma manual tanto en la lista de alarmas como en el menú de navegación principal. Las columnas mostradas en la lista de alarmas deberán ser las siguientes: Fecha y Hora, las cuales deben estar sincronizadas con el GPS, Modulo de procedencia de la alarma, descripción de la alarma, estado (Ausente, Presente).

� Deberá registrarse las medidas analógicas, con una capacidad de 2 años, con un muestreo que garantice el registro completo. El SCADA deberá permitir desplegar y hacer consultas a través en la página WEB, mediante gráficos de tendencia en el tiempo, y permitir descargar las medidas registradas a la computadora del usuario en formatos abiertos para procesar la información.

� Listado de eventos: En esta sección se mostrara una lista secuencial que permita filtrar los eventos ocurridos de la siguiente manera:

a- A través de un árbol organizacional que parta del nivel de tensión, hasta la unidad de control o protección deseada, ver todos los eventos de una unidad entre dos fechas establecidas. b- Establecer todos los eventos registrados por las unidades de control y protección, entre dos determinadas horas de una fecha determinada.

Establecer todos los eventos de un mismo tipo que hayan sucedido entre dos fechas determinadas. Las consultas de los eventos deberán realizarse en toda la base de datos del sistema la cual debe tener la capacidad de respaldar hasta 2 años de información. El mando de los interruptores y seccionadoras motorizadas desde la E.O. estará sujeto a previa digitación de contraseña por parte de los operadores de la subestación, una vez deberá existir. El sistema no deberá permitir la salida del IHM al sistema operativo, el Unifilar deberá estar siempre desplegado y se podrá acceder únicamente al Sistema operativo únicamente mediante un acceso protegido con contraseña de administrador. SIMBOLOGÍA APLICABLE A LA ESTACIÓN DE OPERACIÓN. Interruptores de potencia: las indicaciones de posición de los interruptores estarán representadas por los siguientes estados: rectángulo relleno de color verde representa al interruptor cerrado (estado binario 10), rectángulo vacío en color rojo representa al interruptor abierto (estado binario 01), rectángulo con una diagonal mitad lleno y mitad vacío representa los estados conocidos como media carrera o posición intermedia (estados binarios 00 y 11). En caso de ocurrir una falla en la comunicación el símbolo deberá representarse como si estuviera en estado indeterminado y debe ser de color magenta, cuando se presente un evento espontáneo en el deberá quedar parpadeando hasta que sea reconocido por el operador, esto aplica para las seccionadoras con la salvedad de que el símbolo que las representa es un circulo. La indicación de los estados Local y Remoto, tanto de la Bahía como de los elementos de patio comandables deberá ser representado en el detalle de cada módulo de la siguiente manera: Para las seccionadoras e interruptor se pondrá una L para Local y una R para Remoto, y para la bahía será UCB en local o UCB en remoto. UNIFILAR GENERAL: Es la pantalla principal del IHM, y mostrará la posición de todos los equipos de maniobra de la subestación, la medición de los voltajes de barra y tendrá en cada bahía representada, un vinculo a la pantalla de detalle de dicha bahía. En el Unifilar general no se realizará ningún mando. En los casos donde la subestación resulte muy grande se podrá dividir en dos unifilares generales. DIAGRAMA DETALLADO DE BAHÍA: Los diagramas detallados de bahía, mostrarán todas las informaciones de los interruptores, seccionadoras y otros equipos asociados de acuerdo al tipo de bahía. A continuación una lista de lo más relevante:

- Nombre de la Bahía.

- Indicación de posición. - Medición. - Indicación de posición de taps (derivaciones). - Indicación de operación de abanicos. - Indicación y mando de la bahía de reserva (no aplica en este caso). - Despliegue del diagrama general en un recuadro. - Lista de alarmas en un recuadro de 800 x 230 píxeles. - Indicación visual del estado de las funciones de re-cierre. - Indicación de local/remoto del Interruptor y Seccionadora Derivación. (si aplica) - Indicación de local/remoto de cualquier Seccionadora Motorizada.

Los siguientes mandos se realizarán en este diagrama de detalle: - Mando de los interruptores y de las seccionadoras motorizadas. - Activación o bloqueo de las funciones de recierre de las protecciones. - En caso de que un mando no pueda ser ejecutado deberá desplegarse un mensaje que

indique al operador el motivo por el cual no fue posible ejecutar el mando. DETALLE DEL TRANSFORMADOR: La pantalla de detalle de transformador debe incluir las siguientes indicaciones:

- Nombre del transformador. - Representación gráfica del transformador. - Indicación del valor actual del cambiador de derivaciones. - Estado del selector local /remoto del cambiador de derivaciones. - Estado del regulador: manual o automático en los casos aplicables. - Indicación de operación de abanicos. - Indicación de temperatura.

Los siguientes mandos se realizarán en este diagrama de detalle:

- Mando de regulación manual o automática de voltaje. - Mando de subir o bajar derivaciones (taps).

LISTA DE ALARMAS. El formato de línea para la lista de alarmas debe incluir al menos las siguientes informaciones: Fecha / Hora / Subestación / Bahía / Equipo / Nombre / Estado

El comportamiento de las líneas de texto en los listados de alarmas debe ser como sigue: Alarmas activas no reconocidas deben representarse: Texto blanco, fondo rojo. Alarmas no activas no reconocidas deben representarse: Texto blanco, fondo verde. Alarmas activas reconocidas deben representarse: Texto rojo, fondo blanco.

Alarmas no activas reconocidas: Deben desaparecer de la lista. El color de fondo de la lista de alarmas debe ser blanco.

Las dimensiones de la lista de alarmas en la pantalla de alarmas debe utilizar la totalidad de la pantalla para el despliegue de la información. LISTA DE EVENTOS: La lista de eventos constituye un histórico de todas las operaciones manuales y espontáneas generadas por la subestación, por lo que la lista debe tener la posibilidad de ser desplegada en pantalla, impresa en papel o copiarla en un archivo. No debe existir posibilidad alguna de borrar eventos de la lista. El formato de línea para la lista de eventos debe incluir al menos las siguientes informaciones:

- Fecha / Hora / Bahía / Equipo / Nombre / Estado - La lista de eventos en pantalla debe tener capacidad de almacenar al menos mil eventos. - Las dimensiones de la ventana de la lista de eventos debe aprovechar la totalidad de la

pantalla. - En la lista de eventos se deberá registrar el origen del nivel operación desde donde se ejecutó

el mando del interruptor. - En esta sección se mostrara una lista secuencial que permita filtrar los eventos ocurridos de la

siguiente manera:

- 1- A través de un árbol organizacional que parta del nivel de tensión, hasta la unidad de control o protección deseada, ver todos los eventos de una unidad entre dos fechas establecidas.

- 2- Establecer todos los eventos registrados por las unidades de control y protección, entre dos

determinadas horas de una fecha determinada. - Establecer todos los eventos de un mismo tipo que hayan sucedido entre dos fechas

determinadas. - Las consultas de los eventos deberán realizarse en toda la base de datos del sistema la cual

debe tener la capacidad de respaldar hasta 2 años de información. ALARMA AUDITIVA: La E.O. deberá de contar con una señal auditiva que se active en caso de la aparición de una alarma, esta señal deberá ser implementada vía software y silenciada mediante un botón en el IHM. El equipo deberá contar con tarjeta de sonido y parlantes para reproducir esta señal. ADMINISTRACIÓN DE USUARIOS. El sistema de control deberá contar con un módulo de administración de usuarios de modo que se solicite una palabra clave (password) antes de ejecutar cualquier mando. Este sistema deberá tener las siguientes características:

- Capacidad de creación de grupos de usuarios. - Niveles de restricción configurables para cada grupo de usuarios. - Las claves deben expirar transcurrido un período de tiempo configurable.

- Debe existir un método que permita activar y desactivar las claves a voluntad del usuario. - El sistema no deberá permitir la salida del IHM al sistema operativo, el Unifilar deberá estar

siempre desplegado y se podrá acceder únicamente al Sistema operativo únicamente mediante un acceso protegido con contraseña de administrador.

EQUIPOS DE SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO.

Se requiere el suministro de una fuente de sincronización con antena receptora GPS, este equipo

debe brindar al sistema una referencia de tiempo precisa necesaria para ser utilizada en los equipos

que componen el sistema de control de la subestación. Debe soportar IRIG-B, PTP (IEEE 1588-2002) y

NTP.

NORMAS. Los equipos incluidos en la oferta, deberán estar de acuerdo con las últimas revisiones de las normas IEC 60255 o equivalentes ANSI. Nota: En caso de cumplir con las normas ANSI, el oferente deberá indicar la correspondencia entre estas normas y las IEC. La construcción de los componentes de los sistemas deberá cumplir con las siguientes normas: DIN VDE 0160: Uso de equipos electrónicos en instalaciones de potencia eléctrica. IEC 60664: Coordinación de aislamiento para equipos en sistemas de baja tensión. IEC 60071: Coordinación de aislamiento en sistemas trifásicos superiores a 1 kV. PRUEBAS DE INTERFERENCIAS Y AISLAMIENTO. Las interfases de entradas y salidas de los sistemas secundarios deberán ser probadas y de acuerdo a las normas: IEC 60255-5: Prueba de tensión de impulso (Prueba de aislamiento) 5 KV, 1,2/50 µseg 3 cortos positivos a intervalos de 5 seg. (Prueba tipo), IEC 60255-22-1, CLASE 111: Prueba de alta frecuencia (Prueba de mal funcionamiento) a 2,5 KV, 1 MHz, 400 cortos/segundo, 15 µseg, 15 µseg durante 2 seg. (Prueba tipo). IEC 60255-22-2, CLASE 111: Prueba de descarga electrostática (Prueba de absorción de energía), 8 KV. (Pico), 5/30 nseg, 10 x descargas positivas. (Prueba tipo). IEC 60255-22-4, CLASE 111: Prueba de transitorio rápido (insensibilidad a ruidos) 2 KV. (Pico), 5/50 nseg., 5 kHz, 4 mJ por pulso, 1 min. Cada polaridad. (Prueba tipo). IEC 60255-22-3, CLASE 111: Prueba de radiación de campo electromagnético, 27 MHz, 10 V/m, (Prueba tipo).

CONDICIONES CLIMATICAS. IEC 60057 (CO) 22 - Preliminar: Temperatura ambiental permisible en la sala de mando: - Durante el servicio: +10 a +55 C. - Durante el almacenamiento: +25 a +55 grados C. - Durante el transporte: +25 a +70 grados C. CLASE B4: Humedad relativa del aire: 5 a 95%. Humedad absoluta máxima: 28 g/m3. CONDICIONES MECANICAS. DIN 40046: Prueba de fatiga mecánica. Esfuerzo mecánico permisible durante la operación: PARTE B, CLASE 12: -10 Hz a 60 Hz, 0.035 mm de amplitud. 60 Hz a 500 Hz, 0,5 g de aceleración. Esfuerzo mecánico permisible durante el transporte: PARTE B, CLASE 23: - 5 Hz a 8 Hz, 7,5 mm de amplitud. - 8 Hz a 500 Hz, 2 g de aceleración. IEC 60255-21-1: Requerimientos de vibración. IEC 60057 (CO) 22 - Preliminar: Requerimientos sísmicos. IEC 60255-21-2: Requerimientos de choque.

ARTÍCULO 2

ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES DEL SISTEMA DE PROTECCION PARA SUBESTACIONES.

2.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES. Las protecciones solicitadas se aplican a sistemas de potencia trifásicos de cuatro (4) hilos con neutro sólidamente aterrizado y una frecuencia de 60 Hz. Los tableros de protecciones descritos serán construidos acorde a lo indicado en las Especificaciones Técnicas Generales de tableros y gabinetes, descritas en este documento. Cada tablero debe estar claramente identificado. El nombre (identificación) de cada tablero, debe de ser aprobado por el ICE. Los tableros de protección (de líneas de transmisión) sólo deben incluir protecciones de un mismo tipo (sólo protecciones primarias I o sólo protecciones primarias II); a menos que se soliciten tableros con ambos tipos de protecciones en el Alcance de Suministro.

Para el caso de un transformador de potencia, en los tableros de protección se incluyen todas las protecciones (primarias I y primarias II) correspondientes a ese transformador de potencia. Para cada tablero de protección, internamente se requieren alimentaciones independientes (a bornes de regleta) para cada una de las fuentes de las protecciones y a través de fusibles. Cualquier dispositivo o accesorio necesario para el normal funcionamiento del sistema de protecciones no mencionado aquí deberá ser suministrado por el oferente. Si el mismo requiere, alimentación independiente, al igual que las fuentes de protecciones, será alimentado a través de fusibles alambrados a bornes terminales de regleta. Los transformadores de instrumentos (de voltajes y de corrientes) a los cuales se conectarán los equipos de protecciones tendrán las siguientes características:

i. Transformadores de voltaje trifásicos: - clase de precisión 5P20 (devanado de protección). - clase de precisión 0.2 (devanado de medición)

- relación 230/√3 / 0.100/√3 kV (fase-neutro) para los módulos de 230kV.

- relación 34.5/√3 / 0.100/√3 kV (fase-neutro) para los módulos de 34.5kV. - conexión estrella /estrella.

ii. Transformadores de corriente trifásicos: - clase de precisión 5P20 (devanado de protección). - clase de precisión 0.2 (devanado de medición) - Secundario a 1 Amperio. - Factor de seguridad 10.

Todos los equipos deberán tener una placa metálica resistente, en donde se indicarán datos tales como:

i. Modelo y número de serie. ii. Corriente nominal. iii. Voltaje nominal. iv. Voltaje auxiliar. v. Frecuencia nominal.

Las corrientes que entran a cada una de las protecciones en el tablero, deben también salir de las mismas, para lo cual deberán alambrarse a bornes de regleta independientes tanto la entrada como la salida de las corrientes. En caso de señales externas a los tableros de protecciones pero necesarias para el funcionamiento del sistema, se deberá prever en bornes de regleta la recolección de dichas señales. Para el caso de interruptor y medio, cuando se requiera la suma de corriente en alguno de los relés de protección, la misma se deberá realizar internamente en el relé. En caso de señales externas a los tableros de protecciones pero necesarias para el funcionamiento del sistema, se deberá prever en bornes de regleta la recolección de dichas señales.

El oferente deberá adjuntar a su oferta los catálogos, información técnica y diagramas que describan claramente el funcionamiento, las características eléctricas y de operación de todos los equipos ofrecidos. Una vez adjudicado, el contratista deberá entregar los diagramas de funcionamiento, tablas o esquemas de alambrado interno que permitan una fácil identificación de los terminales de los relés, así como su correcta conexión. Deberá entregar además, información detallada de la parametrización y software empleado, prueba de los relés, rangos de ajustes para cada relé, diagramas claros y completos, instrucciones de montaje y puesta en marcha y otros datos técnicos como: tensión, corriente, consumo de potencia, frecuencia, tensión auxiliar, exactitud, 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, etc. Deberá entregarse una cantidad mínima de dos (2) juegos de instructivos impresos en idioma español (Preferiblemente) o inglés por cada tipo de relé suministrado, así como en disco compacto (CD), que contenga el funcionamiento, instrucciones de montaje y mantenimiento de los relés. El instructivo de funcionamiento incluirá como mínimo:

i. Descripción del principio de funcionamiento. ii. Descripción de cada uno de los módulos. iii. Diagramas de conexiones al sistema protegido que muestre las señales de potencial, de corriente,

bloqueo, disparo, alarma, tensión auxiliar, etc. iv. Curva característica de funcionamiento de cada relé. v. Diagramas internos de cada relé y de cada módulo que compone el sistema de protección. vi. Parametrización y ajuste de cada relé. vii. Instructivos detallados de los programas empleados en la programación.

Todos los relés de protecciones y demás accesorios deben estar instalados y totalmente alambrados entre ellos, así como el alambrado de cada uno de los contactos de alarma y disparo de los relés de protecciones y otros a bornes de regleta, por lo que el contratista deberá entregar todos los tableros de protecciones totalmente terminados, alambrados hasta bornes de regletas y probados en fábrica en presencia de personal designado por el ICE. Para la realización de las pruebas en fábrica, el ICE exigirá la entrega previa de un Protocolo de Pruebas, con al menos quince días (hábiles) de anticipación para su respectiva aprobación. Además el contratista deberá considerar y realizar las pruebas adicionales que el ICE estime necesarias a efectuar. Si las pruebas son satisfactorias para el ICE, se dará el visto bueno para la aceptación del equipo. Para el caso particular en que la función supervisión de canal de disparo (74TC) o la protección de falla de interruptor (50BF) estén incluidas como una función adicional en otro relé de protección, se debe someter a aprobación del ICE. Así por ejemplo la protección de supervisión de canal de disparo (74TC), se puede realizar activando dicha función, en el relé de impedancia (21) o en el relé diferencial de línea (87L).

Se debe indicar claramente en los planos, la aplicación de la función adicional, además esto, no debe afectar el número de entradas y salidas binarias mínimas solicitadas para el relé principal. En el caso de los relés que se suministren en tableros completamente armados, terminados y probados, se deben indicar claramente en los planos del mismo, la función adicional del relé. Todos los relés de protección ofrecidos deben contar con doble interface de comunicaciones, de tal forma que los mismos queden integrados al sistema de control a través de una red campo en fibra empleado para ello el protocolo IEC-61850. Las protecciones deberán tener capacidad de manejar mensajes goose. Los relés de protección ofrecidos deben contar con una interface de comunicaciones, que permita la interrogación remota de eventos directamente del relé desde una red independiente solo para este propósito, a través del sistema de control descrito antes. La interface puede ser en protocolo Ethernet, RS-485 u otra tecnología similar. Se deberá suministrar todos los adaptadores, convertidores y demás accesorios requeridos para poner en servicio esta red de interrogación de protecciones. Los relés de protecciones solicitados deberán cumplir con las características siguientes: Relés de protección del tipo numérico. Funcionamiento basado en microprocesador. Entradas analógicas de medición trifásicas:

i. Corrientes: Valor nominal de 1 Amperio.

ii. Voltajes: Valor nominal de 100/√√√√3 VCA fase-neutro; 100 VCA entre fases. iii. Consumo: Menor a los 2 VA.

Entradas digitales binarias (normalmente abierto /cerrado) programables, 125 VCD. Frecuencia nominal de 60 Hz. Tropicalizado, para temperaturas de operación de 10 hasta 40 ºC y humedad relativa hasta 100%. Los relés de protección deberán tener contactos separados de alarma y disparo. Las fuentes de poder internas tendrán un voltaje auxiliar de entrada de 125 VCD ±15% a través de convertidores DC/DC regulados, aislando las ondas transitorias entre el banco de baterías y los componentes electrónicos del relé. La fuente deberá ser monitoreada e incluir una alarma para casos de fallas, con un contacto NA y uno NC, alambrados a bornes de regleta de manera independiente. Los relés deberán ser adecuados para funcionar, tanto su alimentación como sus salidas de señalización, alarmas y disparos con 125 Vcd (± 15%) de corriente directa. No se permitirá dispositivos externos para adecuar el voltaje de operación. Las regletas de cada relé deberán ser fácilmente accesibles en las labores de mantenimiento. Estarán ubicadas en la parte trasera del relé. Todos los acoples, accesorios y equipos necesarios para el adecuado funcionamiento de los relés de protección solicitados deberán ser suministrados por el contratista.

La aplicación, desempeño y pruebas de los dispositivos de protección deberán estar de acuerdo con la norma IEC 60255-5 o ANSI C37.90. En los manuales originales del fabricante debe indicarse esta condición claramente, siendo ésta una condición necesaria para la presentación de la oferta. Los relés de protección no deben verse afectados de alguna forma, durante fenómenos ocurridos por ruido magnético o perturbaciones eléctricas del sistema. El relé será a prueba de interferencias electromagnéticas, conforme a las normas IEC 60255-22-1 a 4, IEC 61000-4-2 a 4 clase III. En los manuales originales del fabricante debe indicarse esta condición claramente. La confiabilidad requerida contra las interferencias electromagnéticas será garantizada también por:

i. Relé de carcasa metálica. ii. Entradas analógicas aisladas por transformadores. iii. Entrada con convertidor análogo/digital a través de acoplamiento óptico. iv. Fuente interna conmutada DC/DC. v. Salidas del tipo relé con contactos secos. vi. Separación galvánica de los circuitos internos respecto a los de entrada.

La protección debe tener registro de los valores instantáneos de voltaje y corriente para las condiciones de falla (osciloperturbografía), así como de los valores binarios. La resolución será de un milisegundo. Los datos de las últimas seis fallas como mínimo serán almacenados para su lectura en memoria no volátil, registrados en forma de ondas de corriente y voltaje para su posterior análisis. Se exceptúa la protección diferencial de barras, donde puede ser opcional esta característica pero no indispensable. Parametrización simplificada del relé de protección, mediante computadora portátil y programa informático (software) adecuado (de última versión). Los programas (software) serán apropiados para correr en las computadoras portátiles suministradas, con Windows 7 (o el sistema operativo, más reciente en el mercado). Deben suministrarse todos los programas necesarios para la parametrización, comunicación, adquisición de datos del relé y análisis de los eventos almacenados, así como instrucciones detalladas en el manejo de los mismos con su respectiva licencia, en el caso que el ICE no la haya adquirido anteriormente. Estos deben estar debidamente instalados en las computadoras suministradas. Si el ICE posee las licencias, entonces deben suministrarse todas las actualizaciones a los programas correspondientes. Los programas de parametrización deben estar debidamente instalados en las computadoras a suministrar para fines de mantenimiento. La parametrización será posible realizarla en línea. Los valores parametrizados deberán solamente ser válidos después de la confirmación final, a través de una clave.

El puerto frontal de parametrizacion debe ser tipo USB. Además debe tener un segundo puerto en la parte trasera para interrogación y parametrización local o remota. Puerto de sincronización horaria IRIG-B. Pantalla alfanumérica que permitirá lecturas de acuerdo con la selección de valores de carga. Deberá cambiar automáticamente para indicación de fallas, así como indicar los parámetros principales. La pantalla deberá tener una capacidad para dos líneas con 16 columnas mínimo cada una, para los caracteres alfanuméricos. Las indicaciones serán ubicadas en el panel frontal de la caja del relé y serán realizadas por LEDs con reset manual local y remoto. Darán una idea clara del tipo de falla. Los relés serán auto monitoreados (“watch-dog”) en un 90% mínimo de su estructura y las fallas internas deberán ser detectadas y anunciadas en la E.O. por medio del protocolo de comunicación solicitado y también a través de contactos NA libres de potencial alambrados a bornes de regleta, así como con diodos luminosos (LEDs) en la parte frontal del relé. En los manuales originales del fabricante debe indicarse esta condición claramente. Las funciones de entradas binarias, las salidas tipo relé y las indicaciones serán programables por medio de software. Los relés de protección contarán con reloj y calendario interno, con sincronización externa, para posibilitar la correcta identificación de la falla. Los contactos de disparo o de cierre serán del tipo rápido y serán capaces de operar directamente el circuito de las bobinas de disparo o de cierre de los interruptores, para evitar tiempos de retardo. Deben tener una capacidad mínima de 5A continuos, una capacidad interruptiva de 8A continuos y 30A por 0.5 segundos. Los relés tendrán una cantidad suficiente de contactos auxiliares de salida para las funciones de alarmas y disparos. 2.2 PROTECCIÓN DE IMPEDANCIA DE LÍNEA: 21.

Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de protección y con todo lo descrito a continuación: Funcionamiento a base de microprocesador, que cumpla el esquema estándar de protección de impedancia de característica tiempo-impedancia escalonada y selectiva. Deberán ser tomadas en consideración las condiciones especiales que garanticen la selectividad de fase en líneas paralelas, debe disponer como mínimo de 6 (seis) sistemas de medición independientes (relé no conmutado) para fallas de fase a tierra, entre fases (bifásica y trifásica).

Tensión nominal de línea: 100 VCA entre fases, de forma trifásica de cuatro hilos y una corriente nominal de 1A y deberá soportar una carga máxima para transformadores de corriente y potencial de 1 VA. Posibilidad de escoger entre, disparo tripolar, bipolar y unipolar (monopolar). Con al menos cuatro zonas de impedancia, cada una con temporizador ajustable de 0 a 6 segundos y una zona de sobre-alcance. Debe ser capaz de permitir un traslape ajustable entre la impedancia de carga y la curva característica de operación del relé (alcance), a fin de evitar disparos innecesarios en casos de aumento de impedancia de carga. Esta característica debe hacerse de forma tal que no modifique las características operacionales del relé ni limite su alcance o sensibilidad. Debe operar para las dos condiciones de flujo de potencia, entrando y saliendo de la línea. Todas las zonas de distancia deberán ser seleccionables en dirección adelante, atrás o bidireccional. Todas las zonas deberán tener un ajuste de retardo de tiempo ajustable de 0 a 6 segundos mínimo. Tiempo máximo de operación: 25 mseg para falla trifásica. El alcance del detector de fallas de zonas y de cada zona de medición deberá ser ajustable en magnitud de ohmios secundarios. La zona de falla deberá ser ajustable de 0.1 a 60 ohmios en la dirección +X, -X, y R. Las zonas de distancia serán ajustables de 0.25 a 60 ohmios en la dirección X, de 0.25 a 50 ohmios en la dirección R. El tiempo de operación de cada zona deberá ser independiente de la magnitud de la corriente de falla. Característica de disparo de forma poligonal o cuadrilateral para la detección de fallas de fase a tierra y característica mho para fallas entre fases o una combinación de ellas, con ajuste independiente, en los ejes R y X para cada zona. Compensación de la resistencia de arco, ya sea por ajuste externo, por software o por diseño propio (algoritmo). Memoria de tensión de polarización en secuencia positiva para fallas entre fases y fase a tierra (mínimo dos ciclos). Función de re-cierre (79) incorporada, con ajuste de tiempos de pausa sin tensión y tiempo activo independientes entre sí, en un ámbito de 0 a 15 segundos. Tiene que tener capacidad para hacer dos recierres independientes a dos independientes. Tiempo de bloqueo del relé de re-cierre por cierre manual del interruptor de 5 segundos como mínimo. Característica de disparo monopolar y/o tripolar, de acuerdo con su programación, el segundo disparo deberá ser tripolar.

Deberá tener una función de supervisión de sincronismo (sincro-check) (25), empleado para habilitar la orden de cierre o re-cierre del interruptor, cuando se cumplan las siguientes condiciones: Línea sin tensión contra barra de subestación con tensión (línea muerta – barra viva) o Línea sin tensión contra barra sin tensión (línea muerta – barra muerta) o Línea viva contra barra muerta y Línea viva contra barra viva.

El comando de re-cierre deberá ser bloqueado para las condiciones de supervisión de sincronismo no obtenidas, con un ajuste del rango para la diferencia de voltajes de 0.1 a 30 voltios como mínimo, ajuste del rango de la diferencia de ángulo de 1 a 45 grados como mínimo en pasos de 1 grado o su equivalente en deslizamiento de frecuencia (0 a 1.1 Hz). Ajuste del rango del tiempo de operación del interruptor para compensación de 30 a 400 milisegundos, con una precisión de ±3%. El comando de re-cierre deberá ser bloqueado para las condiciones de supervisión de sincronismo no obtenidas. 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 Amps continuos y 30 Amps durante 0.5 segundos. Los contactos de disparo deberán tener las mismas características. Protección de sobre-corriente de respaldo incorporada, características de tiempo definido y tiempo inverso, curvas ANSI e IEC, en caso de falla de la unidad de impedancia. Se activará en forma automática. Ajustes de tiempo de operación y arranques independientes de los de distancia, en un rango de 0.5 a 4 In. Función de bloqueo ante oscilaciones de potencia del sistema eléctrico. El formato de zona de bloqueo debe ser compatible con las características de las zonas de distancia, ajustable en la dirección X en ±90 ohmios y en la dirección R en ±70 ohmios. El tiempo de operación estará basado en la determinación del tiempo empleado por la impedancia aparente de pasar de la característica de impedancia de carga previamente ajustada como parámetro adicional, a la de falla. Los tiempos de restablecimiento (reset) serán los más bajos posibles, para garantizar que el relé de distancia asociado retorne a su función normal lo más rápido posible. Función universal incorporada programable mediante software para diferentes esquemas de tele-protección, POTT, PUTT, DCB etc. Las señales externas serán canalizadas a través de entradas y salidas binarias del relé. Sistema localizador de falla incorporado, con posibilidad de indicar la distancia de la falla en kilómetros y/o en porcentaje de la longitud de la línea, con una precisión del ±3% o mejor. Para la eliminación discriminativa de fallas de alta resistencia a tierra, los relés de distancia poseerán integradamente una función direccional más sensible. Tal función será preferiblemente, doblemente polarizada con tensiones y corrientes de secuencia negativa.

La sensibilidad será ajustable de forma tal que pueda realizar una medición adecuada para fallas de fase a tierra de no menos de 50 ohmios. Capacidad para registrar y guardar en memoria las señales de corriente y voltaje de falla en función del tiempo, con una resolución de - 40 a 100 mseg mínimo, de al menos tres eventos anteriores, que permita el análisis de antes y después de la falla. Estará integrada como rutina de software en la protección de distancia, disponiendo de memoria para los datos de las tres últimas fallas de la red, análisis y protocolo detallado de la falla. Función de medición incorporada al relé. Estarán disponibles para lectura directa las mediciones de corriente de carga, tensiones de servicio, potencia activa y reactiva. La protección, se debe a suministrar debe tener mínimo, veinte (20) entradas binarias y veintiocho (28) salidas tipo relé, totalmente libres y disponibles en regleta. Para el caso de esquemas de barras de interruptor y medio se deben suministrar en el relé todas las entradas y salidas necesarias requeridas en el diseño de la obra. Tiempo de reposición (“drop-off ratio”) de 0.95% o de 40 mseg máximo. Tolerancia máxima en la medición de ±5%, ±0.05 ohms para V> 5V y un ángulo de 40 a 90 grados, aproximadamente. Al menos cuatro grupos independientes de ajustes de zonas, para adaptarse a las condiciones cambiantes de la impedancia de la red por operaciones de la misma. El grupo a emplear debe ser seleccionado por medio de un interruptor externo o vía puerto de comunicación, almacenados en una memoria no-volátil. Bloqueo de la protección de distancia por falla de fusible de transformadores de potencial PTFF (“potencial transformer fuse failure”) detectando voltaje de secuencia positiva o similar. También puede hacerlo por medio de una combinación corriente-voltaje. Para condición de falla trifásica severa no debe operar este bloqueo. Debe poseer esquema de extensión de primera zona, sin necesidad de utilizar canal de comunicación. Coordinado con el relé de re-cierre de forma tal que después de la primera operación conmute a primera zona sin extensión. A través de la aplicación de microprocesadores y la utilización del procesamiento de mediciones, se suprimirá la influencia de corrientes de energización, sobre-impulsos y transitorios de las componentes de corriente continua. Debe ser inmune a corrientes aperiódicas y de alta frecuencia, así como armónicos. Compensación del efecto de impedancia mutua por emplearse en líneas de transmisión en paralelo. La detección de la falla será efectuada a través de la medición de impedancia. No se aceptará para esta función relés de sobre-corriente. El relevador debe ser con detección independiente del tipo de falla, esto es NO CONMUTADO con seis elementos independientes para detección de fallas fase R a tierra, fase S a tierra, fase T a tierra, entre fases RS, ST y RT.

En el caso que el interruptor fuera cerrado, sobre una línea muerta, con cortocircuito, el relé deberá incorporar la característica de disparo instantáneo sin re-cierre automático. Debe incluir la protección de falla del interruptor (50BF) con las características citadas adelante para dicha protección. Supervisión de los canales de disparo y de las bobinas de disparo de los interruptores monopolares, (74TC) considerando que se tiene un esquema de interruptor y medio. Con función de localizador de fallas (21LF) incorporado. De accionamiento unipolar y/o tripolar programable por software. Cada dispositivo supervisará en todo momento la continuidad eléctrica en el canal, incluyendo la bobina (de apertura y de disparo) de los interruptores, evitando indicaciones erróneas en caso de estado de apertura del mismo. Tendrá señal de alarma e indicación local luminosa para indicar falla en el canal respectivo, por fase. Debe estar incluido en la protección respectiva. Debe incluir la función para detectar fallas entre el interruptor y el transformador de corriente (ANSI 50(N) STUB), con arranque por corriente de 0.1 a 20A, tiempo ajustable de 0 a 20 segundos aproximadamente, en pasos de 0.05 seg. 2.3 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA: 87L.

Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de protección y con todo lo descrito a continuación: El relé deberá diseñarse y construirse para proteger tramos de línea de transmisión de 230kV contra fallas de una fase a tierra, dos fases a tierra, entre fases y trifásicas, con fuentes de aporte de energía en ambos extremos. A su vez debe operar correctamente para fallas internas con una sola fuente de aporte de energía. Ámbito de ajustes del 0.5 a 4 veces In, en pasos de 0.01 como mínimo. Deberá tener un tiempo de operación no mayor a 0.03 segundos. De accionamiento unipolar y/o tripolar. El arranque deberá producirse solamente si se presenta una diferencia de corriente dentro de la zona protegida. Alta estabilidad para diferentes condiciones de saturación de los transformadores de corriente, así como nivel de CD alto y transitorios de alta frecuencia. Debe tener la posibilidad de conexión con el extremo remoto mediante dos medios físicos:

- Comunicación punto a punto entre los dos reles. Ambos reles se comunicarán mediante un par de fibras dedicadas para tal fin entre ambas sustestaciones. Para ello deben suministrarse además todos los conectores y amplificadores (en caso de requerirse) que el fabricante considere necesarios para una comunicación segura y confiable. Se deberán

entregar los patch cord, con conectores tipo FC/PC, que van entre la protección y el tablero distribuidor de fibra de la subestación.

- Comunicación mediante puerto serial con el extremo remoto de la línea de transmisión a

través del equipo de comunicaciones principal, el cual se encargará de retransmitir las señales al extremo remoto de la línea de transmisión.

El equipo de comunicaciones tiene disponibles como interfases de entrada para los relés de protección diferencial, los tipos V.24 /RS232C, V.35, X.21, G.703 únicamente, por lo que el oferente de la protección deberá suministrar para cada uno de los relés la interfase eléctrica y los accesorios necesarios para la interconexión entre el equipo de comunicaciones y la diferencial de línea, para cumplir con cualquiera de los tipos de interfases eléctricas antes mencionadas. Debe considerarse que distancia entre este relé de protección y el tablero que incluye el equipo de comunicaciones o el tablero de distribuidores ópticos es de aproximadamente quince (15) metros, por lo que la fibra óptica a suministrarse por parte del oferente debe ser de esa longitud como mínimo. Se debe suplir una cantidad de tramos de fibra óptica con los conectores instalados y los accesorios correspondientes, como mínimo en una cantidad igual al total de relés diferenciales de línea (87L) suministrados. Componente diferencial instantánea no estabilizada, basada en la componente de frecuencia fundamental y ajustable entre 0.80 y 12 veces In. Posibilidad de activar o desactivar el sistema de medición de corrientes de secuencia cero, para fallas de fase a tierra externas. Función de osciloperturbografía incorporada. Debe de suministrarse con todo lo necesario para realizar la conexión “punto a punto” (con la otra protección 87L) vía fibra óptica. Debe incluir la función de la protección de impedancia (21) con las características citadas antes para dicha protección. Deberá tener un dispositivo de supervisión de sincronismo (sincro-check) (25) Localizador de fallas incorporado. Transferencia de disparo bidireccional. Función de re-cierre (79) incorporada, para fallas monofásicas, con características iguales a los relés de re-cierre solicitados para los relés de impedancia. Se debe incluir la función de falla del interruptor (50BF) con las características citadas adelante para dicho relé de protección. De accionamiento unipolar y/o tripolar programable por software. Supervisión del canal de disparo y bobinas de disparo del interruptor (74TC).

Cada dispositivo supervisará en todo momento la continuidad eléctrica en el canal, de las bobinas (de apertura y de disparo) del interruptor, evitando indicaciones erróneas en caso de estado de apertura del mismo. Tendrá una señal de alarma y una indicación local luminosa para indicar falla en el canal respectivo, por fase. Puede estar incluido en la protección respectiva. Supervisión de la información para el caso de que la información recibida del otro extremo esté defectuosa o se pierde el canal de comunicación, se debe activar una alarma y bloquear el sistema de medición de cada unidad, conmutando a modo de operación por emergencia de sobre-corriente temporizada, tiempo definido o inverso programable por programa informático, con medición por fase y tierra. Se deben suministrar como mínimo veinte (20) entradas binarias y veintiocho (28) salidas tipo relé, totalmente libres y disponibles en regleta. Serán programables por medio de software. Indicación de operación, por fase, por medio de diodos luminosos. Debe incluir la función para detectar fallas entre el interruptor y el transformador de corriente (ANSI 50(N) STUB), con arranque por corriente de 0.1 a 20A, tiempo ajustable de 0 a 20 segundos aproximadamente, en pasos de 0.05 seg. Con entrada digital para monitoreo de posición de la seccionadora de línea o interruptor, tomando en cuenta que se ha de emplear en un esquema de interruptor y medio. 2.4 PROTECCIÓN DE FALLA DE INTERRUPTOR: 50BF. La posición del interruptor deberá ser supervisada, por medio de una entrada binaria al relé. Su inicialización deberá ser a través de los otros dispositivos de protección que comanden la apertura del interruptor, mínimo dos (2), así como por medición de la corriente de falla. Deberá contar con entrada binaria para bloqueo externo de la unidad. Operará con una etapa. Debe tomar en cuenta la posición del interruptor para su funcionamiento. El tiempo de operación de la protección de falla de interruptor deberá ser seleccionado en un rango de 0.05 a 5 segundos en pasos de 5 mseg. Mínimo ocho (8) entradas binarias y ocho (8) salidas binarias tipo relé, programables, totalmente libres y disponibles en regleta. Para el caso de esquemas de barras de interruptor y medio se deben suministrar en el relé todas las entradas y salidas necesarias requeridas en el diseño de la obra. Arranque por sobre-corriente independiente en cada una de las fases y neutro, con ajustes de corrientes de 1 a 4 In. Insensible a los componentes de corriente directa en los secundarios de los transformadores de corriente y a la saturación de éstos.

El sistema estará compuesto de:

i. Detector de sobre-corriente trifásico. ii. Temporizadores de una etapa. iii. Disparo, señalización y salidas a sistemas de alarmas. iv. Ajuste del arranque por corriente. v. Restablecimiento (reset) de los detectores de sobre-corriente con tiempos menores a 0,025

segundos. Para las protecciones de impedancia (21), diferenciales de línea (87L) y de tres puntos 87S y sobrecorriente (51T), se acepta que la protección de falla de interruptor (50BF) sea una función incorporada en dichas protecciones. 2.5 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA: 87T. Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de protección y con todo lo descrito a continuación: Deberá diseñarse y construirse para detectar las siguientes fallas: cortocircuitos en dos y en tres fases y en dos fases a tierra; fallas entre devanados. Medición individual por fase. Se solicita una protección que en forma selectiva, proteja la zona comprendida entre los transformadores de corriente del lado de baja y alta tensión del transformador de potencia, bajo el principio de corriente diferencial de baja impedancia con tres niveles variables de arranque. Corriente nominal de 1A, 60Hz, trifásico sólidamente aterrizado. El sistema deberá ser de alta velocidad, de tal manera que el tiempo máximo desde que se inicia la falla hasta que se produce el impulso de desconexión no debe sobrepasar 0.03 seg. El ajuste deberá hacerse de tal forma que las corrientes de desbalance, provocadas por los cambios de derivaciones del transformador, no produzcan disparos. No deberá operar por fallas externas a la zona protegida. Para fallas internas, el valor de la corriente diferencial necesaria para producir disparo dependerá del valor total de la corriente que pasa por el transformador protegido; dicho valor de corriente deberá ser ajustable en el relé ofrecido entre el 0.2 y 2 veces de la corriente nominal, en pasos de 0.01. Monitoreo continuo de los valores de medición de la corriente de operación por fase y por devanado, así como la corriente diferencial por fase, para ser mostrados en la pantalla frontal.

Máxima tolerancia permitida en los ajustes del ± 3% In y tiempo de reset de 30 mseg. La adaptación al grupo de conexión y relación de transformación de los transformadores de instrumento deberá ser integrada como algoritmo del relé. No se aceptarán transformadores auxiliares de acople.

La protección no deberá operar debido a corrientes de magnetización producidas al conectar o desconectar el transformador protegido, pero sí deberá tener una característica de operación inmediata si en el momento de la conexión se produce una falla en la zona protegida. Insensible a saturación de transformadores de medición así como alta componente de corriente directa. Estabilización para segunda armónica ajustable entre 10-45% y para quinta armónica ajustable entre 10-48% en pasos de 1% del valor de la corriente, independientes entre si. Preferiblemente provista de dos fuentes de alimentación de falla. Vigilancia permanente de su operación y de las tensiones de alimentación, así como de la bobina de disparo y circuitos internos. Mínimo doce (12) entradas binarias programables, 125 VCD y doce (12) salidas binarias con contactos NC o NA programables, totalmente disponibles en regleta. Para el caso de esquemas de barras de interruptor y medio se deben suministrar en el relé todas las entradas y salidas necesarias requeridas en el diseño de la obra. 2.6 PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TRIFÁSICO, NO DIRECCIONAL DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA: 51T.

Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de protección y con todo lo descrito a continuación: Se requiere como relé independiente de respaldo a la protección diferencial de transformador, para instalarse en los lados de alta y de baja tensión del transformador. Debe ser de tipo trifásico, con medición independiente en las tres fases y neutro. Deberá tener curvas características de operación seleccionables por software, de tiempo inverso, muy inverso, extremadamente inverso y tiempo definido como mínimo independientemente para fallas entre fases y fase a tierra. Curvas tipo ANSI y tipo IEC incluidas. El ajuste de sobre-corriente deberá tener un rango entre 0.2 y 4 veces la corriente nominal aproximadamente, con función de disparo instantáneo con ajuste de 1 a 15 In pudiendo ser activada o desactivada por software. Tolerancia en la medición del 3% del valor ajustado. Capacidad de registrar en memoria valores de corriente de falla de las últimas seis (6) operaciones como mínimo, en memoria no volátil. Medición continúa de los valores de corriente por fase, para ser mostrados en el relé o disponibles en los puertos seriales. Debe incluir la protección de falla del interruptor (50BF) con las características citadas anteriormente para dicha protección.

Deberá tener un mínimo de dieciocho (18) entradas binarias programables, 125 VCD, doce (12) contactos independientes NA para disparo y ocho (8) contactos para las señales de alarmas. Los contactos de disparo serán del tipo rápido y serán capaces de operar directamente la bobina de disparo del interruptor. Para el caso de esquemas de barras de interruptor y medio se deben suministrar en el relé todas las entradas y salidas necesarias, requeridas en el diseño de la obra. Deben incluirse las últimas versiones de todos los programas de parametrización y operación del relé. Vigilancia permanente de su operación y de las tensiones de alimentación, así como de los canales de disparo, bobina de disparo y circuitos internos. Corriente nominal de 1 amperio, 60Hz, trifásico sólidamente aterrizado.

2.7 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS: 87B.

La protección de barras deberá ser del tipo de corriente diferencial de baja impedancia y capaz de detectar fallas fase-fase y fase-tierra en cualquier condición de generación del sistema. Se solicita una protección diferencial de barra (87B), que cumpla con las siguientes características: - Las entradas trifásicas de corriente (provenientes de los transformadores de corriente de cada

módulo de bahía) se deben de conectar directamente a dicha protección.

- Preferiblemente, la protección diferencial de barra 87B, debe de tener incorporada la función 50BF, de falla de interruptor.

- La protección diferencial de barra 87B, debe de tener incorporada una cantidad suficiente de

relés de disparo (libres de potencial y alambrados a bornes terminales de regleta), cuyos contactos, tengan capacidad de operar directamente las bobinas de disparo (o de apertura) directamente.

- Contar con suficientes entradas de corriente trifásicas, para recibir por lo menos, las señales de

corriente de cinco (5) módulos de bahía. - Preferiblemente, todos los dispositivos (unidades de medición, etc.) que componen la protección

diferencial de barra (87B), deben de estar incluidos en una única unidad, esto es, dicha protección, no puede estar constituida por dos o más equipos independientes, interconectados entre sí.

El tiempo de operación de la zona de medición no deberá exceder 15 mseg, para 5 veces la corriente de arranque del relé. La protección de barras tendrá las siguientes características:

i. Previsión de zona principal. Cada zona deberá ser capaz de detectar todo tipo de falla sobre cualquier condición de generación del sistema

ii. Tipo estático o de tipo digital. iii. Arquitectura de una sola unidad. iv. Principio diferencial de baja impedancia y tener dispositivos especiales para la detección de

saturación en los transformadores de corriente y estabilización segura para fallas externas.

v. Se debe de suministrar adicionalmente un relé rápido de disparo por cada módulo o bahía conectado a la barra, alambrado totalmente (bobina y contactos libres de potencial) a bornes de regleta. Estos relés, deberán cumplir con las especificaciones de los relés rápidos de disparo en las especificaciones técnicas de los accesorios de alambrado.

Deberá ser del tipo de alta rapidez, con sistema de estabilización para asegurarse de que no opere en fallas externas debidas a errores de transformación o saturación en los transformadores de corriente de los distintos alimentadores. Deberá tener además las siguientes características:

i. Tiempo máximo de disparo de 0,013 segundos. ii. Tiempo máximo de eliminación de la falla de no más de 100 mseg. iii. Operación confiable para cualquier tipo de falla. iv. No deberá operar por ninguna falla externa a la zona falla protegida. v. No se afectará por ningún tipo de maniobra de apertura y cierre de los interruptores, la entrada

en operación de máquinas, transformadores, etc. vi. Deberá tener un dispositivo de bloqueo de la protección por daños en los transformadores

intermedios u otro equipo auxiliar. vii. Deberá indicar el arranque y el disparo a través de diodos luminosos (preferible). viii. Deberá proteger una barra con esquema de interruptor y medio, con ocho (8) módulos (bahías o

diámetros) como mínimo. 2.8 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE “TRES PUNTOS O NODOS”: 87S.

Se debe suministrar una protección diferencial para transformador de tres devanados, denominada 87S, para proteger la zona en forma de “T”, formada por el lado de 230kV del transformador de potencia (T1 o T2), el interruptor del lado de la barra principal y el interruptor del medio del diámetro. Lo anterior, por cuanto la relación de transformación de los transformadores de corriente (TC) del diámetro es mucho mayor que la relación de transformación de los transformadores de corriente (TC) del lado de alta del transformador de potencia T1. Por tanto para no tener problemas de sensibilidad con la protección diferencial de transformador, se debe proteger esta zona en forma independiente. Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de protección, además de: Deberá diseñarse y construirse para detectar las siguientes fallas: cortocircuitos en dos y tres fases y dos fases a tierra; fallas entre devanados. Medición individual por fase. Se solicita una protección que en forma selectiva, proteja la zona comprendida bajo el principio de corriente diferencial de baja impedancia con tres niveles variables de arranque. Los transformadores de corriente a los cuales se conectará tienen 1 Amperio en el secundario. Deberá ser de alta velocidad, de tal manera que el tiempo máximo desde que se inicia la falla hasta que se produce el impulso de desconexión no debe sobrepasar 0.03 segundos.

No deberá operar por fallas externas a la zona protegida. Para fallas internas, el valor de la corriente diferencial necesaria para producir disparo dependerá del valor total de la corriente que pasa por la zona protegida; dicho valor de corriente deberá ser ajustable en el relé ofrecido entre el 0.2 y 2 veces de la corriente nominal, en pasos de 0.01. Monitoreo continuo de los valores de medición de la corriente de operación por fase y por devanado, así como la corriente diferencial por fase, para ser mostrados en la pantalla frontal.

Máxima tolerancia permitida en los ajustes del ± 3% In y tiempo de reset de 30 mseg. La adaptación al grupo de conexión y relación de transformación de los transformadores de instrumento deberá ser integrada como algoritmo del relé. No se aceptarán transformadores auxiliares de acople. Insensible a saturación de transformadores de medición así como alta componente de corriente directa. Estabilización para segunda armónica ajustable entre 10-45% y para quinta armónica ajustable entre 10-48% en pasos de 1% del valor de la corriente, independientes entre sí. Preferiblemente, provista de dos fuentes de alimentación de falla. Mínimo doce (12) entradas binarias programables, 125 VCD y dieciocho (18) salidas binarias con contactos NC o NA programables, totalmente disponibles en regleta.

Para el caso de esquemas de barras de interruptor y medio se deben suministrar en el relé todas las entradas y salidas necesarias requeridas en el diseño de la obra. Debe incluir la protección de falla del interruptor (50BF) con las características citadas anteriormente para dicha protección

2.9 RELÉ DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL TRIFÁSICO (67), CON RE-CIERRE MULTIPLE (79) INCORPORADO, PARA LAS LÍNEAS DE 34.5 kV.

Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de protección y con todo lo descrito a continuación: Curvas características de operación seleccionables por software, de tiempo inverso, muy inverso, extremadamente inverso y tiempo definido tipos IEC y ANSI como mínimo. Capacidad de registrar valores de corriente de falla en el momento del arranque, así como de retener en memoria no volátil datos de las tres últimas fallas como mínimo. Cuatro elementos de medición, tres de fase y uno de neutro, con ajuste de arranque de 0.2 a 4 veces la corriente nominal In como mínimo, con una tolerancia no mayor del 3% del valor ajustado, con inmunidad a terceras y quintas armónicas. Con función de disparo por sobre-corriente instantáneo con un ámbito de ajuste de 1.0 a 16 veces la corriente nominal In, con opción a desactivarse. Indicación de operación separada.

Mínimo cuatro contactos NA independientes para disparo, tres contactos NA para el cierre y contactos para las señales de alarmas. Los contactos de cierre y disparo serán del tipo rápido y serán capaces de operar directamente los circuitos de las bobinas de cierre y disparo de los interruptores. Mínimo dieciséis (16) entradas binarias programables, de 125 VCD y 8 (ocho) salidas binarias tipo relé, programables, totalmente libres y disponibles en regleta. NOTA: Si en el alcance de suministro se solicita, que el relé tenga funciones de control, la cantidad de entradas binarias programables requeridas será: veinticuatro (24) y dieciséis) (16) salidas binarias; totalmente libres y disponibles en regleta. Vigilancia permanente de su operación y de las tensiones de alimentación, así como de la bobina de disparo y circuitos internos. Corriente nominal de 1 amperio, 60 Hz, trifásico sólidamente aterrizado y 100 VCA entre fases. Deberá tener la posibilidad de programar como mínimo dos juegos de ajustes diferentes, activados por canal de comunicación o por entrada digital. Los ajustes de arranques de corrientes de fase, neutras e instantáneas, así como tiempos respectivos, deben ser totalmente independientes entre sí, almacenados en memoria no volátil. El elemento direccional polarizado por voltaje fase-fase. Angulo aproximado de máxima sensitividad de 45 grados entre la corriente de una fase y el voltaje de las otras dos fases. Característica de reposición (“drop out time”) mayor de 94% del nivel de arranque establecido. Capacidad para discriminar la dirección del flujo eléctrico con una corriente mínima de 0.03 amperios y 1.0 voltios aproximadamente. Preferiblemente con sistema localizador de fallas (21LF) incorporado, aunque no indispensable. Con función de re-cierre incorporada (79), programable hasta para cuatro operaciones, cada una con ajuste de tiempo muerto independiente en un ámbito de 0 a 30 segundos. También con ajuste de tiempo de reposición de 0 a 60 segundos en pasos de 0.1 segundos. Además debe incluir una entrada de medición de voltaje de línea para permitir que el reenganche sea inhibido si hay presencia de voltaje en la línea. Medición continúa de los valores de corriente y voltaje por fase, MW, MVA, para ser mostrados en el relé y disponibles en los puertos seriales. Contador de operaciones tanto de disparo como de cierre, guardando a su vez los valores de corriente de cortocircuito interrumpida, realizando una sumatoria de ellas a fin de tener un valor total de corrientes de operación y así determinar la vida útil de los contactos del interruptor para su mantenimiento. Al alcanzar un valor prefijado, emitirá una señal de alarma. Verificador de sincronismo (25) incorporado para el re-cierre automático. El comando de re-cierre deberá ser bloqueado para las condiciones de supervisión de sincronismo no obtenidas.

Debe incluir la protección de falla del interruptor (50BF) con las características citadas anteriormente para esta protección. Deberá incluir además la supervisión de los canales de la bobina de disparo y la bobina de apertura del interruptor (74TC). Comunicación mediante puerto serial RS-232 o Ethernet, para la captura de datos ya sea por PC o por comunicación remota. Deben incluirse las últimas versiones de todos los programas de parametrización y operación del relé. Mínimo un paso de baja frecuencia, con rango de ajustes de 50 a 65Hz en pasos de 0.05Hz, temporizador de 0.1 a 3 segundos en pasos de 0.1 seg. Cuando se requiera una protección de este tipo para realizar la función adicional de control para la sección de línea a proteger, se debe garantizar que el relé cumpla con ambas especificaciones técnicas, las antes descritas y las solicitadas en la sección de equipos de control para subestaciones.

2.10 RELÉ SUPERVISOR DEL CANAL DE DISPARO DEL INTERRUPTOR: 74TC.

Se requieren para:

i. Supervisión del canal de apertura y la bobina de apertura. ii. Supervisión del canal de disparo y la bobina de disparo.

Se debe de considerar que todos los interruptores a instalar en los diámetros de la subestación son del tipo monopolar, esto es, provistos de tres (3) bobinas de disparo y tres (3) bobinas de apertura. Por tanto los relés de supervisión de canal de disparo y de apertura, deberán de supervisar en todo momento la continuidad eléctrica en los canales indicados, incluyendo la continuidad de las bobinas (de apertura y de disparo) del interruptor, ya sea cuando el interruptor esté abierto o cuando el interruptor se encuentre cerrado. Cada relé deberá de tener al menos, un contacto N.A. libre para señalización de alarma por cada fase supervisada y al menos una indicación local luminosa. 2.12 DISPOSITIVO DE MONITOREO DE TEMPERATURA. Se solicita para cada transformador de potencia (T1 y T2), un (1) dispositivo de monitoreo de temperatura. Para trabajar en un rango de 100 a 250 VAC / VDC. Deberá de ser igual o superior al equipo conocido como “Termobox”, modelo TR 600, de la marca ZIEHL. El equipo de recepción de señal de temperatura, deberá estar instalado en el transformador T1, y contar con capacidad de comunicación serial al menos en RS485 a los equipos del Bunker, para garantizar la inmunidad al ruido. Deberá estar integrado al sistema de control a través de la red de campo IEC-61850, con el fin de implementar funciones de protección por sobre temperatura (función 49) en dicha protección.

2.13 MICROCOMPUTADORA PORTÁTIL PARA PARAMETRIZACIÒN, AJUSTE Y LECTURA DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN. Se ha de entregar, si se solicita claramente en el alcance de suministro de esta obra. Como parte integral del sistema de protección se requiere una microcomputadora portátil para la parametrización, lectura de eventos almacenados, visualización y análisis (en forma local y remota) de la información de las protecciones. Esta computadora portátil, la utilizará el personal de mantenimiento (área de protección y medición), encargado de la puesta en marcha y el mantenimiento de las protecciones. Debe de cumplir con las siguientes características como mínimo o la más actualizada en el mercado nacional en los últimos 6 meses al tiempo de entrega de este equipo (la que sea mejor). Deben de traer todo el software necesario para la interrogación de las protecciones debidamente instalado y con las licencias correspondientes al día. Procesador: Intel Core i7 (2.5 GHz o superior; 2 MB de caché o superior). Memoria: Hasta 8 GB de memoria, SDRAM DDR3 1333 MHz o superior. Pantalla: A color; de 15.6” (High definition, 720p, tipo LED), (1366x768) antirreflejo. Tarjeta de Vídeo: Tarjeta gráfica dedicada 512 MB de memoria de vídeo. Disco Duro: Del tipo SATA; 500 GB (mínimo). CD-ROM: Unidad de disco compacto con “quemador”: CD/DVD-ROM +/-RW. Tarjeta de red: Ethernet 10/100 Mbps. Puertos: Conector de red RJ45. Conector de acoplamiento: VGA, HDMI. Sistema operativo: Windows Server 2008. Accesorios: Estuche para el computador, cables, cargador de batería, etc. Alimentación: 115 VCA, 60 Hz y alimentación propia con batería. Batería: De iones de litio de 9 celdas.

Para una autonomía mínima de 2.5 horas. Color: Negro o azul.

Multimedia: Cámara Web de video HD integrada y software suministrado. Parlantes de calidad, micrófono integrado.

Otros: Bluetooth. Todos los dispositivos periféricos (CD/DVD - ROM, tarjeta de red, tarjeta de video) deben estar integrados en el cuerpo principal de la computadora. Puerto de comunicación Bluetooth. Maleta de transporte con espacio para todos los dispositivos suministrados Dispositivo adaptador de USB/RS232 en caso de que el computador no incluya puerto RS232 para programar las unidades de control y protección. 2.14 CAPACITACIÓN. El fabricante del sistema de protecciones deberá cotizar un (1) curso de capacitación: La duración de cada curso deberá ser de diez (10) días hábiles laborales. La capacitación deberá ser llevada a cabo por el fabricante del sistema adquirido, no se aceptara la intervención de terceros. Se impartirán en Costa Rica para un máximo de 12 técnicos calificados, el instructor deberá ser un especialista de fabrica altamente calificado, el ICE se cerciorara mediante solicitud de documentos que lo acrediten, la capacitación será impartida en idioma español, o con traductor si se requiere, en instalaciones suministradas por el oferente y el tiempo de duración será recomendado por el oferente en base a su experiencia.

Se deberán incluir como mínimo los siguientes temas: Esquema básico del hardware del relé, características eléctricas, entradas de medición y binarias, salidas e interconexión con otros relés. Aplicaciones del relé y criterios de coordinación con otros relés de protección. Descripción del protocolo de comunicación utilizado y características. Manejo del programa (software) para lectura, parametrización y ajuste de los relés. Para cada una de las funciones de protección, descripción detallada de: - Principio de funcionamiento. - Curvas de ajuste y tiempos. - Ingeniería y cálculo de parámetros de ajuste. - Parametrización y ajuste local y remoto (por medio de PC). - Simulación de accionamiento utilizando equipo de pruebas. - Análisis de fallas y oscilografía.

Para el sistema de protecciones en general, descripción detallada de:

- Esquemas de protección utilizados. - Criterios de coordinación recomendados por el contratista. - Evaluación del esquema de protección propuesto.

El curso deberá tener un adecuado balance teórico/práctico. Las prácticas se llevarán a cabo en equipos idénticos a los ofrecidos, durante 2 semanas. La oferta debe incluir una descripción completa del curso de entrenamiento cotizado. El curso debe ser preferiblemente en idioma español. Todo lo necesario para impartir el curso debe ser suministrado por el oferente: laboratorio, relés de protección, equipo de prueba, entre otros. PRUEBAS. El adjudicatario debe incluir en su cronograma las pruebas de todos los equipos que integran el sistema de protección. Si además se solicita el servicio de parametrizacion y puesta en servicio del sistema de protecciones, se deberán incluir pruebas funcionales de cada uno de los reles. Dichas pruebas se realizarán en fábrica, sobre equipos iguales a los suministrados e incluirán las indicaciones, mediciones, disparos, ajustes, alarmas, eventos, etc. El adjudicatario cubrirá los gastos de los funcionarios del ICE quienes atestiguarán las pruebas. Se deberá entregarse el protocolo de pruebas a realizar, con al menos quince días de anticipación. Las pruebas podrán realizarse hasta que el protocolo sea aprobado. EQUIPO DE PRUEBAS. Se debe entregar un equipo de pruebas similar o superior al OMICROM CMC 256-6 con puerto de comunicación Ethernet y protocolo de comunicación IEC-61850, con su respectivo software, cables de conexión y computadora portátil de operación, como parte del mismo equipo. Las característica de la PC deben ser iguales a las descritas en la sección 2.13, excepto en el sistema operativo que debe ser Windows 7. Este equipo podrá ser usado durante las pruebas de puesta en servicio de la subestación, garantizado que una vez finalizadas las mismas se entregará al ICE en perfectas condiciones.