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INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD
ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES
SISTEMA DE CONTROL Y DE
PROTECCIONES SUBESTACIÓN EL ESTE
SAN JOSE – COSTA RICA
ABRIL, 2012
ARTICULO I
ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES DEL SISTEMA DE CONTROL
PARA SUBESTACION.
INTRODUCCIÓN.
Todas las especificaciones anotadas en este documento son de cumplimiento
obligatorio y deben considerarse como lo mínimo aceptable quedando a criterio
del oferente proponer mejores características.
TERMINOLOGÍA,
Con el objetivo de que este documento sea interpretado adecuadamente es
recomendable definir ciertos términos que se utilizan en la descripción del
sistema de control en este documento.
BAHÍAS ASOCIADAS A UNA SUBESTACIÓN.
Al conjunto de equipos de alta tensión usados para una determinada maniobra
en una subestación (o patio de interruptores) se les llamará bahía de la
subestación.
Existen diferentes tipos de bahías, dependiendo de la función específica de las
mismas, pero los más comunes son las siguientes:
Bahía de línea de transmisión.
Bahía de línea de distribución.
Bahía de reserva.
Bahía de enlace de barras.
Bahía para banco de capacitores.
Bahía para reactor.
Bahía para servicio propio.
Bahía del lado de alta tensión del transformador de potencia.
Bahía del lado de baja tensión del transformador de potencia.
Bahía compartida (del medio). Aplica sólo al esquema de interruptor y medio.
En el esquema de interruptor y medio, cada conjunto de tres interruptores y las
respectivas seccionadoras que interconectan diametralmente las dos barras de
tensión, se denominará diámetro.
El diámetro consta de tres bahías y una de ellas es la bahía del medio.
NIVEL DE TENSIÓN.
Se refiere al nivel de tensión existente en las barras de la subestación y la
magnitud del mismo se mide en kilovoltios.
Los niveles de tensión usados son 230kV, 138kV, 69kV, 34.5kV, 24.9kV, 13.8kV
y 4.16kV.
FUNCIONES DE CONTROL.
Cuando se hace referencia, a las órdenes de apertura y de cierre de los equipos
de potencia (de los interruptores y de las seccionadoras motorizadas), los
mandos de subir o de bajar derivaciones (“taps”) del cambiador de derivaciones
del transformador de potencia, el modo de operación (en modo paralelo o en
modo independiente) también de los transformadores de potencia, las
indicaciones de posición de las seccionadoras y de los interruptores de potencia,
los enclavamientos (alambrados o programados por medio de “software”), las
señales de alarmas, la verificación de sincronía de líneas de transmisión, se
consideran funciones de control.
FUNCIONES DE MEDICIÓN
Es el proceso de determinar el valor de las variables eléctricas de tipo analógico,
por ejemplo, la frecuencia, la corriente, la tensión, la temperatura, etc.
BÚNKER.
Edificación ubicada dentro de la subestación, con ambiente controlado,
construida en forma hermética para ubicar los tableros que contienen los
equipos de control, medición y protección y otros. Tiene un área adicional,
independiente al espacio de los tableros, para albergar los bancos de baterías
que dan energía a los equipos de la subestación.
INTELIGENCIA DISTRIBUIDA.
Cada bahía de la subestación será controlada por medio de equipos
independientes y autónomos, los cuales estarán ubicados en una o varias
edificaciones tipo búnker dentro de la subestación.
COMPONENTES DEL SISTEMA.
A continuación se detalla una lista de siglas utilizadas para referirse a los
diferentes elementos que componen el sistema de control:
UCB:
EO:
EV:
SBDS:
UCS:
PI:
CCR:
IHM:
Unidad de Control de Bahía.
Estación de Operación (de la subestación, local o remota).
Estación de Visualización (de la subestación, local o remota).
Servidor de Base de Datos de la Subestación.
Gateway de integración de protocolos.
Panel de Información
Centro de Control Remoto.
Interfase Humano-Máquina.
PC:
IED:
IACS:
Computadora Personal Portátil (Estación de ingeniería).
Dispositivo Electrónico inteligente.
Tablero de inversores de corriente para sistemas de control Nivel 2
GENERALIDADES DEL SISTEMA DE CONTROL
El sistema de control para las subestaciones, consistirá de un sistema basado
en microprocesadores, comunicaciones digitales y transmisión de datos por fibra
óptica.
El sistema de control debe permitir en general el manejo de todas las órdenes:
 Apertura y cierre de los equipos de potencia (interruptores y
seccionadoras con accionamiento por medio de motor).
 Ordenes de subir y bajar tomas (“taps”) del transformador de potencia
para la regulación de voltaje de la barra de 34,5 kV.
 Ordenes de bloqueo y desbloqueo de función de recierre de las
protecciones de toda la subestación y niveles de tensión.
 Registro y monitoreo en tiempo real de las indicaciones de posición y
enclavamientos de los equipos de maniobra de alta y mediana tensión.
 Registro y monitoreo en tiempo real de las señales de alarmas y eventos.
 Registro y monitoreo en tiempo real de las variables analógicas.
 Verificación de sincronismo de las líneas de transmisión.
 Registro y monitoreo de cualquier equipo de nivel 1 que pueda ser
integrado mediante protocolos de subestaciones al sistema de control.
La pantalla de arquitectura del sistema de control debe mostrar el estado de las
comunicaciones de todos los equipos de la subestación de manera gráfica, cada
elemento del sistema debe estar representado por un símbolo, el cual cambiará
de alguna manera para indicar si se está comunicando o no.
Estará basado en una arquitectura con inteligencia distribuida, el procesamiento
del control se llevará a cabo en cada una de las unidades de control de bahía
(UCB) de tal manera que cada bahía funcionará de manera independiente y
autónoma. Los equipos de control deben ser diseñados específicamente para
control de subestaciones de transmisión de energía eléctrica. No se aceptarán
productos genéricos adaptados para este propósito
La función de verificación de sincronización para el cierre de los interruptores
deberá estar incluida en las UCBs para el caso de esquema de barras de
interruptor y medio. Las condiciones de sincronización que requieran
compartirse entre elementos de un mismo diámetro, deberán ser transmitidas
por medio del puerto de comunicación, no en forma alambrada. Para otros
esquemas de barras, esta función se realizará con las protecciones.
La lógica de enclavamientos será programada en la UCBs desde las cuales
saldrán únicamente los permisos resultantes que desenclavan los elementos del
patio.
Para subestaciones con esquema de barras de interruptor y medio, las
condiciones necesarias requeridas entre los elementos de un mismo diámetro,
deben ser transmitidas por medio del puerto de comunicación, no en forma
alambrada.
El sistema de control, con todos sus componentes, deberá de iniciarse
automáticamente después de haberse detenido por pérdida de la tensión de
alimentación o cualquier otra falla.
El SBDS enviará al nivel tres el estado de todas las variables relacionadas con la
jerarquía de mando. El sistema debe ser capaz de pasar el mando de forma
automática al nivel tres, en caso de pérdida de comunicación entre el SBDS y la
EO, o cada vez que se reinicie cualquiera de estos equipos.
El sistema de control solicitado se suministrará en varios tableros conteniendo
todos los equipos de control, totalmente alambrados y probados en fábrica.
Para la construcción de tableros e instalación de equipos en los mismos se debe
cumplir con todas las disposiciones indicadas en la Sección de
Especificaciones Técnicas para Tableros de Subestaciones.
Los tableros de control, protección, etc., se ubicarán en la subestación, en un
edificio apropiado y acondicionado para tal propósito, denominado ”Búnker”.
El sistema de control debe de estar construido de manera que funcione
satisfactoriamente en condiciones climáticas y eléctricas adversas, que incluyen
descargas eléctricas e interferencias electromagnéticas presentes en las
subestaciones de alta tensión, por lo que deberán cumplir con las normas
solicitadas en la sección NORMAS.
La alimentación de la subestación, será por medio de dos (2) bancos de baterías
de 125 VCD, por lo tanto todos los equipos deberán suministrarse para esta
alimentación de voltaje.
Para mantener en sincronía todos los equipos de control y protección, se debe
suministrar un sistema receptor de GPS (Global Positioning System) y todos los
equipos adicionales que se requieran para este fin, la verificación de la sincronía
de las señales provenientes de los equipos de nivel 1 se deberá verificar en
todos los niveles de control.
Los contactos de salida de los equipos (de control) deberán tener la capacidad
de accionar directamente los equipos de potencia sin necesidad de relés
auxiliares.
NIVELES DE CONTROL.
El sistema de control deberá poseer una arquitectura de cuatro niveles:
El nivel cero o “nivel de patio”:
Se refiere al control desde el propio equipo (de potencia) en el patio de
subestación.
El nivel uno o “nivel de bahía”:
Se refiere al control local de las bahías de la subestación, desde las UCB
asociadas a cada bahía. Esto es desde el búnker, correspondiente. La operación
en el nivel uno se realizará por medio de los paneles de operación local
incorporados en las UCB.
El nivel dos o “nivel de subestación”:
Se refiere al control de la subestación desde una estación de operación (E.O.)
en forma remota desde una Sala de Control, que puede estar ubicar en algún
sitio de la subestación o en algún lugar remoto. La operación en nivel dos se
llevará a cabo mediante una E.O. conectada a la red de campo IEC-61850,
como cliente del SBDS.
El nivel tres o “nivel de control remoto (CCR)”:
Se refiere al control que se realiza desde uno o varios CCR,como el CENCE
(Centro de Control de Energía), en el caso particular del ICE.
La operación en nivel tres se realizará por tanto, desde los CCR (Centro Control
Remoto)
JERAQUÍA DE MANDO.
a) La jerarquía de mando será inversa al nivel de operación, esto es que el nivel
0 de operación ostenta la mayor jerarquía de mando y el nivel tres la menor
jerarquía y debe ser totalmente independiente una de otra.
b) En los niveles de operación desde el nivel cero hasta el nivel dos se
dispondrá de algún medio para conmutar la operación de Local a Remoto y
viceversa.
c) Es importante aclarar que aunque pueda haber varios niveles de operación
con su conmutador en la posición Local, solamente uno de ellos (el de mayor
jerarquía) tendrá la posibilidad de ejecutar mandos sobre el equipo.
d) En el nivel cero, el cual designaremos con el nombre PATIO, habrá
conmutadores Local/Remoto en cada interruptor de potencia y en todas las
seccionadoras motorizadas, así como en los gabinetes del cambiador de
derivaciones.
e) En el nivel uno, el cual designaremos con el nombre BAHÍA, habrá un
conmutador Local/Remoto en cada unidad de control de bahía (UCB), dicho
conmutador (puede ser físico pero ubicado en bahía, no debe ser externo a la
bahía de control) 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. Además debe aparecer una indicación de enclavamiento para cada uno
de los elementos, la cual debe ser preferiblemente mediante un objeto
dinámico en la pantalla de la bahía, no necesariamente mediante LEDs.
f) 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.
g) El nivel tres o “nivel remoto”, definido como el control remoto que se debe
realizar desde el Centro de Control de Energía de la UEN CENCE (nivel de
tensión 230 kV e interruptores de media tensión) según la norma de control de
subestaciones emitida por la UENTE en su capítulo 7.1.3.2.4 Nivel 3 Centros
de control remotos.
h)
El sistema debe ser capaz de pasar el mando de forma automática al
nivel tres, en caso de pérdida de comunicación con la E.O.
CIERRE DE LOS INTERRUPTORES.
a) El cierre de todos los interruptores de la subestación debe ser condicionado a
la verificación de sincronía (ANSI 25). Todas las unidades de bahía deben
tener la función de sincronismo, pero la activación de la misma queda
condicionada a lo que indique el contratante.
Para el caso de interruptor y medio, el sistema de control suministrado
debe incorporar esta funcionalidad en el nivel uno, deber ser distribuido
de forma tal que quede incorporado en las respectivas UCBs.
Para esquema de barra principal y barra auxiliar con interruptor de
transferencia la función de verificación estará contenida en el sistema de
protección. Para este esquema de barras y teniendo el mismo partición en la
barra principal, se requerirá solamente, la función de verificación de
sincronía, en la UCB que controla el enlace de barras. No se permiten
operaciones en caliente a nivel 0, es decir, solo se permite operar el
interruptor a nivel 0, con las seccionadoras abiertas
b) La función de verificación de sincronía debe contar con parámetros definidos
por el usuario que permitan seleccionar los umbrales para determinar
presencia o ausencia de tensión, máxima diferencia de tensión permitida,
máxima diferencia de frecuencia permitida, máxima diferencia de ángulo
permitido, etc. Esta función debe ser independiente para cada módulo.
c) La función de verificación de sincronía deberá contemplar las cuatro
condiciones que se describen:
1. Barra viva (tensión) con línea viva (tensión).
2. Barra viva (tensión) con línea muerta (no-tensión).
3. Barra muerta (no-tensión) con línea viva (tensión).
4. Barra muerta (no tensión) con línea muerta (no tensión).
d) En la norma de control de subestaciones se tiene un detalla de las
condiciones requeridas para el cierre de cada interruptor dependiendo del
esquema de barras que tenga la subestación.
e) Para la configuración de interruptor y medio deberá considerarse el estado de
los elementos de cada diámetro para seleccionar el potencial de referencia
con que se realizará la verificación de sincronía por cada interruptor.
f) El código del programa o programas utilizados para implementar el control de
verificación de sincronía deberá ser entregado junto con el software para
editarlo, para que se le pueda dar mantenimiento al sistema.
g) En la oferta deberá describirse la forma u opciones en que podrá
implementarse esta función aprovechando al máximo las facilidades
tecnológicas del sistema de control ofrecido. Las lógicas programadas deben
estar incluidas en planos con designación DL (diagrama lógico).
REGULACIÓN DE VOLTAJE Y CONTROL DE PARALELISMO:
TRANSFORMADORES.
Existen diferentes configuraciones para los transformadores de una subestación.
Para la operación de estos se requiere de un sistema de regulación de voltaje, el
cual tome la configuración en las que se puede trabajar un grupo de
transformadores según la posición de las seccionadoras o interruptores
asociados a éstos.
El conjunto de dispositivos utilizados para esta finalidad, se ubicarán en el
tablero de control de paralelismo TCP, para el control de varios transformadores
o auto transformadores.
El tablero de control de paralelismo de transformadores de potencia, si es
requerido deberá ser entregado completo y ser parte integral del sistema de
control propuesto. Se requiere que el tablero de control de paralelismo cuente
con su respectiva bahía, y en caso de falla del mismo, debe haber un sistema
auxiliar, programado en cada bahía de baja de los transformadores, que permita
la regulación en modo emergencia desde cada bahía. NO SE REQUIEREN
REGULADORES DE VOLTAJE, ya que dicha función debe ser programada e
implementada en bahía.
Su funcionamiento deberá considerar cuatro transformadores y un enlace de
barra. Todos los dispositivos necesarios para el adecuado funcionamiento del
control de paralelismo deberán ser ofrecidos por el fabricante como parte de los
equipos.
Las funciones que debe de realizar el sistema son:
1.
Subir derivaciones (taps).
2.
Bajar derivaciones (taps).
3.
Mando: Individual / Paralelo.
4.
Modo de mando: Local / Remoto.
5.
Tipo de operación: Manual / Automática.
6.
Indicaciones de posición de derivaciones el cual debe ser generado desde
el cambiador de derivaciones en formato BCD para el nivel 2 y en punto
flotante para el nivel 3. La indicación de “taps” se ha de alambrar a bornes
de regleta y estará indicada claramente en el respectivo juego de planos
del transformador de potencia.
7.
Paro de emergencia del cambiador; por mando manual o por sobre\bajo
voltaje.
8.
Bloqueo del sistema de regulación: por sobre\bajo voltaje o discrepancia de
paralelismo.
9.
Alarmas; por sobre\bajo voltaje, discrepancia de paralelismo, fallo de
regulador.
10. Indicación de modos de operación; estado de los reguladores de voltaje,
transformadores en línea o fuera de línea.
El control de paralelismo debe contar con la opción de regular posición de TAPs
por medición de flujo de reactivo circulante.
El ICE cuenta con una norma, para el sistema de control de paralelismo de
transformadores para sus subestaciones. En dicha documento se detalla los
componentes necesarios para el diseño del sistema, así como las características
de los mismos y los modos de operación del sistema. El sistema de control de
paralelismo a ofertar debe cumplir con lo descrito en dicha norma. Esta norma,
se entregará en caso se solicitarse el control de paralelismo.
La indicación de posición de derivaciones deberá ser enviada al SBDS como un
dato de punto flotante.
En caso de requerirse mando del cambiador de derivaciones, el mando deberá
ser doble y uno solo para subir y bajar derivaciones.
SISTEMA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURAS.
Se deberá contar con un sistema de monitoreo remoto de temperaturas para los
diferentes parámetros del transformador, que cumpla con los siguientes
requerimientos:
a- Los equipos de recepción de señal de temperatura, deberán estar distribuidos
en cada transformador, y contar con capacidad de comunicación en fibra óptica
a los equipos de la sala de control, para garantizar la inmunidad al ruido. Este
dispositivo debe ser únicamente con comunicación en fibra óptica.
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,
así como permitir la integración de los datos a los niveles superiores en un
protocolo abierto con el fin de poder tener monitoreo, reporte de alarmas etc.
Esta integración se deberá hacer en el sistema de control de la subestación. La
medición de temperatura no debe realizarse con la protección diferencial
c- Se deberá implementar en la Estación de Operación, gráficos de tendencias
con registro histórico de las temperaturas, con capacidad de ser transmitido a los
niveles de control superiores estas aplicaciones deberán estar disponibles desde
los accesos web de los históricos de la subestación.
UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB).
Estarán basadas en microprocesadores, y estarán dedicadas exclusivamente a
una bahía particular de la subestación, por ejemplo: a una línea de transmisión,
a una bahía de transformador, una bahía compartida, etc.; de manera que los
mandos, la indicación, la medición y las alarmas de cada una de las bahías sean
independientes de las otras. Adicionalmente se debe entregar una o dos UCBs
para recolectar alarmas generales de la subestación y el procesamiento de las
entradas y salidas de los tableros de corriente directa para determinar el térmico
disparado en el tablero.
FUNCIONES DE LA UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB).
Cada una de las UCB debe realizar las siguientes funciones:
a) Adquisición de señales de indicación y alarmas con una resolución de 1 ms
máximo.
b) Adquisición de señales de corriente y potencial con una resolución de 2
segundos máximo.
c) Cálculo de potencia activa, reactiva y aparente, energía activa y reactiva,
factor de potencia, frecuencia, etc. a partir de los valores de corriente y
voltaje.
d) Indicación de posición de derivaciones (Taps) con formato digital BCD.
e) Mostrar los valores instantáneos de las mediciones eléctricas (corriente,
voltaje, frecuencia, etc.) de la respectiva bahía.
f) Mando (apertura y cierre de interruptores de potencia y seccionadoras
motorizadas, subir y bajar derivaciones de los cambiadores de “tomas” de los
transformadores de potencia, activar o bloquear la función de re-cierre de los
equipos de protección correspondientes a esa bahía).
g) Supervisión de las condiciones de enclavamientos válidas para cada bahía de
subestación.
h) Transmitir toda la información recolectada hacia los niveles superiores.
i) Informaciones inciertas, como por ejemplo la posición intermedia, los defectos
de equipo, transferencia incompleta o errónea de datos, etc., no deberán en
forma alguna permitir operaciones de control.
j) Las UCB preferiblemente deben de estar construidas mediante una tecnología
del tipo modular, donde la cantidad de entradas y salidas binarias o
analógicas puedan variarse.
k) Para los módulos de nivel de tensión de 34.5kV o 24.9kV, las funciones de
control y protección se aceptarán integradas en la misma unidad, a menos
que se indique lo contrario. Las funciones de protección deberán ser las
mismas descritas en las especificaciones generales de protección.
l) Debe contar con funciones de auto diagnóstico que indiquen el estado de los
módulos.
m) Si ocurriera alguna falla interna en algún equipo o componente de una UCB,
esto no resultará en una emisión de un falso comando, ni tendrá efecto en el
sistema primario que está siendo monitoreado o controlado.
n) La UCB asociada a cada bahía de la subestación debe tener funcionamiento
independiente, esto es, contar con fuente de alimentación, microprocesador e
interface de comunicación propios. Además debe de tener los elementos
necesarios para realizar localmente las funciones de control correspondientes
a la bahía a la cual está asociada; con las indicaciones y el diagrama unifilar
respectivo.
o) La UCB deben contar con un contacto programado para alarma sonora (esto
para no depender de los parlantes de alarma de la E.O.), además debe contar
con un led de alarma parpadeante que indique la presencia de alguna alarma
activa en bahía, incluyendo la pérdida de comunicación de la misma con la
red LAN.
p) El protocolo de comunicación y control debe ser IEC-61850, conformando una
LAN en la que se une y comunica nivel 1 y 2. Cada UCB debe tener doble
interface de comunicación. Los puertos deben ser en fibra óptica multimodo y
deberán conectarse en un anillo doble a un switch, de tal manera que se
conforma una doble red de campo.
q) La resolución y precisión de la captura, digitalización y reporte de variables
analógicas a niveles superiores debe ser mayor o igual a la resolución y
precisión de los TC´s y TP´s instalados en nivel cero. Los equipos deben
cumplir con los requisitos de medición que exige el CENCE: banda muerta,
nivel de precisión.
REQUISITOS TÉCNICOS DE LAS UNIDADES DE CONTROL DE BAHÍA (UCB).
Entre los requisitos técnicos importantes que debe cumplir cada una de las UCB,
están los siguientes:
a) Tensión nominal de alimentación de 125 VCD, para las entradas, las salidas y
la fuente de alimentación.
b) Se requiere que tanto las bahías como las protecciones cuenten con doble
lazo trifásico de medición de corriente y doble lazo trifásico de medición de
potencial. Las protecciones deben contar con su función 50BF independiente
para cada lazo de corriente trifásico.
c) Cumplir con las normas indicadas en la sección NORMAS.
d) Cada UCB tendrá un panel para la operación local (nivel uno), con la
posibilidad de desplegar en forma consecutiva al menos cuatro pantallas
configurables por el usuario, desde las cuales se podrá operar y monitorear
en su totalidad la bahía correspondiente. Se mostrará un unifilar de la bahía
correspondiente con indicación de cada una de las seccionadoras y el
interruptor. Tendrá pulsadores tipo membrana, incorporados en el panel
frontal de la UCB para la operación del interruptor y las seccionadoras
motorizadas. También tendrá un conmutador para seleccionar el modo de
operación remoto o local.
e) 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.
f) 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”.
g) 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.
h) En una cuarta pantalla se deberá desplegar las alarmas con su respectivo
texto, el que se deberá desplegar hasta que ocurra el evento.
i) La UCB deberá tener asociado un sistema de medición trifásico a cuatro hilos
con una clase de medición de 0.3, para la bahía correspondiente, el cual
estará incorporado dentro de la misma unidad. El equipo no deberá utilizar
transductores externos para obtener las señales de campo, las entradas de
corriente y voltaje estarán directamente conectadas de los transformadores de
instrumentación. Los valores nominales de corriente y tensión serán 1 A y 100
V entre fases.
j) 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.
k) Los contactos de los relés de salida deben tener la capacidad de accionar
directamente los interruptores de potencia y las seccionadoras motorizadas.
l) Incluir la función de auto diagnóstico y auto monitoreo (watch-dog) para todos
los módulos que componen la UCB.
Todas las UCB para transformadores y líneas de transmisión deben tener al
menos 32 entradas binarias digitales y 20 salidas de relé para mandos, a menos
que se indique otra cantidad en el alcance del suministro. Para funcionar a 125
VCD.
La UCB dedicada para alarmas generales deben tener al menos 40 entradas
binarias digitales y 20 salidas de relé para mandos, a menos que se indique otra
cantidad en el alcance del suministro. Para funcionar a 125 VCD.
Las unidades de control de los circuitos de distribución que deberán tener al
menos 24 entradas binarias digitales y 12 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.
Los equipos deben cumplir con la Norma de Control y Monitoreo de
Subestaciones vigente según norma IEC-61850 y Norma para el control y
monitoreo de subestaciones emitida por la UEN TE del ICE en el 2010. Las
señales entregadas desde nivel 1 deben contar con todas las señales estándar
indicadas en dicho manual.
REQUISITOS TÉCNICOS EQUIPOS DE NIVEL 2 O DE SUBESTACION
Este nivel debe cumplir con las tareas de operación, monitoreo y registro
histórico de la subestación, este nivel está integrado básicamente por la
Estación de Operación Local, el Servidor de Base de Datos (SBDS), un Panel de
Información, servidor de tiempo con fuente de sincronización GPS basado en
NTP, Inversores de corriente directa a corriente alterna para la alimentación de
los equipos de control de Nivel 2 y cualquier otro elemento que forme parte de
los equipo de nivel 2
En este nivel el ICE dispondrá con horarios 24/7 para maniobras de apertura y
cierre de los equipos motorizados de la subestación, vigilancia del estado de la
subestación mediante el reporte de alarmas y eventos provenientes de los
equipos de nivel 1 o IED, monitoreo y control de la tensión de barras, corrientes
de salida, potencias, voltajes, frecuencias y toda variable o parámetro necesaria
para la correcta operación de la subestación y la línea de transmisión, esto se
hará a través de un sistema de alto desempeño SCADA de la subestación:
 SCADA: Se debe tener el SCADA de la subestación a través de una
Estación de Operación (computador) para lo cual se utilizara un ThinClient,
esta aplicación será una máquina virtual en el servidor para esta función se
requiere su correspondiente licenciamiento VMware View:
 Debe permitir ejecutar la operación de los interruptores, seccionadoras
motorizadas, cambio de derivaciones, habilitación y bloqueo de re-cierre,
cambio de jerarquía de mando de la subestación.
 Debe desplegar lista de alarmas y eventos de la subestación mediante
pantallas de consulta y notificación vía alarma auditiva, el sistema deberá
permitir la exportación de listas de alarmas o eventos a formato Excel utilizando
criterios de búsqueda.
 Debe proyectar la subestación a través de despliegues gráficos configurables,
actualizados en tiempo real con valores de los estados medidos como:
posiciones de los elementos dinámicos, valores análogos, estado de los
equipos de nivel 1, etc.
 Debe tener herramientas para generar informes y consultas en formato Excel
como resumen de eventos por criterios de búsqueda, graficas de tendencia,
toda la información consultada directamente de la base de datos y de
históricos.
 El SCADA deberá tener la capacidad de enviar mensajes de testo vía correo
electrónico o MSM en el momento de la aparición de una alarma.
Servidor de Base de Datos de Subestación. Deberá suministrarse un servidor
en el cual existirá un sistema virtualizado utilizando para ello VMware ESXI que
sea acorde a la versión utilizada por el ICE , este equipo deberá tener un mínimo
de cinco (5) máquinas virtuales en la cuales se tendrán las aplicaciones de
Gateway o equipo integrador, Servidor de base de datos donde estará ubicada
la base de datos del SCADA de la subestación, máquina virtual para el
monitoreo y gestión de protecciones.
 La función de SCADA de la subestación:
 Desde este equipo se tendrá la opción de operación y monitoreo del SCADA
de la subestación, además la máquina virtual del SCADA deberá tener la
propiedad de publicar los datos de la subestación a varios clientes web para
monitoreo, el oferente deberá entregar todas las licencias Vmware Vsphere
enterprice y Vmware view que el sistema requiera, los equipos utilizados para
la operación de nivel 2 en la Subestación, así como el panel de información
ubicado en bunker deberán ser de la tecnología ThinDesktop..

Este equipo virtual deberá mantener un histórico de toda la información de la
subestación (indicación de posición, alarmas, medición, eventos del sistema
de control, eventos del sistema de protección y las oscilografias de las
protecciones, etc.) en bases de datos abiertas de modo que clientes remotos
puedan tener acceso a los datos para monitoreo mediante páginas WEB.
 GATEWAY o sistema integrador y convertidor de protocolos:
 La máquina virtual denominada Gateway deberá ser el equipo integrador de
todos los dispositivos electrónicos inteligentes de nivel uno, por medio del
protocolo IEC-61850, DNP, etc., y deberá tener la capacidad de entregar los
datos provenientes de los equipos de nivel 1, a los diferentes centros de
control por medio de protocolos IEC 101, IEC 104, o DNP, se hace la
salvedad que los datos de nivel 1 podrán ser relés de protecciones, unidades
de bahía, equipos de medición o cualquier equipo electrónico inteligente
capas de ser integrado al sistema de control vía protocolo de comunicación
IEC 61850 o protocolo IP.

Este equipo de nivel 2, establece la comunicación con los centros de control
remoto, tales como Centro de Control de Energía, UEN servicio al Cliente,
Centro de Operación y monitoreo de la UEN TE y aguas abajo con los
equipos del nivel 1tales como IED, equipos de medición, relés de protección
etc:
 Debe permitir el monitoreo y control remoto de las subestaciones, a través de
la trasferencia de estados, control, mediciones, contadores, etc., entre el
GATEWAY local y los centros de monitoreo y control remoto. Debe gestionar
la jerarquía de mando de la subestación entre niveles 2 y superiores. Además
debe tener un PLC virtual para realizar procesamientos lógicos con las
variables recibidas y enviadas a través de los protocolos de comunicación, de
acuerdo al estándar IEC61131-3
 Debe procesar y permitir en su totalidad la configuración de los siguientes
protocolos: DNP3.0, DNP3.0 sobre TCP-IP, IEC 60870-5-101, IEC 60870-5104, IEC 61870-5-103, IEC 61850 versión 2, SNMP y protocolos vía TCP/IP
que permitan comunicación para futuras expansiones del sistema.
 Debe ser un software que opere en un equipo servidor virtualizado y deberá
cumplir con todos los estándares internacionales de Gateway de
comunicación según Norma IEC-61850.
 Servidor de base de datos del SCADA de la subestacion
En este equipo virtual deberá estar corriendo una aplicacion con la
información del SCADA de la subestacion encargada de publicar en paginas
WEB toda la informacion en tiempo real para monitoreo de la subestacion,
 Maquina virtual para la interrogación de protecciones
 El equipo virtual denominado máquina de interrogación de protecciones
deberá ser un equipo en el cual esté instalado el software del fabricante y que
permita el monitoreo y gestión de estos equipos vía remota.
 Maquina Virtual con el Panel de Información
Maquina virtual instalado en el mismo tablero del servidor que funcionara como
un panel de información con el SCADA de la subestación, este equipo deberá
ser de la tecnología Thin Client y compartirá el monitor y el teclado con el SBDS.
 _Maquina Virtual con la estación de operación de la subestación
Esta máquina será la aplicación encargada del monitoreo y control de nivel II de
la subestación, deberá estar ubicada en la sala de control desde donde se
operará la subestación y deberá ser de la tecnología de Thin client.
 GPS
Fuente de sincronización con antena receptora GPS, este equipo debe brindar al
sistema una referencia de tiempo precisa necesaria para ser utilizada en los
equipos que componen el sistema de control de la subestación.
Por lo general la subestación operará en forma desatendida. Por lo tanto los
niveles de operación normales serán; el nivel de operación 2 a cargo del Área de
Operación de la UENTE y el nivel remoto a cargo de los operadores del CENCE
(nivel 3).
Del Gateway de la subestación se conectara un equipo identificado como panel
de información que deberá ser una cliente delgado (Thin Client) en el cual se
desplegara todas las informaciones de la subestación a través del SCADA local,
para la conexión de este equipo igualmente el oferente deberá entregar las
licencias correspondientes que permitan la conexión del equipo al servidor
utilizando VMware.
El servidor deberá contar con mecanismo de auto recuperación que permita
restaurar de manera rápida el sistema.
CARACTERISTICAS TECNICAS DEL SERVIDOR
a) Procesadores:
Modelo: Dos procesadores iguales o superiores al modelo Intel® Xeon® X5660
Frecuencia del CPU: mínima 2.8Ghz o superiores
Núcleos: 6 o superiores
L3 Memoria Cache: 12MB
Compatible con memoria DDR3 de 1333MHz o superior
b) Memoria RAM:
Cantidad: 36GB mínimo
Distribución: 18 tarjetas de 2GB, o similar
Velocidad: 800Mhz
Tipo: Single Rank DDR3, RDIMM
c) Tarjeta Controladora de discos duros: SAS 6/iR Integrada, x6 Chassis,
memoria mínima 1GB.
d) Discos duros:
2 discos duros de 2 Terabyte Tipo SATA 3.5" Hot Plug
Arreglo: en espejo (RAID 1)
Revoluciones: 7.2K RPM
e) Interfaces de red:
Dos tarjetas de red con cuatro puertos Gigabit Ethernet (1Gb), PCIe-4.
Igual o superior a: 2x Intel Gigabit ET Quad Port NIC, PCIe-4
Dos puertos seriales tipo DB9
f) Unidad lectora y escritura DVD/CD:
Una unidad de DVD-ROM +/-RW Doble Capa, de 16x o superior, con capacidad de
multisesiones, compatible con VMWARE, Windows XP, Windows 7, capacidad de
leer CD’s y DVD reescribibles, interfaz IDE o SATA.
g) Puertos seriales RS-232C:
3 puertos seriales que cumpla con el estándar RS-232C y que maneje velocidades
superiores a los 19200 bps, optoacoplados. De no contar con la cantidad
especificada, deben adjuntar adaptadores de USB a puerto RS232, cuyos drivers
sean reconocidos por el sistema operativo ESXi5.0 de Vmware, como el caso de los
USB/serial marca Manhatan.
h) Puertos USB:
Debe contar con 6 puertos USB revisión 3.0 o superior, en caso de no contar con 6
puertos, adjuntar dispositivo multiplicador de puertos USB.
i) Fuentes de energía:
Debe contar con 2 fuentes de poder de 870watts en modo redundante o superior
potencia si el fabricante lo recomienda o advierte.
Voltaje: 110 voltios (corriente alterna)
Frecuencia: 60hertz
Con capacidad suficiente para alimentar la máxima configuración del servidor.
j) Chasis:
Para discos duros de 3.5 pulgadas
Acondicionado para montaje tipo RACK en tableros de dimensiones 60x80 cm
Led frontales para monitorear condiciones básicas y críticas del servidor.
Debe contar con rieles deslizantes y brazos para sostener y canalizar cables.
Similar o superior al modelo PowerEdge R710 de DELL
k) Interfaz de video:
La interfaz de video será la integrada en la tarjeta madre del servidor, no se deberán
adicionar tarjetas de video.
l) Sistema Operativo:
Debe ser suministrado con la ultima versión de Vmware ESXi 5 publicada por
VMware y su respectivo licenciamiento para VMware vSphere 5.0 Enterprise Plus
para 2 CPU físicos.
Por ningún motivo debe proporcionarse algún sistema operativo de
Microsoft ya que el ICE cuenta con licenciamiento.
m) Garantía:
El servidor debe contar con garantía de todas sus partes, y soporte 24/7
durante 3 años en sitio, con un tiempo de respuesta de 4hrs, de manera
que si se daña un elemento del servidor sea cambiado previo reporte
nuestro al oferente en el sitio de instalación del mismo (subestaciones de
la UEN Transporte de Electricidad del ICE)
n) Herramienta de manejo remoto del servidor
Funcionalidad igual o similar al IDRAC6 de DELL o ILO3 de HP que
permita el monitoreo, apagado y encendido del server remotamente.
IDRAC6 o ILO3 es una solución de hardware y software de administración
de sistemas que permite administración remota, recuperación de sistemas
bloqueados y funciones de control de alimentación para los servidores
HARDWARE PARA LA ESTACIÓN DE OPERACIÓN (E.O.)
La estación de operación del sistema (E.O.) de control de la subestación deberá
tener como mínimo las siguientes características:
a. Deberán ser del mismo fabricante del servidor.
b. El chasis del CPU deberá ser de tipo compacto, similar o superior a los modelos
más pequeños de la línea Optiplex o Vostro de la DELL.
c. Procesador: Igual o superior al procesado Intel Core i3 (2MB de Cache, 3.4GHz)
d. Memoria RAM: 4GB DDR3 SDRAM, Frecuencia:1333MHz, 2 DIMMs
e. Dos interfaces de video por CPU integrada, capaz de brindar una resolución de
1280x1024 cada interfaz. Salida VGA o HDMI. Que soporte video en alta definición.
Deberá tener la capacidad de soportar dos monitores en modo de único escritorio
para el sistema operativo.
f. 2 Interfaces de red giga Ethernet (1GB).
g. Disco duro interno de 500 Giga bytes, tipo SATA.
h. Unidad óptica de CD/DVD con capacidad de escritura.
i.
j.
k.
l.
Mínimo cuatro puertos USB
Mouse con interfaz USB
Teclado con distribución de teclas para Latinoamérica, interfaz USB
Monitor pantalla plana de 17 pulgadas con interfaz VGA y HDMI, resolución de
1280x1024 a 60hz, tecnología LCD o LED, podrá ser widescreen
m. El computador deberá soportar funciones touchscreen, por lo tanto el CPU, el
monitor y el sistema operativo deberán contar con la tecnología y controladores
adecuados para navegar y trabajar en el sistema operativo y las aplicaciones
tocando solamente la pantalla. La funcionalidad touchscreen no debe excluir la
operación de los demás periféricos (mouse, teclado), deberá ser capaz de operar
cualquiera de los periféricos o touchscreen sin requerir selección.
n. Se deberán entregar dos equipos de los antes descritos. Uno será para la Estación
de Operación y el otro se instalara en el tablero del Servidor de Base de Datos,
como panel de información. Para el caso de la EO el monitor deberá ser de 19
pulgadas
o. Garantía: El thinclient debe contar con garantía de todas sus partes, y soporte 24/7
durante 3 años en sitio, con un tiempo de respuesta de 4hrs, de manera que si se
daña un elemento de este equipo sea cambiado previo reporte nuestro al oferente
en el sitio de instalación del mismo (subestaciones de la UEN Transporte de
Electricidad del ICE)
SOFTWARE.
El adjudicatario deberá entregar todo el software y licencias necesarias para la
operación y parametrización del sistema de control solicitado, esto incluye, el
software que requieran el SBDS, la EO, las UCB, los switches de comunicación
y equipos de red, así como cualquier otro equipo incluido que lo requiera y no
esté especificado en este documento. Además las bases de datos de los
históricos de los datos de la subestación. Todo el software tanto el de las
aplicaciones como sistemas Operativos que se requiera deberá ser entregado
con sus respectivas manuales y documentación adicional que se requiera.
El software será, para ambiente Windows (podrá se XP o Windows 7 o su
similar para otros fabricantes.).
El software que se entregue deberá estar en idioma español o inglés y deberá
entregarse en formato de CD-ROM.
Se debe garantizar por parte del oferente la actualización de nuevas versiones
durante el periodo de garantía y la compatibilidad con las últimas versiones de
sistemas operativos vigentes, así como la actualización de alguna licencia si se
requiere, con el fin de darle una continuidad optima al sistema de control.
GPS.
El sistema de control deberá contar con un medio de sincronización satelital
GPS, de modo que sincronice todos los elementos que conforman el sistema de
control distribuido, incluido los telegramas hacia los centros de control, además
eventos y alarmas registrados en la base de datos, esto debe garantizar que las
estampas de tiempo debe ser la misma para cualquier consulta de la base de
datos.
Caracteristicas técnica GPS
* La fuente de sincronización debe contener los siguientes modulos:
− Modulo receptor de la señal GPS.
− Modulo con 3 interfaces de red de 10/100/1000Mb con soporte para los
siguientes protocolos Ethernet NTP, SNTP, ICMP, SNMP, TCP, SSH, SCP, SSL,
HTTP, HTTPS, DHCP
− Salida IRIG-B, 1 kHz modulated, 4 Vp-p
− Salida digital IRIG-B, E, D, or H, DC level-shift .
− Display LCD o superior.
− Funciones de tiempo: UTC or local , Position: latitude, longitude, altitude .
Receiver and clock status 1 PPS (input) deviation Event time.
− Sistema: Ethernet Web Interface , Configuration, Status , SSH Console ,
Configuration Status
Debe traer el manual de operación y configuración.
Como referencia el equipo debe ser igual o superior al equipo Modelo 1084B de
Arbiter System.
INVERSORES:
Se solicitan dos (2) inversores de 125 VCD / 120 VAC, los cuales se han de
instalar en un tablero independiente, denominado “IACS”.
Cada uno de estos dos inversores ha de cumplir como mínimo, con las
siguientes características:

Entrada 100 – 150 Voltios Corriente Directa

Salida 115 Voltios Corriente Alterna

Capacidad 2 KVA / 1600 W continua

Grado de carga: 0 a 100%

Factor de potencia: f.p. = 0.8

Temperatura permitida: -10 a 45 grados Celsius

Operación hasta 5 equipos en paralelo

Montaje tipo Rack 19 pulgadas

Chasis con protección electromagnética

Mínimo 6 salidas de tomas de corriente AC polarizadas

Alternativa: o en su defecto, debe ser suministrado con regleta multi salidas de 6 tomas
polarizadas con protector de picos, 120V, 20A, 60HZ, con sus cables de conexión del tipo
TSJ de 3 hilos de al menos 2 metros de longitud, con enchufe polarizado, para instalación
en tablero de 19 “, con interruptor de on/off frontal y todas las salidas de AC en la parte
posterior de la regleta.

Se requiere ByPass automático de alimentación DC/AC.

Se requiere pantalla de monitoreo de información de variables eléctricas como factor de
potencia, entrega y consumo de potencia en VA y en W, tensión de entrada, entrega y
consumo de corriente, además de indicadores luminosos de estado del inversor; ejemplo:
Bypass activo, inversor activo.

Este equipo se requiere para la alimentación de los equipos de control de nivel 2, debe
cumplir con los estándares internacionales de ambiente de subestación, ser diseñado para
instalación en tablero de 19 pulgadas, contar con una protección de disparo que garantice
que cuando se active el voltaje de igualación del banco de baterías el equipo no se
apagará, este voltaje normalmente alcanza los 140 volts, tener la posibilidad de
transferencia automática a alimentación alterna en caso que el banco de baterías se
apague por alguna razón, una capacidad no menor a 2000 VA 800 W.

De existir dos bancos de baterías se deberá instalar un inversor independiente a cada
banco de baterías.

REGLETA DE TOMAS:
Se deberá entregar una regleta, la misma debe ser multi tomas de mínimo 14 tomas
polarizadas con protector de picos de voltaje, 120V, 20A, 60HZ, con sus cables de
conexión del tipo TSJ de 3 hilos de al menos 2 metros de longitud, con enchufe
polarizado, para instalación horizontal en tablero de 19 “, con interruptor de on/off frontal
y todas las salidas de AC en la parte posterior de la regleta, igual o similar al elemento
14 puertos (6 NEMA 5-15R en el frente / 8 en la parte trasera de Tripp-Lite ).
SWITCHES PARA REDUNDANCIA DE RED.
Se requiere el suministro de dos (2) switches para realizar la redundancia de la
topología de la red, con las siguientes características:
-
-
Para trabajar en el ambiente propio de una subestación.
Cada switch debe ser del tipo modular (con capacidad para crecer tanto en
Ethernet RJ-45 como en puertos de fibra óptica) con 8 puertos Ethernet RJ-45
10/100 MBps, 2 puertos Gigaethernet R-J45; 2 puertos de fibra óptica multimodo
y 2 puertos de fibra óptica monomodo
Para transmisión - recepción en fibra óptica multimodo / monomodo.
Provisto de conectores en fibra óptica industriales LC o SC.
Con Inmunidad a interferencias electromagnéticas (EMI).
Temperatura de operación de -40°C a 85 °C (Grados Celsius).
Alimentación 125 VCD. Las fuentes de alimentación deben ser redundantes y
ventilación por convección, es decir sin abanicos ni partes móviles.
Aprendizaje automático, negociación y detección de crossover.
Control de acceso de redes basado en puertos (802.1x).
VLAN (802.1Q)
o
o
o
o
o
-
Monitoreo remoto (RMON)
Password multiusuario.
Normas:
IEEE 1613 clase 2
IEC 61850-3
IEC 61800-3
IEC 61000-6-2
NEMA TS-2
SSH/SSL (encriptado de 128 bits).
Puertos Enable/disable, seguridad de puertos basada en MAC.
Autenticación SNMPv3 y encriptación de 56 bits.
RSTP (802.1w) y Enhanced Spanning tree (Erstp).
Calidad de servicio (802.1p) y soporte GVRP.
IGMP Snooping y filtrado multicast.
Limitador de razón de puerto y limitador de tormenta de transmisión.
Configuración de puerto, status, estadísticas, mirroring, seguridad.
Pérdida de manejo de lazo en puertos de fibra óptica.
Basado en redes, Telnet, Interfases de manejo CLI.
SNMP v1/v2/v3 (encriptado de 56 bits).
RED DE COMUNICACIONES.
La comunicación entre el SBDS, las protecciones y las unidades de control
(UCB) será por medio de una red de campo, con una topología redundante
resistente a fallos, esto es, que ante el fallo de uno de los elementos de la red
los demás continúan funcionando.
El oferente debe de garantizar la comunicación entre el SBDS con los otros
equipos antes indicados, por lo que debe de suministrar todos aquellos
dispositivos y cables que se requieran, para lograr dicha comunicación.
Los switches para red redundante, se han de instalar en un tablero diseñado
especialmente para recibir todos los cables eléctricos y ópticos de los diferentes
equipos. Cada switch debe ser del tipo “Capa 3”, modular (con capacidad para
crecer tanto en Ethernet RJ-45 como en puertos de fibra óptica) con 8 puertos
ethernet RJ-45 10/100 MBps, 2 puertos Gigaethernet R-J45; 2 puertos de fibra
óptica multimodo y 2 puertos de fibra óptica monomodo
A cada uno de estos dos switches se han de conectar mediantes los cables de
fibra óptica, todas las protecciones y las unidades de control.
Los medios físicos de conexión deberán ser los siguientes:
a) Para comunicar las protecciones y las UCB, a los switches, esto es, a la red
se debe emplear como medio cable de red fibra óptica multimodo.
b) Las distancias máximas del cable no deben exceder los 50 metros, en su
defecto deberán instalarse switches distribuidos (intermedios). Se debe
cumplir con normas de cableado estructurado y con posibilidad de gestionar la
LAN por medio del protocolo SNMP.
c) La conexión entre los dos switches se debe realizar en fibra óptica.
c) El protocolo de la red de campo debe ser IEC-61850.
Los cables de fibra óptica, los patch cords de fibra óptica y de cobre, los cables
para la programación de los equipos, y cualquier otro material similar requerido
durante la construcción, puesta en servicio, operación y mantenimiento del
sistema, debe ser incluido en el suministro.
Todos los equipos concentradores de cables y fibras ópticas, como los
“switches” que vayan a ser utilizados, deberán tener salidas libres de potencial
que soporten 125VCD y que funcionen para indicar falla interna o pérdida de
alimentación hacia el sistema de control.
HERRAMIENTAS.
El oferente debe cotizar en su oferta todas las herramientas de hardware que
considere de importancia para la programación, puesta en servicio y
mantenimiento del sistema de control. Además deben cotizarse verificadores de
fibra óptica y de cable UTP RJ-45 como parte de las herramientas.
REPUESTOS SOLICITADOS:
El oferente debe cotizar los repuestos genuinos de cada uno de los equipos que
conforman el sistema de control que considere necesarios durante la vida útil de
los equipos.
El oferente deberá cotizar un Kit completo de repuestos de los siguientes
elementos:
SBDS:
Un servidor completo.
Si las licencias no son transferibles deberá incluir el
licenciamiento.
GPS:
Equipo completo.
UCB
Una por cada tipo empleada.
Cables
Uno por cada tipo empleado y dos cuando la cantidad de un
mismo conductor es mayor a cinco.
Además:
Un (1) lote de repuestos recomendados por el fabricante
para el sistema solicitado, para dos años de mantenimiento. Se debe entregar el
desglose de precios unitarios de los repuestos.
El ICE adjudicará los equipos y cantidades que considere conveniente.
INFORMACIÓN A ENTREGAR POR EL OFERENTE.
En esta sección se enumeran todos los documentos que debe de entregar junto
con la oferta. Esto será un requisito necesario.
Esta documentación deberá entregarse en idioma español o inglés.
Un diagrama detallando la arquitectura del sistema a entregar, así como una
descripción escrita del sistema. Se debe incluir en el diagrama el sistema de
protecciones.
Documentación técnica de todos los dispositivos a entregar con el sistema.
Listado de las desviaciones de la oferta.
Documentación que muestre el cumplimiento de las normas presentadas en la
sección NORMAS.
Alcance del suministro de la oferta, en forma detallada y con los precios
individuales de los equipos a entregar (unidades de control, relés de protección,
medidores, etc.).
Formularios de datos técnicos.
INFORMACIÓN TÉCNICA A ENTREGAR CON LOS EQUIPOS.
Para todos los equipos que se describen en esta fórmula se debe entregar toda
la información técnica en español o inglés, se deberá entregar:
Planos de todos los tableros en formato digital (Auto Cad 2007 o superior) (tres
copias de cada uno).
Diagramas lógicos de los equipos de nivel 1.
Manuales del software entregado (dos copias de cada uno).
Manuales de todos los equipos que conforman el sistema (dos copias de cada
uno).
Tres copias impresas de planos funcionales del sistema. Los planos de
alambrado interno de tableros e interconexiones deben ser entregados en los 30
días naturales posteriores a la entrega de la orden de compra. Lo anterior para
su respectiva revisión y aprobación,
CAPACITACIÓN.
Refiérase a las Especificaciones Generales de las Capacitaciones en el cartel de
licitación.
Disposición de los equipos, tablero SBDS
a. Se deberá suministrar un tablero que contendrá debidamente instalado el servidor
de base de datos descrito anteriormente y un computador cliente liviano (thinclient)
completo, de los especificados con las características de la EO.
b. El tablero deberá ser suministrado por el fabricante del servidor, de lo contrario,
certificado por escrito y/o recomendación del fabricante.
c. Las dimensiones deberán ser de 2.2 metros de alto, 60 cm de ancho y 80 cm de
fondo. Si por motivos justificados previamente la altura del tablero es menor en más
de 20 cm al requerido, se debe adaptar una base metálica que nivele a los 2.2 mts,
debe garantizar estabilidad y su anclaje debe ser rígido.
d. Debe ser completamente cerrado y contar con puertas delantera y trasera con llave
única ..
e. 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.
f. El tablero debe traer sistema de montaje para el servidor similar o superior al
sistema de rack Sliding ReadyRails™ de la marca DELL u otro tipo de rack estándar
para montaje de servidores en Datacenters.
g. Debe instalarse el monitor del thinclient en la parte frontal del tablero.
h. Debe instalarse una bandeja que se deslice hacia afuera para tener acceso al
teclado y mouse del thin client por el frente del tablero.
i. El monitor, teclado, y mouse deben de quedar accesibles (para su uso) sin
necesidad de abrir el tablero, de manera que se evite acceso al servidor y el interior
del tablero. El Thin Client deberá compartir el monitor teclado y mouse con el
Servidor
j. El CPU del thin client debe instalarse dentro del tablero.
k. 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.
l. El CPU, monitor, teclado y mouse deben quedar debidamente interconectados.
m. El servidor, monitor y CPU debe ser energizado a través de las dos regletas
multipuertos (Articulo 4), las cuales deben instalarse en el tablero, cada regleta
deberá poder conectarse a inversores independientes en el tablero de inversores.
n. Los cables de potencia y de red, deben quedar correctamente canalizados.
o. El color de la pintura es el normalizado según el código: RAL 7032
p. Deberá cumplir con las especificaciones técnicas para tableros y gabinetes de este
cartel.
Disposición de los equipos, tablero IACS
a. Se deberá suministrar un tablero que contendrá debidamente instalados los dos
inversores descritos anteriormente.
b. Las dimensiones deberán ser de 2.2 metros de alto, 80 cm de ancho y 60 cm de
fondo. Si por motivos justificados previamente la altura del tablero es menor en más
de 20 cm al requerido, se debe adaptar una base metálica que nivele a los 2.2 mts,
debe garantizar estabilidad y su anclaje debe ser rígido.
c. Debe ser completamente cerrado, y contar con puertas delantera y trasera con llave
única
d. Debe garantizar que no se recalentará internamente, con mecanismos como
parrillas para facilitar el flujo del aire y abanicos debidamente energizados. Se
requiere que los abanicos sean silenciosos y tengan la posibilidad de un contacto
para monitoreo desde el sistema de control
e. Debe contar con conductos especiales internos para los cables de potencia y el
cable de red. La entrada de dichos cables al servidor debe ser por la parte superior
del tablero canalizados con tubería tipo BX, debe existir una tubería dedicada a
cables de potencia y una tubería dedicada a cables de comunicación
f. La alimentación de los inversores debe ser independiente (uno a cada banco de
baterías de la subestación), cada inversor debe ser alambrado a regletas
seccionables debidamente instaladas en el interior del tablero y protegidos con
fusibles.
g. Los cables de potencia y de red deben de estar correctamente canalizados.
h. El color de la pintura es el normalizado según el código:RAL 7032
i. Debera cumplir con las especificaciones técnicas para tableros y gabintes de este
carte
Diagramas de distribución de los equipos en los tableros
DETALLES DE LAS PANTALLAS DEL SISTEMA DE CONTROL DE LA
SUBESTACIÓN.
DIMENSIONES DE LAS PANTALLAS.
La pantalla de despliegue de la IHM deberá contemplar el detalle completo del
unifilar de la subestación, con una resolución superior 1280x1024 pixeles, en
caso de requerirse, el oferente podrá suministrar una configuración, de más de
un monitor.
SISTEMA DE NAVEGACIÓN DE LA ESTACIÓN DE
OPERACIÓN.
El sistema de navegación de la estación de operación debe ser amigable con el
usuario, deberá ser recurrente y mostrarse en todas las pantallas, y debe tener
los siguientes apartados:

Fecha y hora del sistema de control con el siguiente formato, DD/MM/YY, y deberá ser
tomado de la sincronización del sistema. Y el formado de la hora deberá ser en base a 24
horas.

Enclavamiento del mando local-remoto de nivel 2 de la estación de operación hacia los
Centros de control.

Accesos directos a las siguientes pantallas: unifilar general, arquitectura del sistema,
detalles de bahía de cada módulo, listado de alarmas y listado de eventos, botón de acuse
de la alarma auditiva, botes de acuse general y botón de salida del sistema protegido con
contraseña.

Unifilar general: pantalla principal del sistema que muestra un resumen de las indicaciones
de todos los equipos de patio. Deberá desplegar las Tensiones eléctricas de barra
correspondientes en cada caso y sus respectivas frecuencias.

Arquitectura del sistema: debe desplegar el estado de la comunicación de todos los equipos
que forman el sistema de control, cuando el elemento se encuentre fallado debe
representarse con un símbolo de advertencia de ese estado sobre la imagen de este,
cuando el equipo este activo se deberá representar en forma normal, con un fondo color
verde. En caso de poderse representar los canales de comunicación la representación
deberá ser la siguiente: color verde para canal activo, color rojo para canal inactivo.

Detalles de bahía: debe mostrar en detalle los pormenores del estado de cada una de las
bahías que conforma el sistema de control a saber: interruptor, seccionadoras, mediciones
de tensión eléctrica fase a fase, corrientes R, S, y T, Potencia Activa y Reactiva y
frecuencia, y activación opciones de mandos, adicionalmente deberá desplegar un listado
de alarmas. El sistema deberá permitir que se navegue de un módulo de bahía hacia otro
sin necesidad de regresar al unifilar general y siempre manteniendo una vista en miniatura
del unifilar general. En el caso de los detalles de los transformadores, se debe presentar
una pantalla tipo pop-up, el sistema de control de derivaciones del transformador y que
permita subir y bajar derivaciones de manera manual en caso de que se requiera, además
se debe mostrar el número de derivación en el que se encuentra este. En el caso de las
líneas de transmisión y de distribución se deberá permitir la activación y el bloqueo de la
función de re-cierre de los equipos de protección, y este estado deberá ser mostrado en el
detalle del módulo correspondiente.

Cuando se ejecute un mando en condición de enclavamiento no liberado se deberá indicar
la razón por la cual no se ejecutó exitosamente en un pop-up el detalle específico.

Listado de alarmas de la subestación: deberá contar con una pantalla exclusiva para el
despliegue de las alarmas activas tanto de control como de protección de la subestación. El
comportamiento de la lista de alarmas será el siguiente: una alarma activa no reconocida
deberá aparecer como texto en blanco con fondo rojo, una alarma activa reconocida deberá
aparecer como texto en rojo y fondo blanco, una alarma inactiva no reconocida debe
aparecer con letras blancas y fondo verde. Todas las alarmas deberán ser reconocidas de
manera manual. Cada alarma del sistema deberá tener una alarma auditiva asociada la cual
podrá ser silenciada de forma manual tanto en la lista de alarmas como en el menú de
navegación principal. Las columnas mostradas en la lista de alarmas deberán ser las
siguientes: Fecha y Hora, las cuales deben estar sincronizadas con el GPS, Modulo de
procedencia de la alarma, descripción de la alarma, estado (Ausente, Presente).

Deberá registrarse las medidas analógicas, con una capacidad de almacenamiento de 2
años, con un muestreo que garantice el registro completo. El SCADA deberá permitir
desplegar y hacer consultas a través en la página WEB, mediante gráficos de tendencia en
el tiempo, y permitir descargar las medidas registradas a la computadora del usuario en
formatos abiertos para procesar la información.

Listado de eventos: En esta sección se mostrara una lista secuencial que permita filtrar los
eventos ocurridos de la siguiente manera:

A 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.
Las consultas de los eventos deberán realizarse en toda la base de datos del
sistema la cual debe tener la capacidad de respaldar hasta 2 años de
información.
El mando de los interruptores y seccionadoras motorizadas desde la E.O. estará
sujeto a previa digitación de contraseña por parte de los operadores de la
subestación.
El sistema no deberá permitir la salida del IHM al sistema operativo, el Unifilar
deberá estar siempre desplegado y se podrá acceder únicamente al Sistema
operativo únicamente mediante un acceso protegido con contraseña de
administrador.
SIMBOLOGÍA APLICABLE A LA ESTACIÓN DE OPERACIÓN.
Interruptores de potencia: las indicaciones de posición de los interruptores
estarán representadas por los siguientes estados: rectángulo relleno de color
verde representa al interruptor cerrado (estado binario 10), rectángulo vacío en
color rojo representa al interruptor abierto (estado binario 01), rectángulo con
una diagonal mitad lleno y mitad vacío representa los estados conocidos como
media carrera o posición intermedia (estados binarios 00 y 11). En caso de
ocurrir una falla en la comunicación el símbolo deberá representarse como si
estuviera en estado indeterminado y debe ser de color magenta, cuando se
presente un evento espontáneo en el deberá quedar parpadeando hasta que
sea reconocido por el operador, esto aplica para las seccionadoras con la
salvedad de que el símbolo que las representa es un circulo.
La indicación de los estados Local y Remoto, tanto de la Bahía como de los
elementos de patio comandables deberá ser representado en el detalle de cada
módulo de la siguiente manera: Para las seccionadoras e interruptor se pondrá
una L para Local y una R para Remoto, y para la bahía será UCB en local o UCB
en remoto.
UNIFILAR GENERAL:
Es la pantalla principal del IHM, y mostrará la posición de todos los equipos de
maniobra de la subestación, la medición de los voltajes de barra y tendrá en
cada bahía representada, un vinculo a la pantalla de detalle de dicha bahía. En
el Unifilar general no se realizará ningún mando.
En los casos donde la subestación resulte muy grande se podrá dividir en dos
unifilares generales.
DIAGRAMA DETALLADO DE BAHÍA:
Los diagramas detallados de bahía, mostrarán todas las informaciones de los
interruptores, seccionadoras y otros equipos asociados de acuerdo al tipo de
bahía.
A continuación una lista de lo más relevante:
- Nombre de la Bahía.
- Indicación de posición.
- Medición.
- Indicación de posición de taps (derivaciones).
- Indicación de operación de abanicos.
- Indicación y mando de la bahía de reserva (no aplica en este caso).
- Despliegue del diagrama general en un recuadro.
- Lista de alarmas en un recuadro de 800 x 230 píxeles.
- Indicación visual del estado de las funciones de re-cierre.
- Indicación de local/remoto del Interruptor y Seccionadora Derivación. (si
aplica)
- Indicación de local/remoto de cualquier Seccionadora Motorizada.
- Indicación visual de activación y desactivación de 50BF
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.
Esto no es necesario ejecutarlo en pantalla, sino más bien en botones de
función, lo que si debe tener es indicación , puede ser por led, al igual que
el 50BF.
- En caso de que un mando no pueda ser ejecutado deberá desplegarse un
mensaje que indique al operador el motivo por el cual no fue posible
ejecutar el mando.
DETALLE DEL TRANSFORMADOR:
La pantalla de detalle de transformador debe incluir las siguientes indicaciones:
-
Nombre del transformador.
Representación gráfica del transformador.
Indicación del valor actual del cambiador de derivaciones.
-
Estado del selector local /remoto del cambiador de derivaciones.
Estado del regulador: manual o automático en los casos aplicables.
Indicación de operación de abanicos.
Indicación de temperatura.
Los siguientes mandos se realizarán en este diagrama de detalle:
-
Mando de regulación manual o automática de voltaje.
Mando de subir o bajar derivaciones (taps).
LISTA DE ALARMAS.
El formato de línea para la lista de alarmas debe incluir al menos las siguientes
informaciones:
Fecha / Hora / Subestación / Bahía / Equipo / Nombre / Causa
El comportamiento de las líneas de texto en los listados de alarmas debe ser
como sigue:
Alarmas activas no reconocidas deben representarse:
rojo.
Texto blanco, fondo
Alarmas no activas no reconocidas deben representarse:
verde.
Texto blanco, fondo
Alarmas activas reconocidas deben representarse:
blanco.
Texto
Alarmas no activas reconocidas:
rojo,
fondo
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.
- 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.
- El sistema deberá permitir la generación de reportes definidos por el
usuario en formato universal por criterio de búsqueda definidos por le
usuario.
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.
La E.O. deberá contar con tarjeta de sonido y parlantes para reproducir esta
señal. Adicionalmente se debe contar con una sirena localmente, que sea
activada por un contacto en paralelo tomado de todas las bahías, esto para
respaldo en caso de falla de los parlantes de la EO, con temporización de
desactivación de 3 minutos máximo.
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.
- Debe quedar registro de quien se conecta al sistema, con fecha
EQUIPOS DE SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO.
Se requiere el suministro de una fuente de sincronización con antena receptora
GPS, este equipo debe brindar al sistema una referencia de tiempo precisa
necesaria para ser utilizada en los equipos que componen el sistema de control
de la subestación. Debe soportar IRIG-B, PTP (IEEE 1588-2002) y NTP.
NORMAS.
Los equipos incluidos en la oferta, deberán estar de acuerdo con las últimas
revisiones de las normas IEC 60255 o equivalentes ANSI.
Nota:
En caso de cumplir con las normas ANSI, el oferente deberá indicar la
correspondencia entre estas normas y las IEC.
La construcción de los componentes de los sistemas deberá cumplir con las
siguientes normas:
DIN VDE 0160:
Uso de equipos electrónicos en instalaciones de potencia eléctrica.
IEC 60664:
Coordinación de aislamiento para equipos en sistemas de baja tensión.
IEC 60071:
Coordinación de aislamiento en sistemas trifásicos superiores a 1 kV.
PRUEBAS DE INTERFERENCIAS Y AISLAMIENTO.
Las interfases de entradas y salidas de los sistemas secundarios deberán ser
probadas y de acuerdo a las normas:
IEC 60255-5:
Prueba de tensión de impulso (Prueba de aislamiento) 5 KV, 1,2/50 µseg 3
cortos positivos a intervalos de 5 seg. (Prueba tipo),
IEC 60255-22-1, CLASE 111:
Prueba de alta frecuencia (Prueba de mal funcionamiento) a 2,5 KV, 1 MHz, 400
cortos/segundo, 15 µseg, 15 µseg durante 2 seg. (Prueba tipo).
IEC 60255-22-2, CLASE 111:
Prueba de descarga electrostática (Prueba de absorción de energía), 8 KV.
(Pico), 5/30 nseg, 10 x descargas positivas. (Prueba tipo).
IEC 60255-22-4, CLASE 111:
Prueba de transitorio rápido (insensibilidad a ruidos) 2 KV. (Pico), 5/50 nseg., 5
kHz, 4 mJ por pulso, 1 min. cada polaridad. (Prueba tipo).
IEC 60255-22-3, CLASE 111:
Prueba de radiación de campo electromagnético, 27 MHz, 10 V/m, (Prueba tipo).
CONDICIONES CLIMATICAS.
IEC 60057 (CO) 22 - Preliminar:
Temperatura ambiental permisible en la sala de mando:
- Durante el servicio: +10 a +55 C.
- Durante el almacenamiento: +25 a +55 grados C.
- Durante el transporte: +25 a +70 grados C.
CLASE B4:
Humedad relativa del aire: 5 a 95%.
Humedad absoluta máxima: 28 g/m3.
CONDICIONES MECANICAS.
DIN 40046:
Prueba de fatiga mecánica.
Esfuerzo mecánico permisible durante la operación:
PARTE B, CLASE 12:
-10 Hz a 60 Hz, 0.035 mm de amplitud.
60 Hz a 500 Hz, 0,5 g de aceleración.
Esfuerzo mecánico permisible durante el transporte:
PARTE B, CLASE 23:
- 5 Hz a 8 Hz, 7,5 mm de amplitud.
- 8 Hz a 500 Hz, 2 g de aceleración.
IEC 60255-21-1:
Requerimientos de vibración.
IEC 60057 (CO) 22 - Preliminar:
Requerimientos sísmicos.
IEC 60255-21-2:
Requerimientos de choque.
ESPECIFICACIONES TECNICAS GENERALES
PROTECCION PARA SUBESTACIONES.
DEL
SISTEMA
DE
2.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES.
Las protecciones solicitadas se aplican a sistemas de potencia trifásicos de
cuatro (4) hilos con neutro sólidamente aterrizado y una frecuencia de 60 Hz.
Los tableros de protecciones descritos serán construidos acorde a lo indicado en
las Especificaciones Técnicas Generales de tableros y gabinetes, descritas en
este documento. Se requiere que tanto las bahías como las protecciones
cuenten con doble lazo trifásico de medición de corriente y doble lazo trifásico de
medición de potencial. Cada lazo de corriente trifásico en las protecciones debe
de contar con su función 50BF independiente.
Cada tablero debe estar claramente identificado.
El nombre (identificación) de cada tablero, debe de ser aprobado por el ICE.
Los tableros de protección (de líneas de transmisión) sólo deben incluir
protecciones de un mismo tipo (sólo protecciones primarias I o sólo protecciones
primarias II); a menos que se soliciten tableros con ambos tipos de protecciones
en el Alcance de Suministro.
Para el caso de un transformador de potencia, en los tableros de protección se
incluyen todas las protecciones (primarias I y primarias II) correspondientes a
ese transformador de potencia.
Para cada tablero de protección, internamente se requieren alimentaciones
independientes (a bornes de regleta) para cada una de las fuentes de las
protecciones y a través de fusibles.
Cualquier dispositivo o accesorio necesario para el normal funcionamiento del
sistema de protecciones no mencionado aquí deberá ser suministrado por el
oferente. Si el mismo requiere, alimentación independiente, al igual que las
fuentes de protecciones, será alimentado a través de fusibles alambrados a
bornes terminales de regleta.
Los transformadores de instrumentos (de voltajes y de corrientes) a los cuales
se conectarán los equipos de protecciones tendrán las siguientes características:
i.
Transformadores de voltaje trifásicos:
ii.
clase de precisión 5P20
(devanado de protección).
clase de precisión 0.2
(devanado de medición)
relación 230/3 / 0.100/3 kV (fase-neutro) para los módulos de
230kV.
relación 34.5/3 / 0.100/3 kV (fase-neutro) para los módulos de
34.5kV.
conexión estrella /estrella.
Transformadores de corriente trifásicos:
- clase de precisión 5P20
(devanado de protección).
- clase de precisión 0.2
(devanado de medición)
- Secundario a 1 Amperio.
- Factor de seguridad 10.
Todos los equipos deberán tener una placa metálica resistente, en donde se
indicarán datos tales como:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
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 internamente en
el relé. El cual debe contar con funciones separadas de 50BF y recierre para
cada lazo de corriente, así como para cada interruptor.
En caso de señales externas a los tableros de protecciones pero necesarias
para el funcionamiento del sistema, se deberá prever en bornes de regleta la
recolección de dichas señales.
El oferente deberá adjuntar a su oferta los catálogos, información técnica y
diagramas que describan claramente el funcionamiento, las características
eléctricas y de operación de todos los equipos ofrecidos.
Una vez adjudicado, el contratista deberá entregar los diagramas de
funcionamiento, tablas o esquemas de alambrado interno que permitan una fácil
identificación de los terminales de los relés, así como su correcta conexión.
Deberá entregar además, información detallada de la parametrización y software
empleado, prueba de los relés, rangos de ajustes para cada relé, diagramas
claros y completos, instrucciones de montaje y puesta en marcha y otros datos
técnicos como: tensión, corriente, consumo de potencia, frecuencia, tensión
auxiliar, exactitud, tiempos de disparo, cantidad y capacidad de los contactos de
disparo, señalización y alarmas, tensión de prueba de aislamiento y choque,
resistencia a vibraciones, dimensiones del equipo, rango de la temperatura
ambiente, la humedad máxima relativa de operación, método de tropicalización,
etc.
Deberá entregarse una cantidad mínima de dos (2) juegos de instructivos
impresos en idioma español (Preferiblemente) o inglés por cada tipo de relé
suministrado, así como en disco compacto (CD), que contenga el
funcionamiento, instrucciones de montaje y mantenimiento de los relés.
El instructivo de funcionamiento incluirá como mínimo:
i.
ii.
iii.
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.
iv. Curva característica de funcionamiento de cada relé.
v. Diagramas internos de cada relé y de cada módulo que compone el sistema
de protección.
vi. Parametrización y ajuste de cada relé.
vii. Instructivos detallados de los programas empleados en la programación.
Todos los relés de protecciones y demás accesorios deben estar instalados y
totalmente alambrados entre ellos, así como el alambrado de cada uno de los
contactos de alarma y disparo de los relés de protecciones y otros a bornes de
regleta, por lo que el contratista deberá entregar todos los tableros de
protecciones totalmente terminados, alambrados hasta bornes de regletas y
probados en fábrica en presencia de personal designado por el ICE.
Para la realización de las pruebas en fábrica, el ICE exigirá la entrega previa de
un Protocolo de Pruebas, con al menos quince días (hábiles) de anticipación
para su respectiva aprobación. Además el contratista deberá considerar y
realizar las pruebas adicionales que el ICE estime necesarias a efectuar.
Si las pruebas son satisfactorias para el ICE, se dará el visto bueno para la
aceptación del equipo.
Para el caso particular en que la función supervisión de canal de disparo (74TC)
o la protección de falla de interruptor (50BF) estén incluidas como una función
adicional en otro relé de protección, se debe someter a aprobación del ICE. Así
por ejemplo la protección de supervisión de canal de disparo (74TC), se puede
realizar activando dicha función, en el relé de impedancia (21) o en el relé
diferencial de línea (87L) o en una protección diferencial de transformador (87T)
o sobrecorriente de transformador (51T).
Se debe indicar claramente en los planos, la aplicación de la función adicional,
además esto, no debe afectar el número de entradas y salidas binarias mínimas
solicitadas para el relé principal.
En el caso de los relés que se suministren en tableros completamente armados,
terminados y probados, se deben indicar claramente en los planos del mismo, la
función adicional del relé.
Los relés de protección ofrecidos deben contar con doble interface de
comunicaciones, de tal forma que los mismos queden integrados al sistema de
control a través de una red campo empleado para ello el protocolo IEC-61850.
Los relés de protección ofrecidos deben contar con una interface de
comunicaciones, que permita la interrogación remota de eventos directamente
del relé desde una red independiente solo para este propósito, a través del
sistema de control descrito antes, con protección mediante password y opción
de bloquear el cambio de parámetros de ajuste por medio del puerto. Este
puerto debe ser independiente al de programación.
La interface puede ser en protocolo Ethernet, RS-485 u otra tecnología similar.
Se deberá suministrar todos los adaptadores, convertidores y demás accesorios
requeridos para poner en servicio esta red de interrogación de protecciones.
Los relés de protecciones solicitados deberán cumplir con las características
siguientes:
Relés de protección del tipo numérico.
Funcionamiento basado en microprocesador.
Entradas analógicas de medición trifásicas:
i.
ii.
Corrientes: Valor nominal de 1 Amperio.
Voltajes:
Valor nominal de 100/3 VCA fase-neutro; 100 VCA entre
fases.
iii. Consumo: Menor a los 2 VA.
Entradas digitales binarias (normalmente abierto /cerrado) programables, 125
VCD.
Frecuencia nominal de 60 Hz.
Tropicalizado, para temperaturas de operación de 10 hasta 40 ºC y humedad
relativa hasta 100%.
Los relés de protección deberán tener contactos separados de alarma y disparo.
Las fuentes de poder internas tendrán un voltaje auxiliar de entrada de 125 VCD
±15% a través de convertidores DC/DC regulados, aislando las ondas
transitorias entre el banco de baterías y los componentes electrónicos del relé.
La fuente deberá ser monitoreada e incluir una alarma para casos de fallas, con
un contacto NA y uno NC, alambrados a bornes de regleta de manera
independiente.
Los relés deberán ser adecuados para funcionar, tanto su alimentación como
sus salidas de señalización, alarmas y disparos con 125 Vcd (± 15%) de
corriente directa.
No se permitirá 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.
En los manuales originales del fabricante debe indicarse esta condición
claramente, siendo ésta una condición necesaria para la presentación de la
oferta.
Los relés de protección no deben verse afectados de alguna forma, durante
fenómenos ocurridos por ruido magnético o perturbaciones eléctricas del
sistema.
El relé será a prueba de interferencias electromagnéticas, conforme a las
normas IEC 60255-22-1 a 4, IEC 61000-4-2 a 4 clase III.
En los manuales originales del fabricante debe indicarse esta condición
claramente.
La confiabilidad requerida contra las interferencias electromagnéticas será
garantizada también por:
i. Relé de carcasa metálica.
ii. Entradas analógicas aisladas por transformadores.
iii. Entrada con convertidor análogo/digital a través de acoplamiento óptico.
iv. Fuente interna conmutada DC/DC.
v. Salidas del tipo relé con contactos secos.
vi. Separación galvánica de los circuitos internos respecto a los de entrada.
La protección debe tener registro de los valores instantáneos de voltaje y
corriente para las condiciones de falla (osciloperturbografía), así como de los
valores binarios. La resolución será de un milisegundo. Los datos de las últimas
seis fallas como mínimo serán almacenados para su lectura en memoria no
volátil, registrados en forma de ondas de corriente y voltaje para su posterior
análisis. Se exceptúa la protección diferencial de barras, donde puede ser
opcional esta característica pero no indispensable. Con oscilografias exportables
en formato comtrade.
Parametrización simplificada del relé de protección, mediante computadora
portátil y programa informático (software) adecuado (de última versión).
Los programas (software) serán compatibles con los sistemas operativos del
equipo de cómputo que posea el contratante.
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.
En caso de que el ICE posea las licencias, entonces deberán suministrarse todas
las actualizaciones a los programas correspondientes.
Los programas de parametrización deben estar debidamente instalados en las
computadoras a suministrar para fines de mantenimiento.
La parametrización será posible realizarla en línea.
Los valores parametrizados deberán solamente ser válidos después de la
confirmación final, a través de una clave.
Puerto frontal para acceso local a través de un computador, se
todos los accesorios necesarios para conexión con el mismo
preferiblemente Ethernet, USB o RS-232, para lo cual deberá
adicionalmente el convertidor USB a RS-232 para su comunicación
de interrogación.
deben incluir
en protocolo
suministrarse
con el equipo
Además debe tener un segundo puerto en la parte trasera para interrogación y
parametrización local o remota. Puerto de sincronización horaria IRIG-B.
Pantalla alfanumérica que permitirá lecturas de acuerdo con la selección de
valores de carga. Deberá cambiar automáticamente para indicación de fallas, así
como indicar los parámetros principales.
La pantalla deberá tener una capacidad para dos líneas con 16 columnas
mínimo cada una, para los caracteres alfanuméricos.
Las indicaciones serán ubicadas en el panel frontal de la caja del relé y serán
realizadas por LEDs con reset manual local y remoto. Darán una idea clara del
tipo de falla.
Los relés serán auto monitoreados (“watch-dog”) en un 90% mínimo de su
estructura y las fallas internas deberán ser detectadas y anunciadas en la E.O.
por medio del protocolo de comunicación solicitado y también a través de
contactos NA libres de potencial alambrados a bornes de regleta, así como con
diodos luminosos (LEDs) en la parte frontal del relé.
En los manuales originales del fabricante debe indicarse esta condición
claramente.
Las funciones de entradas binarias, las salidas tipo relé y las indicaciones serán
programables por medio de software.
Los relés de protección contarán con reloj y calendario interno, con
sincronización externa, para posibilitar la correcta identificación de la falla.
Los contactos de disparo o de cierre serán del tipo rápido y serán capaces de
operar directamente el circuito de las bobinas de disparo o de cierre de los
interruptores, para evitar tiempos de retardo.
Deben tener una capacidad mínima de 5A continuos, una capacidad interruptiva
de 8A continuos y 30A por 0.5 segundos.
Los relés tendrán una cantidad suficiente de contactos auxiliares de salida para
las funciones de alarmas y disparos.
2.2 PROTECCIÓN DE IMPEDANCIA DE LÍNEA: 21.
Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de
protección y con todo lo descrito a continuación:
Funcionamiento a base de microprocesador, que cumpla el esquema estándar
de protección de impedancia de característica tiempo-impedancia escalonada y
selectiva.
Deberán ser tomadas en consideración las condiciones especiales que
garanticen la selectividad de fase en líneas paralelas, debe disponer como
mínimo de 6 (seis) sistemas de medición independientes (relé no conmutado)
para fallas de fase a tierra, entre fases (bifásica y trifásica).
Tensión nominal de línea: 100 VCA entre fases, de forma trifásica de cuatro hilos
y una corriente nominal de 1A y deberá soportar una carga máxima para
transformadores de corriente y potencial de 1 VA.
Posibilidad de escoger entre, disparo tripolar, bipolar y unipolar (monopolar).
Con al menos cuatro zonas de impedancia, cada una con temporizador ajustable
de 0 a 6 segundos y una zona de sobre-alcance. Tipo cuadrilateral. Debe contar
adicionalmente con función 67N con teleprotección.
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.
La característica de disparo de forma poligonal aplica 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 re-cierre por cierre manual del interruptor de 5
segundos como mínimo.
Característica de disparo monopolar y/o tripolar, de acuerdo con su
programación, el segundo disparo deberá ser tripolar.
Deberá tener una función de supervisión de sincronismo (sincro-check) (25),
empleado para habilitar la orden de cierre o re-cierre del interruptor, cuando se
cumplan las siguientes condiciones:
Línea sin tensión contra barra de subestación con tensión (línea muerta – barra
viva) o
Línea sin tensión contra barra sin tensión (línea muerta – barra muerta) o
Línea viva contra barra muerta y
Línea viva contra barra viva.
El comando de re-cierre deberá ser bloqueado para las condiciones de
supervisión de sincronismo no obtenidas, con un ajuste del rango para la
diferencia de voltajes de 0.1 a 30 voltios como mínimo, ajuste del rango de la
diferencia de ángulo de 1 a 45 grados como mínimo en pasos de 1 grado o su
equivalente en deslizamiento de frecuencia (0 a 1.1 Hz).
Ajuste del rango del tiempo de operación del interruptor para compensación de
30 a 400 milisegundos, con una precisión de ±3%.
El comando de re-cierre deberá ser bloqueado para las condiciones de
supervisión de sincronismo no obtenidas.
Los contactos de cierre serán del tipo rápido y serán capaces de operar
directamente el circuito de la bobina de cierre de los interruptores.
Deben tener una capacidad mínima de 5 Amps continuos y 30 Amps durante 0.5
segundos.
Los contactos de disparo deberán tener las mismas características.
Protección de sobre-corriente de respaldo incorporada, características de tiempo
definido y tiempo inverso, curvas ANSI e IEC, en caso de falla de la unidad de
impedancia. Se activará en forma automática. Ajustes de tiempo de operación y
arranques independientes de los de distancia, en un rango de 0.5 a 4 In.
Adicionalmente la sobrecorriente 67N con teleproteccion como respaldo a la
función 21 ante fallas de alta impedancia.
Función de bloqueo ante oscilaciones de potencia del sistema eléctrico.
El formato de zona de bloqueo debe ser compatible con las características de
las zonas de distancia, ajustable en la dirección X en ±90 ohmios y en la
dirección R en ±70 ohmios.
El tiempo de operación estará basado en la determinación del tiempo empleado
por la impedancia aparente de pasar de la característica de impedancia de carga
previamente ajustada como parámetro adicional, a la de falla.
Los tiempos de restablecimiento (reset) serán los más bajos posibles, para
garantizar que el relé de distancia asociado retorne a su función normal lo más
rápido posible.
Función universal incorporada programable mediante software para diferentes
esquemas de tele-protección, POTT, PUTT, DCB etc. Las señales externas
serán canalizadas a través de entradas y salidas binarias del relé.
Sistema localizador de falla incorporado, con posibilidad de indicar la distancia
de la falla en kilómetros y/o en porcentaje de la longitud de la línea, con una
precisión del ±3% o mejor. La localización de falla debe estar en capacidad de
ser transmitida al nivel 3 por medio del canal de comunicación.
Para la eliminación discriminativa de fallas de alta resistencia a tierra, los relés
de distancia poseerán integradamente una función direccional más sensible
sería la 67N descrita anteriormente, aunque sería recomendable también tomar
en cuenta que pueden ser impedancia con función diferencial.
Tal función será preferiblemente, doblemente polarizada con tensiones y
corrientes de secuencia negativa.
La sensibilidad será ajustable de forma tal que pueda realizar una medición
adecuada para fallas de fase a tierra de no menos de 50 ohmios.
Capacidad para registrar y guardar en memoria las señales de corriente y voltaje
de falla en función del tiempo, con una resolución de - 40 a 100 mseg mínimo,
de al menos tres eventos anteriores, que permita el análisis de antes y después
de la falla.
Estará integrada como rutina de software en la protección de distancia,
disponiendo de memoria para los datos de las tres últimas fallas de la red,
análisis y protocolo detallado de la falla.
Función de medición incorporada al relé. Estarán disponibles para lectura directa
las mediciones de corriente de carga, tensiones de servicio, potencia activa y
reactiva.
La protección, se debe a suministrar debe tener mínimo, treinta y dos (32)
entradas binarias y veintiocho (28) salidas tipo relé, totalmente libres y
disponibles en regleta.
Para el caso de esquemas de barras de interruptor y medio se deben suministrar
en el relé todas las entradas y salidas necesarias requeridas en el diseño de la
obra. No se permiten sumatoria de corrientes externa. El relé debe de contar con
lazos de medición interna.
Tiempo de reposición (“drop-off ratio”) de 0.95% o de 40 mseg máximo.
Tolerancia máxima en la medición de ±5%, ±0.05 ohms para V> 5V y un ángulo
de 40 a 90 grados, aproximadamente.
Al menos cuatro grupos independientes de ajustes de zonas, para adaptarse a
las condiciones cambiantes de la impedancia de la red por operaciones de la
misma. El grupo a emplear debe ser seleccionado por medio de un interruptor
externo o vía puerto de comunicación, almacenados en una memoria no-volátil.
Bloqueo de la protección de distancia por falla de fusible de transformadores de
potencial PTFF (“potencial transformer fuse failure”) detectando voltaje de
secuencia positiva o similar. También puede hacerlo por medio de una
combinación corriente-voltaje. Para condición de falla trifásica severa no debe
operar este bloqueo.
Debe poseer esquema de extensión de primera zona, sin necesidad de utilizar
canal de comunicación. Coordinado con el relé de re-cierre de forma tal que
después de la primera operación conmute a primera zona sin extensión.
A través de la aplicación de microprocesadores y la utilización del procesamiento
de mediciones, se suprimirá la influencia de corrientes de energización, sobreimpulsos y transitorios de las componentes de corriente continua.
Debe ser inmune a corrientes aperiódicas y de alta frecuencia, así como
armónicos.
Compensación del efecto de impedancia mutua por emplearse en líneas de
transmisión en paralelo.
La detección de la falla será efectuada a través de la medición de impedancia.
No se aceptará para esta función relés de sobre-corriente.
El relevador debe ser con detección independiente del tipo de falla, esto es NO
CONMUTADO con seis elementos independientes para detección de fallas fase
R a tierra, fase S a tierra, fase T a tierra, entre fases RS, ST y RT.
En el caso que el interruptor fuera cerrado, sobre una línea muerta, con
cortocircuito, el relé deberá incorporar la característica de disparo instantáneo
sin re-cierre automático.
Debe incluir la protección de falla del interruptor (50BF) con las características
citadas adelante para dicha protección. No se admitirán 50BF externo. En cada
relé de protección la función 50BF debe estar asociado a cada uno de los dos
lazos de medición.
Supervisión de los canales de disparo y de las bobinas de disparo de los
interruptores monopolares, (74TC) considerando que se tiene un esquema de
interruptor y medio. No se admitirán equipos externos. La función 74TC debe ser
interna del relé
Con función de localizador de fallas (21LF) incorporado.
De accionamiento unipolar y/o tripolar programable por software.
Cada dispositivo supervisará en todo momento la continuidad eléctrica en el
canal, incluyendo la bobina (de apertura y de disparo) de los interruptores,
evitando indicaciones erróneas en caso de estado de apertura del mismo.
Tendrá señal de alarma e indicación local luminosa para indicar falla en el canal
respectivo, por fase. Debe estar incluido en la protección respectiva.
Debe incluir la función para detectar fallas entre el interruptor y el transformador
de corriente (ANSI 50(N) STUB), con arranque por corriente de 0.1 a 20A,
tiempo ajustable de 0 a 20 segundos aproximadamente, en pasos de 0.05 seg.
Provista con el protocolo de comunicación IEC-61850, con dos puertos en fibra
óptica, para su conexión a los switches ubicados en uno de los tableros de
control. Debe incluir puerto trasero para interrogación remota.
Debe incluir una función para la estadística de corrientes interrumpidas durante
una falla.
2.3 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE LÍNEA: 87L.
Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de
protección y con todo lo descrito a continuación:
El relé deberá diseñarse y construirse para proteger tramos de línea de
transmisión de 230kV contra fallas de una fase a tierra, dos fases a tierra, entre
fases y trifásicas, con fuentes de aporte de energía en ambos extremos.
A su vez debe operar correctamente para fallas internas con una sola fuente de
aporte de energía.
Ámbito de ajustes del 0.5 a 4 veces In, en pasos de 0.01 como mínimo.
Deberá tener un tiempo de operación no mayor a 0.03 segundos.
De accionamiento unipolar y/o tripolar.
El arranque deberá producirse solamente si se presenta una diferencia de
corriente dentro de la zona protegida.
Alta estabilidad para diferentes condiciones de saturación de los
transformadores de corriente, así como nivel de CD alto y transitorios de alta
frecuencia.
Debe tener la posibilidad de conexión con el extremo remoto mediante dos
medios físicos:
-
Comunicación punto a punto entre los dos reles. Ambos reles se
comunicarán mediante un par de fibras dedicadas para tal fin entre
ambas sustestaciones. Para ello deben suministrarse además todos
los conectores y amplificadores (en caso de requerirse) que el
fabricante considere necesarios para una comunicación segura y
confiable. Se deberán entregar los patch cord, con conectores tipo
LC/SC, que van entre la protección y el tablero distribuidor de fibra de
la subestación.
-
Comunicación mediante puerto serial con el extremo remoto de la
línea de transmisión a través del equipo de comunicaciones principal,
el cual se encargará de retransmitir las señales al extremo remoto de
la línea de transmisión en fibra óptica.
El equipo de comunicaciones tiene disponibles interfaces de entrada en fibra
óptica y que no requieran amplificador, sino que sean de la potencia acorde a la
distancia de la línea, por lo que el oferente de la protección deberá suministrar
para cada uno de los relés la interfase eléctrica y los accesorios necesarios para
la interconexión entre el equipo de comunicaciones y la diferencial de línea, para
cumplir con cualquiera de los tipos de interfases eléctricas antes mencionadas.
Debe considerarse que distancia entre este relé de protección y el tablero que
incluye el equipo de comunicaciones o el tablero de distribuidores ópticos es de
aproximadamente quince (15) metros, por lo que la fibra óptica a suministrarse
por parte del oferente debe ser de esa longitud como mínimo. Se debe suplir una
cantidad de tramos de fibra óptica con los conectores instalados y los accesorios
correspondientes, como mínimo en una cantidad igual al total de relés
diferenciales de línea (87L) suministrados.
Componente diferencial instantánea no estabilizada, basada en la componente
de frecuencia fundamental y ajustable entre 0.80 y 12 veces In.
Posibilidad de activar o desactivar el sistema de medición de corrientes de
secuencia cero, para fallas de fase a tierra externas.
Función de osciloperturbografía incorporada.
Debe de suministrarse con todo lo necesario para realizar la conexión “punto a
punto” (con la otra protección 87L) vía fibra óptica.
Debe incluir la función de la protección de impedancia (21) con las
características citadas antes para dicha protección.
Deberá tener un dispositivo de supervisión de sincronismo (sincro-check) (25)
Localizador de fallas incorporado.
Transferencia de disparo bidireccional.
Función de re-cierre (79) incorporada, para fallas monofásicas, con
características iguales a los relés de re-cierre solicitados para los relés de
impedancia.
Se debe incluir la función de falla del interruptor (50BF) con las características
citadas anteriormente para dicho relé de protección. En cada relé de protección
la función 50BF debe estar asociado a cada uno de los dos lazos de medición.
De accionamiento unipolar y/o tripolar programable por software.
Supervisión del canal de disparo y bobinas de disparo del interruptor (74TC). No
se permite equipos externos. La función 74TC debe ser interna del relé.
Cada dispositivo supervisará en todo momento la continuidad eléctrica en el
canal, de las bobinas (de apertura y de disparo) del interruptor, evitando
indicaciones erróneas en caso de estado de apertura del mismo.
Tendrá una señal de alarma y una indicación local luminosa para indicar falla en
el canal respectivo, por fase. Puede estar incluido en la protección respectiva.
Supervisión de la información para el caso de que la información recibida del
otro extremo esté defectuosa o se pierde el canal de comunicación, se debe
activar una alarma y bloquear el sistema de medición de cada unidad,
conmutando a modo de operación por emergencia de sobre-corriente
temporizada, tiempo definido o inverso programable por programa informático,
con medición por fase y tierra.
Se deben suministrar como mínimo veinte (20) entradas binarias y veintiocho
(28) salidas tipo relé, totalmente libres y disponibles en regleta.
Serán programables por medio de software.
Indicación de operación, por fase, por medio de diodos luminosos.
Debe incluir la función para detectar fallas entre el interruptor y el transformador
de corriente (ANSI 50(N) STUB), con arranque por corriente de 0.1 a 20A,
tiempo ajustable de 0 a 20 segundos aproximadamente, en pasos de 0.05 seg.
Con entrada digital para monitoreo de posición de la seccionadora de línea o
interruptor, tomando en cuenta que se ha de emplear en un esquema de
interruptor y medio.
Provista con el protocolo de comunicación IEC-61850, con dos puertos de fibra
óptica para su conexión a los switches ubicados en un tablero de control.
2.4 PROTECCIÓN DE FALLA DE INTERRUPTOR: 50BF. (INCORPORADA EN
LA BAHÍA DE CONTROL UCB)
La función 50BF debe de ir incorporada en cada relé de protección por cada uno
de los 2 lazos de corriente trifásicos que debe tener el relé.
La posición del interruptor deberá ser supervisada, por medio de una entrada
binaria al relé o por magnitud de corriente, configurable.
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.
Mínimo ocho (8) entradas binarias y ocho (8) salidas binarias tipo relé,
programables, totalmente libres y disponibles en regleta.
Para el caso de esquemas de barras de interruptor y medio se deben suministrar
en el relé todas las entradas y salidas necesarias requeridas en el diseño de la
obra.
Arranque por sobre-corriente independiente en cada una de las fases y neutro,
con ajustes de corrientes de 1 a 4 In. Insensible a los componentes de corriente
directa en los secundarios de los transformadores de corriente y a la saturación
de éstos.
El sistema estará compuesto de:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
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.
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. PERO DEBE IR INCLUIDA EN LAS
BAHIAS DE CONTROL EN CASO DE INTERRUPTOR Y MEDIO
Provista con el protocolo de comunicación IEC-61850, con dos puertos eléctricos
para conector RJ45, para su conexión a los switches ubicados en uno de los
tableros de control.
2.5 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA:
87T.
Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de
protección y con todo lo descrito a continuación:
Deberá diseñarse y construirse para detectar las siguientes fallas: cortocircuitos
en dos y en tres fases y en dos fases a tierra; fallas entre devanados.
Medición individual por fase.
Se solicita una protección que en forma selectiva, proteja la zona comprendida
entre los transformadores de corriente del lado de baja y alta tensión del
transformador de potencia, bajo el principio de corriente diferencial de baja
impedancia con tres niveles variables de arranque.
Corriente nominal de 1A, 60Hz, trifásico sólidamente aterrizado.
El sistema deberá ser de alta velocidad, de tal manera que el tiempo máximo
desde que se inicia la falla hasta que se produce el impulso de desconexión no
debe sobrepasar 0.03 seg.
El ajuste deberá hacerse de tal forma que las corrientes de desbalance,
provocadas por los cambios de derivaciones del transformador, no produzcan
disparos.
No deberá operar por fallas externas a la zona protegida.
Para fallas internas, el valor de la corriente diferencial necesaria para producir
disparo dependerá del valor total de la corriente que pasa por el transformador
protegido; dicho valor de corriente deberá ser ajustable en el relé ofrecido entre
el 0.2 y 2 veces de la corriente nominal, en pasos de 0.01.
Monitoreo continuo de los valores de medición de la corriente de operación por
fase y por devanado, así como la corriente diferencial por fase, para ser
mostrados en la pantalla frontal.
Máxima tolerancia permitida en los ajustes del  3% In y tiempo de reset de 30
mseg.
La adaptación al grupo de conexión y relación de transformación de los
transformadores de instrumento deberá ser integrada como algoritmo del relé.
No se aceptarán transformadores auxiliares de acople.
La protección no deberá operar debido a corrientes de magnetización
producidas al conectar o desconectar el transformador protegido, pero sí deberá
tener una característica de operación inmediata si en el momento de la conexión
se produce una falla en la zona protegida.
Insensible a saturación de transformadores de medición así como alta
componente de corriente directa. Estabilización para segunda armónica
ajustable entre 10-45% y para quinta armónica ajustable entre 10-48% en pasos
de 1% del valor de la corriente, independientes entre si.
Preferiblemente provista de dos fuentes de alimentación de falla.
Vigilancia permanente de su operación y de las tensiones de alimentación, así
como de la bobina de disparo y circuitos internos.
Mínimo dieciocho (18) entradas binarias programables, 125 VCD y doce (12)
salidas binarias con contactos NC o NA programables, totalmente disponibles en
regleta. Debe incluir vigilancia de canal de disparo.
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.
Provista con el protocolo de comunicación IEC-61850, con dos puertos de fibra
óptica para su conexión a los switches ubicados en uno de los tableros de
control.
2.6 PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE TRIFÁSICO, NO DIRECCIONAL
DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA: 51T.
Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de
protección y con todo lo descrito a continuación:
Se requiere como relé independiente de respaldo a la protección diferencial de
transformador, para instalarse en los lados de alta y de baja tensión del
transformador.
Debe ser de tipo trifásico, con medición independiente en las tres fases y neutro.
Debe incluir vigilancia de canal de disparo.
Deberá tener curvas características de operación seleccionables por software,
de tiempo inverso, muy inverso, extremadamente inverso y tiempo definido como
mínimo independientemente para fallas entre fases y fase a tierra.
Curvas tipo ANSI y tipo IEC incluidas.
El ajuste de sobre-corriente deberá tener un rango entre 0.2 y 4 veces la
corriente nominal aproximadamente, con función de disparo instantáneo con
ajuste de 1 a 15 In pudiendo ser activada o desactivada por software.
Tolerancia en la medición del 3% del valor ajustado.
Capacidad de registrar en memoria valores de corriente de falla de las últimas
seis (6) operaciones como mínimo, en memoria no volátil.
Medición continúa de los valores de corriente por fase, para ser mostrados en el
relé o disponibles en los puertos seriales.
Debe incluir la protección de falla del interruptor (50BF) con las características
citadas anteriormente para dicha protección.
Deberá tener un mínimo de dieciocho (18) entradas binarias programables, 125
VCD, doce (12) contactos independientes NA para disparo y ocho (8) contactos
para las señales de alarmas.
Los contactos de disparo serán del tipo rápido y serán capaces de operar
directamente la bobina de disparo del interruptor.
Para el caso de esquemas de barras de interruptor y medio se deben suministrar
en el relé todas las entradas y salidas necesarias, requeridas en el diseño de la
obra.
Deben incluirse las últimas versiones de todos los programas de parametrización
y operación del relé.
Vigilancia permanente de su operación y de las tensiones de alimentación, así
como de los canales de disparo, bobina de disparo y circuitos internos.
Corriente nominal de 1 amperio, 60Hz, trifásico sólidamente aterrizado.
Provista con el protocolo de comunicación IEC-61850, con dos puertos de fibra
óptica, para su conexión a los switches ubicados en uno de los tableros de
control.
2.7 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE BARRAS: 87B.
La protección de barras deberá ser del tipo de corriente diferencial de baja
impedancia y capaz de detectar fallas fase-fase y fase-tierra en cualquier
condición de generación del sistema.
Se solicita una protección diferencial de barra (87B), que cumpla con las
siguientes características:
- Las entradas trifásicas de corriente (provenientes de los
transformadores de corriente de cada módulo de bahía) se deben de
conectar directamente a dicha protección. Cabe la posibilidad de poner
mezcladores, más no acoples.
-
Preferiblemente, la protección diferencial de barra 87B, debe de tener
incorporada la función 50BF, de falla de interruptor.
-
La protección diferencial de barra 87B, debe de tener incorporada una
cantidad suficiente de relés de disparo (libres de potencial y alambrados a
bornes terminales de regleta), cuyos contactos, tengan capacidad de operar
directamente las bobinas de disparo (o de apertura) directamente.
-
Contar con suficientes entradas de corriente trifásicas, para recibir por lo
menos, las señales de corriente de cinco (5) módulos de bahía.
-
Preferiblemente, todos los dispositivos (unidades de medición, etc.) que
componen la protección diferencial de barra (87B), deben de estar incluidos
en una única unidad, esto es, dicha protección, no puede estar constituida
por dos o más equipos independientes, interconectados entre sí.
El tiempo de operación de la zona de medición no deberá exceder 15 mseg,
para 5 veces la corriente de arranque del relé.
La protección de barras tendrá las siguientes características:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
Previsión de zona principal. Cada zona deberá ser capaz de detectar todo
tipo de falla sobre cualquier condición de generación del sistema
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 o bahía conectado a la barra, alambrado totalmente (bobina y
contactos libres de potencial) a bornes de regleta. Estos relés, deberán
cumplir con las especificaciones de los relés rápidos de disparo en las
especificaciones técnicas de los accesorios de alambrado.
Deberá ser del tipo de alta rapidez, con sistema de estabilización para
asegurarse de que no opere en fallas externas debidas a errores de
transformación o saturación en los transformadores de corriente de los distintos
alimentadores.
Deberá tener además las siguientes características:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
Tiempo máximo de disparo de 0,013 segundos.
Tiempo máximo de eliminación de la falla de no más de 100 ms.
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.
vi. Deberá tener un dispositivo de bloqueo de la protección por daños en los
transformadores intermedios u otro equipo auxiliar.
vii. Deberá indicar el arranque y el disparo a través de diodos luminosos
(preferible).
viii. Deberá proteger una barra con esquema de interruptor y medio, con ocho (8)
módulos (bahías o diámetros) como mínimo.
Preferiblemente, provista con el protocolo de comunicación IEC-61850, puertos
en fibra óptica multimodo, para su conexión a los dos switches ubicados en uno
de los tableros de control.
2.8 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE “TRES PUNTOS O NODOS”: 87S.
Se debe suministrar una protección diferencial para transformador de tres
devanados, denominada 87S, para proteger la zona en forma de “T”, formada
por el lado de 230kV del transformador de potencia (T1 o T2), el interruptor del
lado de la barra principal y el interruptor del medio del diámetro.
Lo anterior, por cuanto la relación de transformación de los transformadores de
corriente (TC) del diámetro es mucho mayor que la relación de transformación
de los transformadores de corriente (TC) del lado de alta del transformador de
potencia T1 o T2.
Por tanto para no tener problemas de sensibilidad con la protección diferencial
de transformador, se debe proteger esta zona en forma independiente.
Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de
protección, además de:
Deberá diseñarse y construirse para detectar las siguientes fallas: cortocircuitos
en dos y tres fases y dos fases a tierra; fallas entre devanados. Medición
individual por fase.
Se solicita una protección que en forma selectiva, proteja la zona comprendida
bajo el principio de corriente diferencial de baja impedancia con tres niveles
variables de arranque.
Los transformadores de corriente a los cuales se conectará tienen 1 Amperio en
el secundario.
Deberá ser de alta velocidad, de tal manera que el tiempo máximo desde que se
inicia la falla hasta que se produce el impulso de desconexión no debe
sobrepasar 0.03 segundos.
No deberá operar por fallas externas a la zona protegida.
Para fallas internas, el valor de la corriente diferencial necesaria para producir
disparo dependerá del valor total de la corriente que pasa por la zona protegida;
dicho valor de corriente deberá ser ajustable en el relé ofrecido entre el 0.2 y 2
veces de la corriente nominal, en pasos de 0.01.
Monitoreo continuo de los valores de medición de la corriente de operación por
fase y por devanado, así como la corriente diferencial por fase, para ser
mostrados en la pantalla frontal.
Máxima tolerancia permitida en los ajustes del  3% In y tiempo de reset de 30
mseg.
La adaptación al grupo de conexión y relación de transformación de los
transformadores de instrumento deberá ser integrada como algoritmo del relé.
No se aceptarán transformadores auxiliares de acople ni mezcladores.
Insensible a saturación de transformadores de medición así como alta
componente de corriente directa.
Estabilización para segunda armónica ajustable entre 10-45% y para quinta
armónica ajustable entre 10-48% en pasos de 1% del valor de la corriente,
independientes entre sí.
Preferiblemente, provista de dos fuentes de alimentación de falla.
Mínimo doce (12) entradas binarias programables, 125 VCD y dieciocho (18)
salidas binarias con contactos NC o NA programables, totalmente disponibles
en regleta.
Para el caso de esquemas de barras de interruptor y medio se deben suministrar
en el relé todas las entradas y salidas necesarias requeridas en el diseño de la
obra.
Provista con el protocolo de comunicación IEC-61850, con puertos en fibra
óptica multimodo para su conexión a los switches ubicados en uno de los
tableros de control.
2.9 RELÉ DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL TRIFÁSICO (67), CON RECIERRE MULTIPLE (79) INCORPORADO, PARA LAS LÍNEAS DE 34.5
kV.
Debe cumplir con lo especificado en las características generales de los relés de
protección y con todo lo descrito a continuación:
Curvas características de operación seleccionables por software, de tiempo
inverso, muy inverso, extremadamente inverso y tiempo definido tipos IEC y
ANSI como mínimo.
Capacidad de registrar valores de corriente de falla en el momento del arranque,
así como de retener en memoria no volátil datos de las tres últimas fallas como
mínimo.
Cuatro elementos de medición, tres de fase y uno de neutro, con ajuste de
arranque de 0.2 a 4 veces la corriente nominal In como mínimo, con una
tolerancia no mayor del 3% del valor ajustado, con inmunidad a terceras y
quintas armónicas.
Con función de disparo por sobre-corriente instantáneo con un ámbito de ajuste
de 1.0 a 16 veces la corriente nominal In, con opción a desactivarse. Indicación
de operación separada.
Mínimo cuatro contactos NA independientes para disparo, tres contactos NA
para el cierre y contactos para las señales de alarmas. Los contactos de cierre y
disparo serán del tipo rápido y serán capaces de operar directamente los
circuitos de las bobinas de cierre y disparo de los interruptores.
Mínimo dieciséis (16) entradas binarias programables, de 125 VCD y 8 (ocho)
salidas binarias tipo relé, programables, totalmente libres y disponibles en
regleta.
NOTA: Si en el alcance de suministro se solicita, que el relé tenga funciones de
control, la cantidad de entradas binarias programables requeridas será:
veinticuatro (24) y dieciséis) (16) salidas binarias; totalmente libres y disponibles
en regleta.
Vigilancia permanente de su operación y de las tensiones de alimentación, así
como de la bobina de disparo y circuitos internos.
Corriente nominal de 1 amperio, 60 Hz, trifásico sólidamente aterrizado y 100
VCA entre fases.
Deberá tener la posibilidad de programar como mínimo dos juegos de ajustes
diferentes, activados por canal de comunicación o por entrada digital.
Los ajustes de arranques de corrientes de fase, neutras e instantáneas, así
como tiempos respectivos, deben ser totalmente independientes entre sí,
almacenados en memoria no volátil.
El elemento direccional polarizado por voltaje fase-fase. Angulo aproximado de
máxima sensitividad de 45 grados entre la corriente de una fase y el voltaje de
las otras dos fases.
Característica de reposición (“drop out time”) mayor de 94% del nivel de
arranque establecido.
Capacidad para discriminar la dirección del flujo eléctrico con una corriente
mínima de 0.03 amperios y 1.0 voltios aproximadamente.
Preferiblemente con sistema localizador de fallas (21LF) incorporado, aunque no
indispensable.
Con función de re-cierre incorporada (79), programable hasta para cuatro
operaciones, cada una con ajuste de tiempo muerto independiente en un ámbito
de 0 a 30 segundos.
También con ajuste de tiempo de reposición de 0 a 60 segundos en pasos de
0.1 segundos.
Además debe incluir una entrada de medición de voltaje de línea para permitir
que el reenganche sea inhibido si hay presencia de voltaje en la línea.
Medición continúa de los valores de corriente y voltaje por fase, MW, MVA, para
ser mostrados en el relé y disponibles en los puertos seriales.
Contador de operaciones tanto de disparo como de cierre, guardando a su vez
los valores de corriente de cortocircuito interrumpida, realizando una sumatoria
de ellas a fin de tener un valor total de corrientes de operación y así determinar
la vida útil de los contactos del interruptor para su mantenimiento.
Al alcanzar un valor prefijado, emitirá una señal de alarma.
Verificador de sincronismo (25) incorporado para el re-cierre automático.
El comando de re-cierre deberá ser bloqueado para las condiciones de
supervisión de sincronismo no obtenidas.
Debe incluir la protección de falla del interruptor (50BF) con las características
citadas anteriormente para esta protección.
Deberá incluir además la supervisión de los canales de la bobina de disparo y la
bobina de apertura del interruptor (74TC).
Comunicación mediante puerto serial RS-485 o Ethernet, para la captura de
datos ya sea por PC o por comunicación remota. Deben incluirse las últimas
versiones de todos los programas de parametrización y operación del relé.
Mínimo un paso de baja frecuencia, con rango de ajustes de 50 a 65Hz en pasos
de 0.05Hz, temporizador de 0.1 a 3 segundos en pasos de 0.1 seg.
Cuando se requiera una protección de este tipo para realizar la función adicional
de control para la sección de línea a proteger, se debe garantizar que el relé
cumpla con ambas especificaciones técnicas, las antes descritas y las
solicitadas en la sección de equipos de control para subestaciones.
Provista con el protocolo de comunicación IEC-61850, con puertos en fibra
óptica multimodo, para su conexión a los switches ubicados en uno de los
tableros de control.
2.10 RELÉ SUPERVISOR DEL CANAL DE DISPARO DEL INTERRUPTOR:
74TC. (Función interna de cara protección)
Se requieren para:
i.
ii.
Supervisión del canal de apertura y la bobina de apertura.
Supervisión del canal de disparo y la bobina de disparo.
Se debe de considerar que todos los interruptores a instalar en los diámetros de
la subestación son del tipo monopolar, esto es, provistos de tres (3) bobinas de
disparo y tres (3) bobinas de apertura.
Por tanto los relés de supervisión de canal de disparo y de apertura, deberán de
supervisar en todo momento la continuidad eléctrica en los canales indicados,
incluyendo la continuidad de las bobinas (de apertura y de disparo) del
interruptor, ya sea cuando el interruptor esté abierto o cuando el interruptor se
encuentre cerrado.
Cada relé deberá de tener al menos, un contacto N.A. libre para señalización de
alarma por cada fase supervisada y al menos una indicación local luminosa.
2.12 DISPOSITIVO DE MONITOREO DE TEMPERATURA.
Se solicita para cada transformador de potencia (T1 y T2), un (1) dispositivo de
monitoreo de temperatura. Para trabajar en un rango de 100 a 250 VAC / VDC.
Deberá de ser igual o superior al equipo conocido como “Termobox”, modelo TR
600, de la marca ZIEHL.
El equipo de recepción de señal de temperatura, deberá estar instalado en el
transformador T1, y contar con capacidad de comunicación serial al menos en
RS- 485 o fibra óptica a los equipos del Bunker, para garantizar la inmunidad al
ruido.
Deberá estar integrado al sistema de control a través de la red de campo IEC61850 o a la protección diferencial de transformador, con el fin de implementar
funciones de protección por sobre temperatura (función 49) en dicha protección.
2.14 CAPACITACIÓN.
Refiérase a las Especificaciones Generales de las Capacitaciones en el cartel de
licitación.