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INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD
UEN TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD
ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES DE PROTECCION
Y CONTROL PARA SUBESTACIONES Y LINEAS DE
TRANSMISION
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1........................................................................................................................................... E
SPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES DEL SISTEMA DE CONTROL.......................... 3
1.1 INTRODUCCIÓN. .................................................................................................................................. 3
1.2 TERMINOLOGÍA. .................................................................................................................................. 3
1.2.1 BAHÍAS ASOCIADAS A UNA SUBESTACIÓN. ............................................................................... 3
1.2.2 NIVEL DE TENSIÓN. ....................................................................................................................... 4
1.2.3 FUNCIONES DE CONTROL. .......................................................................................................... 4
1.2.4 FUNCIONES DE MEDICIÓN .......................................................................................................... 4
1.2.5 BÚNKER. .......................................................................................................................................... 4
1.2.6 INTELIGENCIA DISTRIBUIDA. ...................................................................................................... 4
1.2.7 COMPONENTES DEL SISTEMA.................................................................................................... 4
1.2.8 GENERALIDADES. .......................................................................................................................... 5
1.2.9 NIVELES DE CONTROL.................................................................................................................. 6
1.2.10 ARQUITECTURA BÁSICA. ............................................................................................................ 6
1.2.11 JERAQUÍA DE MANDO. ............................................................................................................... 8
1.2.12 CIERRE DE LOS INTERRUPTORES. ........................................................................................... 9
1.3 CONTROL DE REGULACIÓN DE VOLTAJE Y DE PARALELISMO DE TRANSFORMADORES
(SÓLO SI APLICA). .....................................................................................................................................10
1.4 SISTEMA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURAS (SÓLO SI APLICA). ............................................11
1.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS.............................................................................................11
1.5.1 UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB). .............................................................................11
1.5.2 FUNCIONES DE LA UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB). ...........................................11
1.5.3 REQUISITOS TÉCNICOS DE LAS UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB). ....................12
1.5.4 SERVIDOR BASE DE DATOS PARA LA SUBESTACIÓN (SBDS).................................................14
1.5.5 CONTROLADOR DE COMUNICACIONES DE SUBESTACIÓN (CCS). ......................................17
1.5.6 RED DE COMUNICACIONES........................................................................................................17
1.5.7 ESTACIÓN DE OPERACIÓN (E.O.). .............................................................................................19
1.5.8 SOFTWARE. ....................................................................................................................................31
1.5.9 PRUEBAS. .......................................................................................................................................32
1.5.10 HERRAMIENTAS. .........................................................................................................................32
1.5.11 NORMAS. ......................................................................................................................................32
1.6 INFORMACIÓN A ENTREGAR POR EL OFERENTE. .......................................................................34
1.7 INFORMACIÓN TÉCNICA A ENTREGAR CON LOS EQUIPOS. .....................................................35
2........................................................................................................................................... E
SPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES DEL SISTEMA DE PROTECCION DE
SUBESTACIÓN GENERAL...................................................................................................................36
2.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES.....................................................................................................36
2.2 SISTEMA DE INFORMACIÓN PARA LAS PROTECCIONES. ..........................................................43
2.3 PROTECCIÓN DE IMPEDANCIA DE LÍNEA: 21. ..............................................................................43
2.4 RELÉ DE COMPROBACIÓN DE SINCRONISMO O SINCRO-CHECK (25). ...................................47
2.5 PROTECCIÓN DE FALLA DE INTERRUPTOR: 50BF. .....................................................................48
2.6 RELÉ DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL TRIFÁSICO (67), CON SISTEMA DE RECIERRE
MULTIPLE (79) INCORPORADO PARA LÍNEAS DE 34.5KV. ................................................................49
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2.7 PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TRIFÁSICO, NO DIRECCIONAL DEL
TRANSFORMADOR DE POTENCIA: 51T. ...............................................................................................51
2.8 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS: 87B. ............................................................................51
2.9 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA: 87L. .................................................................................53
2.10 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA: 87T. ..........................55
2.11 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE “TRES PUNTOS O NODOS”: 87T. ...........................................56
2.12 RELÉ SUPERVISOR DEL CANAL DE DISPARO DEL INTERRUPTOR: 74TC. ............................57
2.13 RELÉS RAPIDOS DE DISPARO. ........................................................................................................58
2.14 INFORMACIÓN OBLIGATORIA A ENTREGAR EN LA OFERTA. ...............................................59
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1. ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES DEL
SISTEMA DE CONTROL DE SUBESTACION GENERAL
1.1 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.
1.2 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.
1.2.1 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.
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1.2.2 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.
1.2.3 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.
1.2.4 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.
1.2.5 BÚNKER.
Edificación ubicada dentro de la subestación, construida en forma hermética para ubicar
en tableros, los equipos de control, medición y protección. Tiene un área (llamada cuarto
de baterías) adicional, separado del espacio para los tableros, para albergar los bancos
de baterías que dan energía a los equipos instalados en los tableros indicados y los
dispositivos instalados en los gabinetes de los equipos de potencia ubicados en el patio
de la subestación.
1.2.6 INTELIGENCIA DISTRIBUIDA.
Cada bahía de la subestación será controlada por medio de equipos independientes y
autónomos, los cuales estarán ubicados en uno o varios búnkeres dentro de la
subestación.
1.2.7 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).
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EV:
Estación de Visualización (de la subestación, local o remota).
SBDS:
Servidor de Base de Datos de la Subestación.
CCS:
Controlador de Comunicaciones de la Subestación o Gateway de
Tele-control.
PI:
Panel de Interrogación.
CCR:
Centro de Control Remoto.
IHM:
Interfase Humano-Máquina.
PC:
Computadora Persona (Portátil de ingeniería).
1.2.8 GENERALIDADES.
El ICE, requiere un sistema de control, para subestaciones de transporte y distribución de
energía eléctrica (el cual incluye mando, medición, alarmas, indicación, adquisición y
almacenamiento masivo de datos).
Los equipos de control (incluye a las unidades de control UCB) y el software asociado,
deben ser de la misma marca y diseñados específicamente para control de subestaciones
de transmisión de energía eléctrica.
No se aceptarán productos genéricos adaptados para este propósito.
El oferente debe demostrar que el sistema ofrecido se encuentra en operación en al
menos cinco subestaciones de 138kV, 230kV o más.
Debe además suministrar una lista de personas, con sus números de teléfono o
direcciones electrónicas, para obtener referencias de dichas subestaciones.
El sistema de control solicitado se suministrará en varios tableros conteniendo todos los
equipos de control, totalmente alambrados y probados en fábrica.
Además estos equipos deben cumplir con todas las disposiciones indicadas en la
Sección de Especificaciones Técnicas para Tableros de Subestaciones.
Los tableros de control, 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 dentro de la subestación será por medio de 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 sincrónia de las señales provenientes
de los equipos de nivel 1 se deber verificar en todos los niveles de control.
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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.
1.2.9 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.
El nivel dos o “nivel de subestación”: Se refiere al control desde la estación de operación
(E.O.) en forma remota desde una Sala de Control, en un sitio no ubicado en la
Subestación.
El nivel tres o “nivel CCR”: Se refiere al control que se realiza desde uno o varios CCR
(como el CENCE o Centro de Control de Energía, en el caso particular del ICE).
1.2.10 ARQUITECTURA BÁSICA.
El sistema de control para las subestaciones, consistirá de un sistema basado en
microprocesadores, comunicaciones digitales y transmisión de datos por fibra óptica ó
UTP (dependiendo de la topología de red).
Estará basado en una arquitectura con inteligencia distribuida, el procesamiento del
control se llevará a cabo en cada una de las UCB de tal manera que cada equipo funcione
de manera independiente y autónoma.
El controlador de comunicaciones de subestación (CCS) será el dispositivo que
gestionará las comunicaciones con el nivel tres. El mismo deberá estar considerado
como parte integral del SBDS, este equipo deberá tener la capacidad de transmitir
simultáneamente a más de un centro de control, un mínimo de 4 centros de control.
El servidor de base de datos de la subestación (SBDS), se encargará del almacenamiento
de los datos para el monitoreo remoto de la subestación, este deberá ser un equipo
robusto con tecnología de punta, deberá contar con un arreglo de discos en espejo y con
la posibilidad de instalar tarjetas del tipo PCI en caso de que se requiera, su interrogación
remota se efectuara mediante redes LAN o WAN, el SBDS deberá ser un cliente de la
RED IEC61850.
Por tanto, el SBDS mantendrá 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 la oscilografía de las protecciones) en bases de datos abiertas de
modo que los centros de monitoreo remotos puedan tener acceso mediante una red
TCP/IP a nivel nacional. Utilizando como plataforma la Intranet de la empresa, se deberán
parametrizar opciones de criterios de búsqueda solicitados por los usuarios de las bases
de datos de eventos que residen en el SBDS.
La Unidad de control de bahía (UCB), está compuesta por un dispositivo electrónico
inteligente (DEI) que es el encargado de centralizar y procesar todas las señales de nivel
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0, tales como: alarmas principales del módulo, señales de medición, señales de indicación
de posición.
Con toda esta información se ejecutan las lógicas que permiten generar comandos de
apertura o cierre, bloqueos o permisos para enclavamiento, y comandos de control hacia
los demás equipos de la subestación.
El otro componente, es la Interface Humano Máquina (IHM), con la cual se le permite al
operador de subestación interactuar con el DEI, mediante una pantalla y un teclado. Estas
unidades de control, deben contar además con un selector Local/Remoto para continuar
con la jerarquía de mando, todos estos componentes deberán estar integrados en un solo
dispositivo.
Deberá ser capaz de desplegar las mediciones de las variables eléctricas, y contar con
una interface de comunicación en red que permita interactuar entre UCBs y además con
SBDS, igualmente debe ser un cliente del la RED IEC-61850.
No se acepta el suministro, de una Unidad Central de Control de Subestación (UCS),
para implementar el sistema de control de esta subestación.
Cada UCB, también tendrá un panel de operación local incorporada y un sistema de
medición eléctrica que permita desplegar los valores medidos.
Las UCB contarán con una interface que estará conectada a la red, para la comunicación
con el SBDS.
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 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.
La operación en el nivel uno se realizará por medio de los paneles de operación local
incorporados en las UCB.
La operación en nivel dos se llevará a cabo mediante una E.O. conectada a la red de
campo IEC-61850.
Para el caso de Subestación General, la E.O. ha de estar en la sala de control de la
subestación de Trapiche, por lo que debe ser posible conectarla utilizando un canal de
comunicación TCP/IP, por tanto, el oferente deberá entregar e instalar todos los equipos y
accesorios necesarios para su instalación, así como realizar lo correspondiente al
cableado estructurado y alimentación de la E.O. Si se requiere el suministro de una
estación de trabajo adecuada, también deberá ser suministrada por el oferente.
La operación en nivel tres se realizará desde los CCR.
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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.
1.2.11 JERAQUÍA DE MANDO.
 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.
 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.
 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.
 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.
 En el nivel uno, el cual designaremos con el nombre BAHÍA, habrá un conmutador
Local/Remoto en cada bahía, 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.
 En el nivel dos, el cual designaremos con el nombre ESTACION DE OPERACION,
habrá un conmutador 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
 El CCS 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 con la E.O.
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1.2.12 CIERRE DE LOS INTERRUPTORES.
El cierre de todos los interruptores de la subestación debe ser condicionado a la verificación de sincronía (ANSI 25).

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. Se requerirá
solamente verificación de sincronía en la UCB, para este último esquema de barras, si
la barra principal esta partida, en cuyo caso la UCB destinada a ese módulo contendrá
dicha función.
 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.
 La función de verificación de sincronía deberá contemplar las cuatro condiciones que
se describen:

Barra viva (tensión) con línea viva (tensión)

Barra viva (tensión) con línea muerta (no-tensión)

Barra muerta (no-tensión) con línea viva (tensión)

Barra muerta (no tensión) con línea muerta (no tensión)
 En la norma de control de subestaciones se tiene un detalle de las condiciones
requeridas para el cierre de cada interruptor dependiendo del esquema de barras que
tenga la subestación.
 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.
 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.
 En la oferta deberá describirse la forma u opciones en que podrá implementarse esta
función aprovechando al máximo las bondades tecnológicas del sistema de control
ofrecido.
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1.3 CONTROL DE REGULACIÓN DE VOLTAJE Y DE PARALELISMO DE
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 que se solicita para
una subestación, debe de entregarse 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:

Subir derivaciones (taps).

Bajar derivaciones (taps).

Mando: Individual / Paralelo.

Modo de mando: Local / Remoto.

Tipo de operación: Manual / Automática.

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.

Paro de emergencia del cambiador; por mando manual o por sobre\bajo voltaje.

Bloqueo del sistema de regulación: por sobre\bajo voltaje o discrepancia de
paralelismo.

Alarmas; por sobre\bajo voltaje, discrepancia de paralelismo, fallo de regulador.

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,
asícomo 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.
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La indicación de posición de derivaciones deberá ser enviada al CCS como un dato de
punto flotante.
En caso de requerirse mando de Taps de derivaciones, el mando deberá ser doble y uno
solo para subir y bajar derivaciones.
1.4 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 de recepción de señal de temperatura, deberán estar distribuidos en cada
transformador, y contar con capacidad de comunicación serial al menos en RS485 a los
equipos de la sala de control, para garantizar la inmunidad al ruido.
b- Deberá estar integrado al sistema de control a través de la red de campo IEC61850 o a
la protección diferencial de transformador, con el fin de implementar funciones de
protección por sobre temperatura (función 49) en dicha protección.
c- Deberá proveer en la Estación de Operación, de un gráfico o registro histórico de las
temperaturas, con capacidad de ser transmitido a los niveles de control superiores.
1.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS.
1.5.1 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.
1.5.2 FUNCIONES DE LA UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB).
Cada una de las UCB debe realizar las siguientes funciones:
 Adquisición de señales de indicación y alarmas con una resolución de 1 ms máximo.
 Adquisición de señales de corriente y potencial con una resolución de 2 segundos
máximo.
 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.
 Indicación de posición de derivaciones (Taps) con formato digital BCD.
 Mostrar los valores instantáneos de las mediciones eléctricas (corriente, voltaje,
frecuencia, etc.) de la respectiva bahía.
 Mando (apertura y cierre de interruptores de potencia y seccionadoras motorizadas,
subir y bajar derivaciones de los cambiadores de “tomas” de los transformadores de
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potencia, activar o bloquear la función de re-cierre de los equipos de protección
correspondientes a esa bahía).
 Supervisión de las condiciones de enclavamientos válidas para cada bahía de
subestación.
 Transmitir toda la información recolectada hacia los niveles superiores.
 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.
 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.
 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.
 Debe contar con funciones de auto diagnóstico que indiquen el estado de los módulos.
El oferente debe de garantizar el suministro de los repuestos genuinos de cada uno de
los módulos que conforman el sistema de control.
 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.
 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.
 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.
1.5.3 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:
 Tensión nominal de alimentación de 125 VCD, para las entradas, las salidas y la fuente
de alimentación.
 Cumplir con las normas indicadas en la sección NORMAS.
 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,
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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.
 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.
 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”.
 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.
 En una cuarta pantalla se deberá desplegar las alarmas con su respectivo texto, el que
se deberá desplegar hasta que ocurra el evento.

La UCB deberá tener asociado un sistema de medición trifásico a cuatro hilos con una
clase de medición de <0.3 VA con 100 V, 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 ó 5 A (cambiable mediante
software, tarjeta ó jumpers) y 100 V entre fases.
 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.
 Los contactos de los relés de salida deben tener la capacidad de accionar
directamente los interruptores de potencia y las seccionadoras motorizadas.
 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 33
entradas binarias digitales y 22 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 24
entradas binarias digitales y 16 salidas de relé de mando, totalmente libres y
disponibles.
Las unidades del lado de baja y alta de los transformadores y autotransformadores de
potencia, deben contar además con dos entradas analógicas de 4-20 mA para la
indicación de posición del cambiador y temperatura de devanados.
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1.5.4 SERVIDOR BASE DE DATOS PARA LA SUBESTACIÓN (SBDS).
 El SBDS deberá comunicarse con todas las UCB y los relés de protección por medio de
la Red de Campo con protocolo IEC-61850, y mantendrá en su memoria una base de
datos con las informaciones de toda la subestación.
 Deberá ejecutar la adquisición de todos los eventos, alarmas, oscilografía de las
protecciones, indicación de posición y medición de la subestación.
 La adquisición de datos deberá ser efectuada en tiempo real por medio de un software
tipo SCADA, con una resolución de 1 segundo máximo para medición e indicaciones,
sin embargo el etiquetado de tiempo (time stamp) de los eventos y alarmas debe
realizarse en las UCB de modo que los mismos tengan una resolución de 1
milisegundo.

La información de eventos, alarmas, oscilo grafía de las protecciones y medidas debe
almacenarse en una base de datos MS/SQL Server.

El almacenamiento masivo de los datos se efectuará en discos duros con capacidad
suficiente para almacenar durante seis (6) meses la información de toda la
subestación.

EL SBDS tomará todos los datos (indicación, alarmas y medición) de las UCB y
enviará los mandos provenientes de los niveles dos y tres de control a las mismas.

EL SBDS se comunicará a través de un puerto independiente con la E.O., donde
enviará la información proveniente de las UCB y las protecciones y aceptará los
mandos de nivel dos de control. EL SBDS también se comunicará a través de otro
puerto independiente con la E.V.

La comunicación entre los equipos de la Subestación se ha de realizar a través del
servidor (SBDS). El SBDS se encargará de gestionar las comunicaciones entre la
Subestación y los CCR.
Desde los CCR, que pertenecen al ICE, se ha de controlar la subestación y son dos:

El CENCE que opera los equipos de alta tensión y la bahía de baja tensión de los
transformadores de potencia.

El Servicio al Cliente que opera las bahías de línea de las redes de distribución.
El CENCE recibirá la información mediante un protocolo de comunicaciones IEC 60870-5101 versión ABB Network Management para el ICE, con un puerto V.24.
Para el CCR de Servicio al Cliente se utilizará el protocolo DNP 3.0.
Las funciones requeridas para los CCR son:
Mando de los equipos (por ejemplo, los interruptores de potencia) de la subestación.
Indicación de posición.
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Medición (potencia, corriente, tensión, etc.).
Monitoreo y anuncio de alarmas.
Indicación de posición de derivaciones (Taps).
El servidor deberá contar con mecanismo de auto recuperación que permita restaurar de
manera rápida el sistema.
El servidor debe ser para instalación en rack.
El SBDS debe venir instalado en un gabinete cerrado con puertas delantera y trasera
debidamente ventiladas, con llave de seguridad única para todos los tableros de control,
además un monitor plano (flat) para instalar en rack, un teclado, un mouse o track-ball.
El adjudicatario debe suministrar un convertidor (también conocido como inversor) de 125
VCD / 120 VCA, 2000 VA, salida senoidal; para alimentar el SBDS y otros equipos
incluidos en el mismo tablero (denominado TC1) desde el banco de baterías de la
subestación; con la posibilidad de auto-swicheo a la alimentación alterna en caso de
pérdida de la alimentación directa, este inversor deberá tener una protección que supere
los 140 volts de corriente directa debido a que por norma el ICE establece un voltaje de
140 voltios de igualación.
Se podrá acceder a la información almacenada en este servidor, por medio de centros de
monitoreo remoto a través de consultas SQL con conexiones ODBC. Para esto se utilizará
una red Ethernet TCP/IP de la subestación.
El SBDS deberá tener la posibilidad de mostrar el SCADA de la subestación en tiempo
real mediante accesos web utilizando los mismos criterios de la E.O., con la particularidad
de que esta visualización será exclusivamente para monitoreo, no se permitirá ninguna
operación, la sincronización horaria debe ser la misma para todos los elementos del
sistema de control.
El SBDS debe contar con un software servidor de páginas html que publique la
información contenida en la base de datos según criterios de búsqueda que el usuario que
accede al servidor solicite, de modo que el resultado de esa búsqueda pueda visualizarse
por medio de programas como el MS Internet Explorer o Netscape.
El formato de la información publicada debe ser configurable por el administrador del
sistema, sea un evento, una alarma, una indicación o un registro de oscilografía o
medición, deberá tener la información suficiente para ubicar su procedencia, y la fecha,
hora, segundos y milisegundos del suceso, además deberá permitir ordenar
alfabéticamente o temporalmente el resultado de la búsqueda según la selección de
alguno de los campos obtenidos.
Los resultados, también deberán generarse en formato de hoja de cálculo electrónica,
para que el usuario pueda bajarlos a su computadora, por lo que el servidor deberá
satisfacer esa posibilidad como un servidor ftp (file transfer protocol).
La página principal del servidor http (hyper text transfer protocol), deberá presentar
después de que el usuario haya logrado el acceso debido, a través de una interface
gráfica visualmente agradable, la posibilidad de observar los últimos eventos registrados
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durante ese día, para cada bahía de la subestación. En esa misma página deberá
aparecer un enlace que lo lleve a la página de formación de criterios de búsqueda.
Para formar los criterios de búsqueda, el usuario tendrá varias posibilidades:

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.

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.

Obtener los valores de los parámetros de ajuste de una protección en particular.

Seleccionar gráficos de medición de variables, entre dos fechas o dos horas de una
fecha seleccionada.

Seleccionar gráficos almacenados de los osciloperturbógrafos a través de búsqueda
por nombre del módulo o por fechas. Este tipo de archivos podrá bajarse desde el
servidor a la computadora del cliente, en formato COMTRADE.

Observar el estado actual de los interruptores y las seccionadoras a través de un
diagrama general de la subestación o a través de un diagrama de detalle por bahía.
El adjudicatario debe entregar todo el software tanto la versión de ejecución como la
versión para desarrollo.
Todo el software incluido en el SBDS debe contar con licencias que permitan la
conexión simultánea de mínimo 10 usuarios.
El adjudicatario deberá considerar como parte de la capacitación solicitada para el
sistema de control el manejo del software del servidor tal que ante una modernización de
la subestación, los participantes sean capaces de agregar al sistema las indicaciones y
registros necesarios de las nuevas unidades de control y protección.
Además deberá capacitarse para realizar las acciones de mantenimiento debidas sobre el
hardware del servidor.
Se debe garantizar por parte del oferente la compatibilidad con las versiones de sistemas
operativos más reciente en el mercado, y la actualización de cualquier licencia de la
versión más reciente del software durante el periodo de garantía en caso de necesitarse
alguna modificación al sistema.
No se acepta el suministro, de una Unidad Central de Control de Subestación
(UCCS), para implementar el sistema de control de esta subestación.
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1.5.5 CONTROLADOR DE COMUNICACIONES DE SUBESTACIÓN (CCS).

El CCS tomará todos los datos (indicación, disparos, alarmas y medición) de las UCB
y las protecciones y enviará los mandos provenientes de los niveles dos y tres de
control a las mismas.

El CCS deberá ser un dispositivo fabricado específicamente para realizar funciones de
control de comunicaciones. Deberá ser un equipo independiente y su programación no
dependerá de otros dispositivos.

El CCS se encargará de gestionar las comunicaciones entre la Subestación y los
CCR, estos equipos deberán ser independientes para cada uno de los centros de
control.
Los CCR que tiene el ICE son dos:
CENCE: que opera los equipos de alta tensión y la bahía de baja tensión de los
transformadores de potencia.
Servicio al Cliente: que monitorea las bahías de línea de las redes de distribución.

El CENCE recibirá la información mediante un protocolo de comunicaciones IEC
60870-5-101 server versión ABB Network Management para el ICE, con un puerto
V.24. Para el CCR de Servicio al Cliente se utilizará el protocolo DNP 3.0. server

Las funciones requeridas para los CCR son:
1.
Mando de los equipos (por ejemplo, los interruptores de potencia) de la subestación
2.
Indicación de posición de los elementos dinámicos de la subestación
3.
Medición (potencia, corriente, tensión, etc.)
4.
Monitoreo y anuncio de alarmas y eventos
5.
Indicación y mando de posición de derivaciones (Taps)
1.5.6 RED DE COMUNICACIONES.
La comunicación entre el SBDS, el CCS, la E.O. y la E.V., las protecciones y las 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 (el CCS, la EO, la EV, las UCB y las protecciones), por lo que debe de
suministrar todos aquellos dispositivos y cables que se requieran, para lograr dicha
comunicación.
Considerando la redundancia antes indicada, en el tablero TC3, se han de instalar dos
switches, cada uno, del tipo “Capa 2”, de al menos 48 puertos eléctricos 10/100 Mbps
con receptores para cables UTP de categoría 6 con conectores RJ45 y también provistos
de al menos 2 puertos de fibra óptica.
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Estos switches se han de alimentar a 125 VCD y estar construidos para funcionar en un
ambiente con las características propias de una subestación.












Los medios físicos de conexión deberán ser los siguientes:
 Para comunicar las protecciones y las UCB, a los switches, esto es, a la red se debe
emplear como medio cable de red UTP de categoría 6, con terminales RJ45.
 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.
 La conexión entres los dos switches se debe realizar en fibra óptica.
 El protocolo de la red de campo debe ser IEC 61850.




La comunicación entre CCS y los Centros de Control será por medio de interfases
seriales.
El SBDS se comunicará a la red de monitoreo por medio de interfaces fast Ethernet
utilizando el protocolo TCP/IP, para este propósito deberán suministrarse en el gabinete
del SBDS, al menos, dos switch con 48 puertos eléctricos 10/100 Mbps cada uno, como
ya se indicó.
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 o fibra óptica, como estrellas o “switches”
que vayan a ser utilizados, deberán tener salidas libres de potencial que soporten
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125VCD y que funcionen para indicar falla interna o pérdida de alimentación hacia el
sistema de control. Los mismos deberán tener alimentación auxiliar de 125VCD.
1.5.7 ESTACIÓN DE OPERACIÓN (E.O.).
La E.O. es una IHM implementada en una PC del tipo industrial, desde donde se
ejecutará el control y el monitoreo de toda la subestación.
Su ubicación será en un lugar remoto, específicamente en este caso ha de ser la Sala de
Control de la Subestación Trapiche.
La E.V. se instalará en la Sala de Control de la Casa de Máquinas del P.H. General.
La E.O. deberá estar equipada con todos los periféricos requeridos para la operación,
como mínimo debe incluir una pantalla plana o monitor, un teclado, un mouse o ratón y
una impresora para eventos y las alarmas.
La E.O. se comunicará con la red de campo IEC-61850 a través de uno o dos puertos
independientes, donde recibirá la información proveniente de las UCB, los relés de
protección y aceptará los mandos de nivel dos de control. De no poderse dar la
comunicación de la E.O. directamente con la red IEC-61850, se hará desde el CCS o en
último caso desde el SBDS.
ASPECTOS ERGONÓMICOS.
La interfase de usuario debe ser fácil de utilizar, todos los elementos que componen la
interfase deben ser lo suficientemente claros y legibles como para que no generen dudas
sobre su funcionamiento.
El sistema de navegación debe ser simple y funcional, de modo que permita acceder de
manera rápida y sencilla a las diferentes pantallas que componen el IHM.
Debe existir un contraste adecuado entre el color de la tipografía con el color de fondo de
manera que no existan problemas de legibilidad de los datos. No se permitirán pantallas
sobrecargadas de información o que tengan problemas de lectura.
El diseño debe optimizar en la medida de lo posible los pasos necesarios para ejecutar
una operación: a fin de minimizar errores que pongan en riesgo la vida de los trabajadores
que laboran dentro del patio de la subestación y en las líneas de transmisión asociadas.
Baja curva de aprendizaje: el sistema debe permitir a personas de todo nivel de educación
poder comprender y dominar el funcionamiento del IHM de manera simple y rápida.
Las pantallas deberán ser elaboradas a una resolución de 1280 x 1024 píxeles por
pulgada o superior dependiendo de las complejidades y elementos de la subestación
respectiva.
El código programado en los diferentes componentes del IHM deberá ser estructurado y
documentado de manera tal que sea fácil de mantener y mejorar.
LINEAMIENTOS DE IMAGEN.
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Se deberá utilizar la familia tipográfica oficial del ICE conocida como “Formata”, en caso
de no contar con dicha tipografía será permitido utilizar “Arial” en su lugar.
No se aceptarán mezclas tipográficas.
La interfase deberá ser desarrollada utilizando los colores que se definen a continuación
en su código RGB:
Amarillo:
R 255 G 220 B 15;
Ocre:
R 195 G120
B 0;
Azul:
R 11
B 145.
G 61
RGB (Rojo, Verde, Azul) es el código estándar para el despliegue de información de color
en pantallas y monitores. La distribución del color deberá ser balanceada y evitar
problemas de lectura. El uso del color para la simbología se describe más adelante.
El logotipo institucional del ICE, debe aparecer en todas las pantallas del IHM, el mismo
se suministrará, posterior a la adjudicación a petición del adjudicatario y no deberá ser
objeto de modificaciones posteriores, como estiramientos o encogimientos que alteren la
percepción visual del mismo.
Se permitirá el uso de imágenes de fondo asociadas al tema de subestaciones cuyo valor
de transparencia (relación figura – fondo) máximo no supere el 10 %.
Con el fin de clarificar conceptos se permitirá el uso de elementos gráficos adicionales
como representaciones de transformadores de potencia, equipos de medición y control,
etc.
Las imágenes utilizadas deberán respetar el área de protección de la marca, esto es, que
no esta permitido colocar imágenes u otros elementos sobre o debajo del logotipo
institucional.
Se permitirá utilizar el uso de elementos gráficos personalizados tales como iconos y
botones de operación siempre y cuando no estén en contraposición de alguno de los
puntos anteriores. No se aceptarán mezclas de estilo de botones.
SIMBOLOGÍA.
Los elementos activos de la subestación deberán ser representados como sigue:
Interruptor de potencia:
Será representado por un rectángulo.
Seccionadoras a motor:
Serán representadas por un círculo.
Los diferentes estados de los elementos activos de la subestación definirán el
comportamiento de la simbología de la siguiente manera:
Posición Cerrado:
Símbolo lleno con color verde.
Posición Abierto:
Símbolo vacío delineado en rojo.
Señal no presente:
Último estado conocido en color cian.
Equipo fuera de comunicación:
Símbolo fraccionado diagonalmente, mitad lleno y
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mitad delineado en color magenta.
Estado indefinido:
Símbolo fraccionado diagonalmente en color blanco.
Cambio espontáneo:
El cambio espontáneo en los elementos activos de la
subestación provocará la intermitencia (blink) del
símbolo correspondiente. El símbolo permanecerá en
esta condición hasta que sea reconocido por medio
de un botón.
El color de las barras y líneas deberá estar de acuerdo al nivel de voltaje.
Barras y líneas de 230kV:
Rojo
Barras y líneas de 138kV:
Azul
Barras y líneas de 34.5kV:
Amarillo
Barras y líneas de 24.9kV:
Marrón
Barras y líneas de 13.8kV:
Verde
Barras y líneas de 4.16kV o menor:
Negro
Los valores medidos utilizarán el color de la siguiente forma:
Valor normal de medición:
Blanco
Valores con límite superior excedido:
Rojo
Valores con límite inferior excedido:
Azul
Equipo fuera de comunicación:
Magenta
ASPECTOS FUNCIONALES.
El diseño debe tomar en cuenta las necesidades y procedimientos utilizados por los
grupos de operación y mantenimiento de subestaciones a fin de desarrollar una interface
IHM que satisfaga de manera óptima las necesidades de estos grupos de usuarios.
De igual forma, debe existir una pantalla con acceso restringido al personal de
mantenimiento que permita accesar a las unidades de protección para bloquear ciertas
funciones, como falla de interruptor, re-cierre y diferencial de barra, en esa misma pantalla
deberá existir indicación del estado de tales funciones.
Si existe un enclavamiento lógico que impida la ejecución de alguna operación de mando
desde el nivel dos, deberá informarse al operador en la pantalla del IHM, la razón de ese
impedimento.
La disposición de los elementos en las pantallas del IHM, deberá reflejar lo mejor posible
la ubicación real de los mismos en la subestación.
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MEDICIONES REQUERIDAS EN EL HMI.
Voltaje entre fases U
Corriente fase
R
Corriente fase
S
Corriente fase
T
Potencia activa
P
Potencia reactiva
Q
Frecuencia
f
Suma de potencia general de la subestación y por nivel de tensión.
DESCRIPCIÓN DE PANTALLAS.
BARRA DE ESTADO:
Todas las pantallas de la IHM deberán desplegar la barra de estado en la parte superior
de las mismas. La barra de estado contendrá aquellas informaciones que requieran ser
visualizadas en todo momento, tales como:
Nombre de la Subestación.
Fecha y hora.
Botón para cambiar la jerarquía de mando.
Indicación del estado de la jerarquía de mando.
Botón de acceso a lista de alarmas y eventos.
Botón de silenciar alarma auditiva.
Botón de acceso a pantalla de estado de comunicaciones.
Indicación de presencia de alarmas sin reconocer.
Botón de salida del sistema.
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.
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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. (no 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.
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.
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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).
ARQUITECTURA DEL SISTEMA.
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.
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 / Causa
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 deben ser: 1180 x
730 píxeles.
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 / Subestación / Bahía / Equipo / Nombre / Causa
La lista de eventos debe tener capacidad de almacenar al menos mil eventos.
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Las dimensiones de la ventana de la lista de eventos serán de 1180 x 730 píxeles.
En la lista de eventos se deberá registrar el origen del nivel operación desde donde se
ejecutó el mando del interruptor.
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.
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 SNTP.
Analizador de Protocolo para IP RJ45.
Se requiere el suministro de un analizador de protocolos el cual debe ser para
comprobación de buses de campo y redes de alta velocidad como son IP y 61850.
El analizador de protocolos debe ser como mínimo: 4 Mbps Half dúplex y 2.500 Mbps Full
dúplex, deben ser de buena conectividad, expandibles y operar con batería, permitir
registros largos con tarjeta de memoria y/o conectables a PC y software para control
remoto, función de búsqueda para datos objetivo y generación de informes.
Que puedan analizar los datos de conexiones RS-232C (V.24), RS-422 y RS-485 (RS530), así como opcionalmente CAN/LIN, FlexRay, TTL/I2C/SPI, Infrarrojos,
comunicaciones de corrientes de lazo, HDLC, X.25, etc.
Debe contener al menos una opción de función de medida de tensión de señales
analógicas de alta velocidad de hasta 40 MS/s, que es adecuada para el análisis de la
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forma de onda analógica de señales de comunicaciones y suministrar la terminal para su
instalación.
CARACTERÍSTICAS DEL COMPUTADOR: ESTACIÓN DE VISUALIZACIÓN (E.V.).
(A UBICAR EN CASA DE MÁQUINAS DE P.H. GENERAL).
Se solicita una estación de visualización (E.V.) a ubicar en P.H. General, para que el
personal de operación de dicha planta, reciba la información del estado de la Subestación.
No se podrán realizar operaciones de maniobra desde esta estación (computador).
Esta estación de visualización se ha de instalar en un gabinete, deberá estar
implementada en una computadora del tipo industrial, con monitor LCD de 17 pulgadas
(tipo flat) como mínimo y todos los periféricos necesarios.
Las características que se detallan a continuación deben interpretarse como el mínimo
permitido, sin embargo, debe considerarse que se solicita entregar el equipo más
moderno en el momento de la entrega.
Procesador:
Intel Core 2 Duo de 3.0 GHz, o superior.
Memoria RAM:
4 GByte (SDRAM DDR3 a 1333 MHz). Expandible a 8GB.
Tarjeta de video:
Con capacidad de generar resolución de 1280 x 1024 (mínimo).
Disco duro:
Del tipo SATA, de 500 Gbytes (mínimo) a 1000 Gbytes. 7200 rpm.
CD-ROM:
Unidad de disco compacto con “quemador” CD/DVD-ROM +/- RW.
Tarjeta de red:
Ethernet 10/100 Mbps.
Puertos:
Un conector de red RJ45. Cuatro puertos USB (mínimo).
Dos puertos PS/2. Un puerto serial.
Red 10/100/1000 Base T Giga Ethernet, twisted pair (RJ45).
Un conector VGA. Un conector HDMI.
Sistema Operativo: Microsoft Windows 7 Professional (o superior).
Monitor:
Color, antirreflejo. Plano, del tipo LCD de 19 pulgadas. 60Hz.
Con capacidad de mostrar una resolución de 1280 x 1024.
Preferiblemente del tipo Widescreen.
Teclado:
En español (físico y lógico), con conector USB, de la misma marca
de la terminal.
Mouse:
Óptico, de tres botones, con conector USB (uno de Scroll Wheel),
de la misma marca que la terminal.
Audio:
Puertos frontales para micrófono y headphones. Parlantes externos
de la misma marca de la terminal.
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Alimentación:
Deberá ser de 120 VCA, 60Hz.
Color:
Negro (Preferiblemente) o azul (opción alternativa).
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Debe de suministrarse un convertidor (inversor) de 125 VCD a 120 VCA, potencia de
2000 VA, salida senoidal “pura”, eficiencia mayor al 85%, con capacidad de alimentar
dicho computador y la impresora.
Este inversor no debe de ser tipo “rack”, sino de tipo convencional.
CARACTERÍSTICAS DEL COMPUTADOR: ESTACIÓN DE OPERACIÓN (E.O.).
(A UBICAR EN LA SUBESTACIÓN DE TRAPICHE).
En la Subestación de Trapiche se ha de ubicar una estación de operación, (E.O.), la cual
deberá de estar implementada en una computadora del tipo industrial con monitor LCD de
19 pulgadas como mínimo y todos los periféricos necesarios.
Desde esta estación de operación será posible la realización de mandos de maniobra de
la Subestación General.
Las características que se detallan a continuación deben interpretarse como el mínimo
permitido, sin embargo, debe considerarse que se solicita entregar el equipo más
moderno en el momento de la entrega.
Procesador:
Intel Core 2 Duo de 3.0 GHz, o superior.
Memoria RAM:
4 GByte (SDRAM DDR3 a 1333 MHz). Expandible a 8GB.
Tarjeta de video:
Con capacidad de generar resolución de 1280 x 1024 (mínimo).
Disco duro:
Del tipo SATA, de 500 Gbytes (mínimo) a 1000 Gbytes. 7200 rpm.
CD-ROM:
Unidad de disco compacto con “quemador” CD/DVD-ROM +/- RW.
Tarjeta de red:
Ethernet 10/100 Mbps.
Puertos:
Un conector de red RJ45. Cuatro puertos USB (mínimo).
Dos puertos PS/2. Un puerto serial.
Red 10/100/1000 Base T Giga Ethernet, twisted pair (RJ45).
Un conector VGA. Un conector HDMI.
Sistema Operativo: Microsoft Windows 7 Professional (o superior).
Monitor:
Color, antirreflejo. Plano, del tipo LCD de 19 pulgadas. 60Hz.
Con capacidad de mostrar una resolución de 1280 x 1024.
Preferiblemente del tipo Widescreen.
Teclado:
En español (físico y lógico), con conector USB, de la misma marca
de la terminal.
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Mouse:
Óptico, de tres botones, con conector USB (uno de Scroll Wheel),
de la misma marca que la terminal.
Audio:
Puertos frontales para micrófono y headphones. Parlantes externos
de la misma marca de la terminal.
Alimentación:
Deberá ser de 120 VCA, 60Hz.
Color:
Negro (Preferiblemente) o azul (opción alternativa).
Junto con la computadora, debe de suministrarse un convertidor (inversor) de 125 VCD a
120 VCA, potencia de 2000 VA, salida senoidal, eficiencia mayor al 85%, con capacidad
de alimentar dicho computador y la impresora.
Este inversor no debe de ser tipo “rack”, sino de tipo convencional.
CARACTERÍSTICAS DEL COMPUTADOR: PANEL DE INTERROGACIÓN (P.I.).
El panel de interrogación consiste en un IHM implementado en una computadora para
montaje en rack instalada en un gabinete independiente.
La computadora del panel de interrogación debe cumplir todo lo descrito para el
computador de la Estación de Operación, con la única diferencia que el P.I. no tienen la
posibilidad de efectuar mandos.
Por tanto, las características que se detallan a continuación deben interpretarse como el
mínimo permitido, sin embargo, debe considerarse que se solicita entregar el equipo más
moderno en el momento de la entrega.
Procesador:
Intel Core 2 Duo de 3.0 GHz, o superior.
Memoria RAM:
4 GByte (SDRAM DDR3 a 1333 MHz). Expandible a 8GB.
Tarjeta de video:
Con capacidad de generar resolución de 1280 x 1024 (mínimo).
Disco duro:
Del tipo SATA, de 500 Gbytes (mínimo) a 1000 Gbytes. 7200 rpm.
CD-ROM:
Unidad de disco compacto con “quemador” CD/DVD-ROM +/- RW.
Tarjeta de red:
Ethernet 10/100 Mbps.
Puertos:
Un conector de red RJ45. Cuatro puertos USB (mínimo).
Dos puertos PS/2. Un puerto serial.
Red 10/100/1000 Base T Giga Ethernet, twisted pair (RJ45).
Un conector VGA. Un conector HDMI.
Sistema Operativo: Microsoft Windows 7 Professional (o superior).
Monitor:
Color, antirreflejo. Plano, del tipo LCD de 19 pulgadas. 60Hz.
Con capacidad de mostrar una resolución de 1280 x 1024.
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Preferiblemente del tipo Widescreen.
Teclado:
En español (físico y lógico), con conector USB, de la misma marca
de la terminal.
Mouse:
Óptico, de tres botones, con conector USB (uno de Scroll Wheel),
de la misma marca que la terminal.
Audio:
Puertos frontales para micrófono y headphones. Parlantes externos
de la misma marca de la terminal.
Alimentación:
Deberá ser de 120 VCA, 60Hz.
Color:
Negro (Preferiblemente) o azul (opción alternativa).
CARACTERÍSTICAS DEL SERVIDOR Y OTROS EQUIPOS EN EL TABLERO SBDS.
El servidor (SBDS) debe estar construido, para su instalación en un rack de 19”, el cual ha
de estar incluido en el tablero llamado SBDS; provisto de puertas delantera y trasera
debidamente ventiladas, con llave de seguridad única. 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.
Las características del SBDS ya fueron descritas en este documento.
En esta sección se describen de nuevo algunas de ellas, a manera de resumen.
Además se indican las características de los otros equipos incluidos en este tablero como
complemento, a saber, el monitor, el teclado, el mouse, etc.
Por tanto, las características que se detallan a continuación deben interpretarse como el
mínimo permitido, sin embargo, debe considerarse que se solicita entregar el equipo más
moderno en el momento de la entrega.
Procesadores:
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.
Memoria RAM:
Cantidad: 36GB. Distribución: 18 tarjetas de 2GB. Velocidad:
800Mhz. Tipo: Single Rank DDR3, RDIMM
Tarjeta Controladora
de discos duros:
SAS 6/iR Integrada, x6 Chassis, memoria mínima 1GB.
Discos duros:
2 discos duros de 2 Terabyte Tipo SATA 3.5" Hot Plug. Arreglo: en
espejo (RAID 1). Revoluciones: 7.2K RPM
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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.
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.
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.
Puertos USB:
Debe contar con 6 puertos USB revisión 3.0 o superior, en caso de
no contar con 6 puertos, adjuntar dispositivo expansor o
multiplicador de puertos USB.
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.
Chasis:
Para discos duros de 3.5 pulgadas. Acondicionado para montaje
tipo RACK en tableros de dimensiones 60x80 pulgadas. 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
Interfaz de video:
La interfaz de video será la integrada en la tarjeta madre del
servidor, no se deberán adicionar tarjetas de video.
Monitor:
Color, antirreflejo. Plano, del tipo LCD de 19 pulgadas. 60Hz.
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Con capacidad de mostrar una resolución de 1280 x 1024.
Preferiblemente del tipo Widescreen.
Teclado:
En español (físico y lógico), con conector USB, de la misma marca
de la terminal.
Mouse:
Óptico, de tres botones, con conector USB (uno de Scroll Wheel),
de la misma marca que la terminal.
Audio:
Puertos frontales para micrófono y headphones. Parlantes externos
de la misma marca de la terminal.
Color:
Negro (Preferiblemente) o azul (opción alternativa).
El oferente 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.
Debe contar con conductos especiales internos para los cables de potencia y los cable 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.
El Sistema Operativo del SBDS debe ser suministrado con la última versión de Vmware
ESXi 5 publicada por VMware y su respectivo licenciamiento para VMware vSphere 5.0
Enterprise Plus para 2 CPU físicos.
De verse obligado el oferente a adquirir otro sistema operativo adicional con la adquisición
del servidor se debe suministrar el sistema operativo Red Hat Enterprise Linux ó Red Hat
Desktop.
Por ningún motivo debe proporcionarse algún sistema operativo de Microsoft ya que el
ICE cuenta con licenciamiento.
El oferente debe proporcionar un software que permita el monitoreo, apagado y encendido
del server remotamente, similar ó superior al IDRAC6 de DELL o ILO3 de HP.
Observación: 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.
1.5.8 SOFTWARE.
El adjudicatario deberá entregar todo el software necesario para la operación y
parametrización del sistema de control solicitado, esto incluye, el software que requieran
el SBDS, el CCS, la EO, la EV, el PI, 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.
Deben incluirse todas las licencias necesarias tanto en versión operación (runtime)
como en versión configuración o desarrollo (development).
El software que se entregue deberá estar en idioma español o inglés.
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Todo el software deberá ser entregado con sus respectivas licencias, manuales y
documentación adicional que se requiera.
Todo el software suministrado 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.
1.5.9 PRUEBAS.
El adjudicatario debe incluir en su cronograma las pruebas a la programación del sistema
de control. (Si se indica en el alcance de suministro).
Estas pruebas deberán incluir la medición, indicación, 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.
1.5.10 HERRAMIENTAS.
El oferente debe incluir en su oferta todas las herramientas de hardware y software que
considere de importancia para la programación, puesta en servicio y mantenimiento del
sistema de control.
1.5.11 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:
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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.
8.12 PRUEBAS DE INTERFERENCIAS
Las interfases de entradas y salidas de los sistemas secundarios deberán ser probadas y
de acuerdo a las normas:
IEC 602555:
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 60255221, 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 60255222, CLASE 111:
Prueba de descarga electrostática (Prueba de absorción de energía), 8 KV. (Pico), 5/30
nseg, 10 x descargas positivas. (Prueba tipo).
IEC 60255224, 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 60255223, 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%.
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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 60255211:
Requerimientos de vibración.
IEC 60057 (CO) 22 Preliminar:
Requerimientos sísmicos.
IEC 60255212:
Requerimientos de choque.
1.6 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 deberáentregarse en idioma español o inglés.
Un diagrama detallando la arquitectura del sistema a entregar, así como una descripción
escrita del sistema.
Documentación técnica de todos los dispositivos a entregar con el sistema.
Documentación que muestre el cumplimiento de las normas presentadas en la sección
NORMAS.
Formularios de datos técnicos.
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1.7 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).
El software que se utilice para programación e instalación del sistema (DOS 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).
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2 ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES DEL SISTEMA DE
PROTECCION DE SUBESTACIÓN GENERAL.
2.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES.
Las protecciones solicitadas en este cartel se utilizarán para proteger sistemas de
potencia trifásicos de cuatro (4) hilos con neutro sólidamente aterrizado y una frecuencia
de 60 Hz.
Los tableros que contendrán los equipos aquí 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 aceptado por el ICE.
Los tableros de protección (de líneas de transmisión) sólo deben incluir protecciones de
un mismo tipo (sólo protecciones primarias 1 o sólo protecciones primarias 2); 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
las protecciones (primarias: I y 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:
 Transformadores de voltaje trifásicos:

clase de precisión 5P20 (a confirmar en las especificaciones técnicas).

relación 230/3 / 0.100/Ö3 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.
 Transformadores de corriente trifásicos:

clase de precisión 0.2S

Secundario a 1A.
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
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Factor de seguridad 10
Todos los equipos deberán tener una placa metálica resistente, en donde se indicarán
datos tales como:
 Modelo y número de serie.
 Corriente nominal.
 Voltaje nominal.
 Voltaje auxiliar.
 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 preferiblemente internamente en el
relé, en caso contrario se realizará en los bornes de regleta.
En este caso la suma de corriente se debe realizar como se muestra en el siguiente
diagrama.
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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.
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El instructivo de funcionamiento incluirá como mínimo:

Descripción del principio de funcionamiento.

Descripción de cada uno de los módulos.

Diagramas de conexiones al sistema protegido que muestre las señales de potencial,
de corriente, bloqueo, disparo, alarma, tensión auxiliar, etc.

Curva característica de funcionamiento de cada relé.

Diagramas internos de cada relé y de cada módulo que compone el sistema de
protección.

Parametrización y ajuste de cada relé.

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 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.
Si el ICE lo autoriza, una función particular de un relé de protección físico; como la
supervisión de canal de disparo (74TC) o la protección de falla de interruptor (50BF)
puede estar incluida como una función en otro relé de protección.
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 tablero completamente armados,
terminados y probados, se deben indicar claramente en los planos del mismo, la función
adicional del relé.
Los relés de protección ofrecidos deben contar con una interfase de comunicaciones que
permita la transferencia de los datos almacenados en el relé al servidor de base de datos
de la subestación (SBDS), a la E.O. y a los CCR, cuya descripción se encuentra en este
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cartel, en la sección de Especificaciones Técnicas Generales del Sistema de Control para
Subestaciones.
Los relés de protección ofrecidos deben contar con una interface de comunicaciones que
permita la interrogación remota de eventos directamente del relé desde la red.
La interrogación 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:
 Corrientes:
Valor nominal de 1 Amperio.
 Voltajes:
Valor nominal de 100/3 VCA fase-neutro, 100 VCA entre fases.
 Consumo:
Menor a los 2 VA.
Entradas digitales binarias (normalmente abierto /cerrado) programable, 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.
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 divisores de voltaje por resistencias para adecuar este valor.
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.
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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:
 Relé de carcasa metálica.
 Entradas analógicas aisladas por transformadores.
 Entrada con conversor análogo/digital a través de acoplamiento óptico.
 Fuente interna conmutada DC/DC.
 Salidas del tipo relé con contactos secos.
 Separación galvánica de los circuitos internos respecto a los de entrada.
La protección debe tener registro de valores instantáneos de voltaje y corriente para las
condiciones de falla (Osciloperturbografía), así como 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
con Windows 7 (o un sistema operativo, más reciente).
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.
La parametrización será posible realizarla en línea.
Los valores parametrizados deberán solamente ser válidos después de la confirmación
final, a través de una clave.
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Puerto frontal para acceso local a través de un computador, se deben incluir todos los
accesorios necesarios para conexión con el mismo en protocolo preferiblemente ethernet
o RS-232, para lo cual deberá suministrarse adicionalmente el convertidor USB a RS232
para su comunicación con el equipo de interrogación.
Además debe tener un segundo puerto en la parte trasera para interrogación y
parametrización local o remota. Puerto de sincronización horaria IRIG-B.
Opcionalmente deberá traer incorporado un teclado de parametrización en su parte
frontal.
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.
Las indicaciones de los relés serán realizadas por LEDs con reset manual local y remoto.
Las indicaciones de los relés 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 o 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 30A
por 0.5 segundos.
Los relés tendrán una cantidad suficiente de contactos auxiliares de salida para las
funciones de alarmas y disparos.
Para esta subestación de General, con un esquema de barras tipo interruptor y
medio, deben tener juegos de contactos de disparo independientes, uno para cada
interruptor.
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2.2 SISTEMA DE INFORMACIÓN PARA LAS PROTECCIONES.

Los relés de protección ofrecidos deben contar con una interface de comunicaciones
que permita la transferencia de los datos almacenados en el relé a un SBDS. Esos
datos deberán incluir alarmas, indicaciones, mediciones y registros oscilográficos.
 La transferencia de información de las unidades de protección hacia el servidor, será
por solicitud del servidor y por envío de la información desde la protección al servidor
con la aparición de nuevos eventos (event driven). De esta forma la información se irá
acumulando en el mismo, quedando disponible para las solicitudes de los usuarios.
 Deberá existir comunicación entre el SBDS y las protecciones por medio de una red de
campo en fibra óptica con una topología resistente a fallos, esto es, que ante el fallo de
uno de los elementos de la red los demás continúan funcionando.
 El protocolo de la red de campo debe ser IEC-61850 y debe cubrir al menos el 95% del
total de los equipos de protección, se permitirá la conexión de equipos utilizando otro
protocolo como caso excepcional, tomando en consideración que a la fecha los
fabricantes no han migrado todos los modelos al protocolo IEC- 61850, siempre y
cuando esos otros protocolos sean estándares internacionales para subestaciones y no
superen el 5% del total de los equipos de protección.
Las indicaciones, alarmas, mediciones o registros de oscilografía deberán enviarse
también por medio de este protocolo, hacia la EO y los centros remotos, a través de un
gateway o controlador de comunicaciones, de tal forma que el ICE pueda filtrar que
señales incluirá en la pantalla de alarmas y en la de eventos para información de los
operadores.
 Las especificaciones técnicas del SBDS y del controlador de comunicaciones CCS ya
se han descrito anteriormente, en la sección sobre las características del Sistema de
Control.
2.3 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.
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Posibilidad de escoger 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.
Tiempo de bloqueo del relé de recierre por cierre manual del interruptor de 5 segundos
como mínimo.
Transferencia Automática del recierre cuando sale de operación un interruptor, en
el caso del esquema de barras de interruptor y medio.
Para esta aplicación, un interruptor será el primero en cerrar mientras que el otro
será designado como secundario, con tiempos de operación independientes.
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Cuando el primer interruptor (primario) sale de servicio, automáticamente el tiempo
de operación del recierre será transferido al interruptor secundario.
De esta forma el recierre del interruptor secundario operará como si fuera el
primario.
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 recierre del interruptor, cuando se cumplan las
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 recierre 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 5A continuos y 30A 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.
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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 suministrar con entradas binarias y salidas tipo relé,
totalmente libres y disponibles en regleta. Serán programables por medio de
software.
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.
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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 recierre 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,
(74TC) tomando en cuenta que se tiene un esquema de interruptor y medio.
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.
2.4 RELÉ DE COMPROBACIÓN DE SINCRONISMO O SINCRO-CHECK (25).
Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de
protección y lo descrito a continuación:
Empleado para habilitar el cierre del interruptor para las condiciones:
Línea sin tensión contra barra de subestación con tensión: línea muerta - barra viva.
Línea sin tensión contra barra de subestación sin tensión: línea muerta - barra muerta.
Línea con tensión contra barra de subestación sin tensión: línea viva - barra muerta.
Línea con tensión contra barra de subestación con tensión: línea viva - barra viva.
Alimentación auxiliar de 125 VCD, tolerancia ± 15% máximo.
Voltaje nominal (Un) de medición de 100 voltios entre fases, 60Hz, sólidamente
aterrizado.
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El relé deberá ser trifásico o en su defecto deberán utilizarse varios relés monofásicos
para cubrir las 3 fases y conectar la salida de ellos en serie.
Ajuste del rango para la diferencia de voltajes de 0.02V a 30V como mínimo, con una
precisión de ±3%, en pasos de 0.1 voltios.
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 1.1Hz).
Ajuste del rango del tiempo de operación del interruptor para compensación de 0.030 seg
a 0.400 seg, en pasos de 1 ms.
Los contactos de cierre serán del tipo rápido y serán capaces de operar directamente el
circuito de la bobina de cierre de los interruptores.
Deben tener una capacidad mínima de 5 Amperios continuos y 30 Amperios por 0.5 seg.
Los valores característicos anteriores son valores mínimos permisibles, de forma tal que
una precisión mayor o un relé con características superiores es perfectamente aceptable.
2.5 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.
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.
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 sobrecorriente 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:
 Detector de sobre-corriente trifásico.
 Temporizadores de una etapa.
 Disparo, señalización y salidas a sistemas de alarmas.
 Ajuste del arranque por corriente.
 Restablecimiento (reset) de los detectores de sobre-corriente con tiempos menores a
0,025 segundos.
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Para las protecciones de impedancia (21) y diferenciales de línea (87L), se acepta que la
protección de falla de interruptor (50BF) sea una función incorporada en dichas
protecciones.
Para el caso de la Subestación General, cuya configuración de barras es del tipo de
interruptor y medio, se solicitan protecciones de falla de interruptor 50BF, “físicas”, esto
es, construidas con este propósito.
2.6 RELÉ DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL TRIFÁSICO (67), CON
SISTEMA DE RECIERRE MULTIPLE (79) INCORPORADO PARA LÍNEAS DE
34.5kV.
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.
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.
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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 por medio de fibra óptica. 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.
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2.7 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 el lado 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.
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 relétodas 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 continúa de su operación y de las tensiones de alimentación, asícomo de los
canales de disparo, bobina de disparo y circuitos internos.
Corriente nominal de 1 amperio, 60Hz, trifásico sólidamente aterrizado.
2.8 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.
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IMPORTANTE:
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.
Por tanto, no se deben de suministrar (porque no se requieren) los transformadores
mezcladores o los transformadores acopladores, para adaptar las señales de corriente
provenientes del campo, necesarios para la correcta operación de la protección.

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 cuatro (4) módulos de bahía.

Todos los dispositivos (unidades de medición, relés de disparo, 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:

Previsión de zona principal. Cada zona deberá ser capaz de detectar todo tipo de
falla sobre cualquier condición de generación del sistema

Tipo estático o de tipo digital.

Arquitectura de una sola unidad.

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.

Se debe de suministrar adicionalmente un relé rápido de disparo por cada módulo
(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.
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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:

Tiempo máximo de disparo de 0,013 segundos.

Tiempo máximo de eliminación de la falla de no más de 100 mseg.

Operación confiable para cualquier tipo de falla.

No deberá operar por ninguna falla externa a la zona falla protegida.

No se afectará por ningún tipo de maniobra de apertura y cierre de los
interruptores, la entrada en operación de máquinas, transformadores, etc.

Deberá tener un dispositivo de bloqueo de la protección por daños en los
transformadores intermedios u otro equipo auxiliar.

Deberá indicar el arranque y el disparo a través de diodos luminosos (preferible).

Deberá proteger una barra con esquema de interruptor y medio, con cuatro (4)
módulos (bahías o diámetros) como mínimo.
2.9 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
138kV y 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.
Provista de un puerto serial de comunicación de fibra óptica para comunicación con el
extremo remoto de la línea de transmisión a través del equipo de comunicaciones
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principal, el cual se encargará de retransmitir las señales al extremo remoto de la línea de
transmisión.
Deberá activarse automáticamente una función de sobrecorriente de emergencia
direccional como función de emergencia, al perderse el canal de comunicación con el
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.
La distancia entre el relé de protección y el equipo de comunicaciones es de unos quince
(15) metros, por lo que la fibra óptica a suministrar debe ser de esa longitud como mínimo.
Se debe suplir una cantidad de tramos de fibra óptica con los accesorios correspondientes
instalados como mínimo igual al total de relés diferenciales suministrados.
Puede darse también la modalidad de comunicación punto a punto entre las diferenciales.
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.
En este caso las protecciones se conectarán sin pasar por ningún equipo de
comunicación intermedia.
El oferente deberá entregar todos los “patch cord” con conectores tipo FC/PC para
interconectar los relés con los distribuidores ópticos.
En todo caso deben suministrarse los componentes necesarios para utilizar ambos
sistemas.
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 contener la protección 21 como función adicional
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 anteriormente para dicho relé de protección.
De accionamiento unipolar y/o tripolar programable por software.
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Supervisión del canal de disparo y bobinas de disparo del interruptor (74TC).
Cada dispositivo supervisaráen 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 entradas binarias y 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 cuchilla línea o interruptor, tomando en
cuenta que se ha de emplear en un esquema de interruptor y medio.
2.10 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
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 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.
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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 deberáoperar debido a corrientes de magnetización producidas al
conectar o desconectar el transformador protegido, pero sídeberá 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.
Para dos fuentes de alimentación de falla.
Vigilancia continúa de su operación y de las tensiones de alimentación, asícomo de la
bobina de disparo y circuitos internos.
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.
2.11 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE “TRES PUNTOS O NODOS”: 87T.
Se debe suministrar una protección diferencial para transformador de tres devanados,
denominada 87T, para proteger la zona entre el interruptor del lado de la barra principal,
el interruptor del medio y el lado de alta tensión del transformador elevador.
Lo anterior, por cuanto la relación de TC del diámetro es mucho mayor que la relación del
TC requerida por la protección 87T del transformador, de modo que para no tener
problemas de sensibilidad de la diferencial de transformador, se debe proteger esta zona
en forma independiente. Por tanto la protección 87T debe de conectarse en los
devanados del TC del lado de alta del transformador de potencia.
Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de
protección.
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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.
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
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.
Para dos fuentes de alimentación de falla.
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.
2.12 RELÉ SUPERVISOR DEL CANAL DE DISPARO DEL INTERRUPTOR:
74TC.
Se requieren para:
1. Supervisión del canal de apertura y la bobina de apertura.
2. Supervisión del canal de disparo y la bobina de disparo.
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El relé deberá de considerar el interruptor sobre el que actuará, ya sea de accionamiento
tripolar (un único canal de disparo y bobina) o unipolar (tres canales de disparo y tres
bobinas independientes) según se especifique en el cartel.
Cada dispositivo supervisará en todo momento la continuidad eléctrica en el canal,
incluyendo la bobina (de apertura y de disparo) del interruptor, ya sea cuando el
interruptor esté abierto o cerrado.
Cada relé deberá tener un contacto NA libre para señalización de alarma por cada fase
supervisada y al menos una indicación local luminosa.
2.13 RELÉS RAPIDOS DE DISPARO.
Se solicitan relés rápidos de disparo, para multiplicar e individualizar por fases la salida de
los relés de protección que sólo poseen un contacto de disparo.
Estos relés deben de tener las siguientes características:
1. Un mínimo de seis contactos auxiliares del tipo 1P2T (un polo/doble tiro, también
denominados de sobre-cambio).
2. El relé será del tipo enchufable sobre una base compatible con él. Otras
características de la base, se indican adelante.
3. La capacidad de los contactos de los relés será de 5 amperios continuos y 30
amperios durante medio (1/2) segundo, a 125 VCD. Esta característica debe ser
demostrada por el fabricante, adjuntando la documentación técnica de los relés.
4. Una vida mecánica útil mayor a un millón de maniobras de conmutación
(operaciones).
5. Capacidad para trabajar en un ambiente cuya temperatura varía entre 10 ºC y 40
ºC, con una humedad relativa de hasta 100%.
6. Tiempo de retardo en el arranque de la operación no mayor a 15 milisegundos.
Esta característica también debe ser demostrada por el fabricante, adjuntando la
documentación técnica de los relés.
7. El margen de variación del nivel de voltaje de alimentación será de ±15% con
respecto al voltaje nominal de 125 VCD.
8. Consumo de potencia menor a 5 VA.
9. El relé debe estar construido a prueba de polvo, por lo que deberá estar provisto
de una carcasa plástica y transparente.
10. Una frecuencia de interrupciones de doscientas (200) operaciones por hora.
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Las bases sobre las cuales se enchufarán dichos relés, han de ser totalmente compatibles
con aquellos, del tipo para montaje sobre el riel tipo “omega” de 35 mm.
Dichas bases dispondrán de bornes para la fijación de los conductores eléctricos por
medio de terminales atornillables que permitan la conexión directa de dos conductores de
2.5 mm² de área de sección transversal (como mínimo).
2.14 INFORMACIÓN OBLIGATORIA A ENTREGAR EN LA OFERTA.
El oferente deberá entregar de forma obligatoria en su oferta lo siguiente:
Los catálogos, información técnica y diagramas que describan claramente el
funcionamiento, las características eléctricas y de operación de todos los equipos
ofrecidos.
Deberá entregar los siguientes diagramas en los cuales debe justificar la cantidad de
elementos ofertados en su alcance de suministro, con una breve explicación de su
representación y funcionamiento o filosofía de operación:
1) Un diagrama unifilar donde se indique el devanado de protección de donde se tomarán
las señales de corriente y potencial para alimentar cada unidad de protección.
El mismo deberá mostrar el canal de disparo hacia cada una de las bobinas de disparo
del o los interruptores correspondientes.
Este diagrama debe presentar al menos un ejemplo de cada módulo protegido.
2) Un diagrama esquemático donde se indique la topología de interconexión de todas las
unidades de protección hacia el sistema de control o servidor de base de datos de la
subestación. Se debe presentar en detalle todos los accesorios, convertidores e interfases
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que se utilizarán, el tipo de medio si es fibra óptica o cobre y el tipo de protocolo en cada
interconexión.
3) Un diagrama esquemático que muestre la ubicación de todas las unidades de
protección dentro de los tableros, la cantidad de unidades por tablero y la ubicación de los
tableros en el Bunker.
4) Tabla de datos técnicos garantizados completada con la información solicitada.
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