INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD … · Norma internacional para la monitorización de los...

INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD UEN TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD

Código: TE-2010-ET-141-001

Especificaciones técnicas normalizadas para la adquisición de equipos de control de subestación

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Elaborado por: Comité Técnico de Protección y

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Diciembre 2014

TABLA DE CONTENIDO

1. PROPÓSITO ........................................................................................................................... 3

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

3. DOCUMENTOS APLICABLES ................................................................................................ 3

4. RESPONSABLES ................................................................................................................... 5

5. DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS .................................................. 5

6. DESCRIPCION DEL PROCESO ............................................................................................. 5

6.1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SISTEMA DE CONTROL ........................................ 5

6.2 TERMINOLOGIA ................................................................................................................. 5

6.3 GENERALIDADES (ARQUITECTURA BASICA) .................................................................. 7

6.4 NIVELES DE CONTROL .................................................................................................... 10

6.5 JERARQUIA DE MANDO .................................................................................................. 10

6.6 CIERRE DE INTERRUPTORES ........................................................................................ 10

6.7 REGULACION DE VOLTAJE Y CONTROL DE PARALELISMO ........................................ 11

6.8 SISTEMA DE MEDICION DE TEMPERATURAS ............................................................... 12

6.9 UNIDADES DE CONTROL DE BAHIA (UCB) ..................................................................... 12

6.10 REQUISITOS TECNICOS DE LAS UNIDADES DE CONTROL DE BAHIA .................... 14

6.11 REQUISITOS TECNICOS DE LOS EQUIPOS DE NIVEL 2 O DE SUBESTACION ....... 15

6.12 SERVIDOR DE BASE DE DATOS DE SUBESTACION ................................................. 16

6.13 FUNCION DE SCADA DE LA EO .................................................................................. 16

6.14 GATEWAY (CONVERTIDOR DE PROTOCOLOS) ........................................................ 16

6.15 SCADA WEB DE LA SUBESTACION............................................................................ 17

6.16 MAQUINA VIRTUAL PARA INTERROGACION DE PROTECCIONES .......................... 17

6.17 MAQUINA VIRTUAL PARA INTERROGACION DE OSCILOPERTURBOGRAFOS ....... 17

6.18 MAQUINA VIRTUAL CON EL PANEL DE INFORMACION ............................................ 17

6.19 CARACTERISTICAS TECNICAS DEL SERVIDOR ....................................................... 18

6.20 HARDWARE PARA LA ESTACION DE OPERACIÓN (EO) ........................................... 20

6.21 SOFTWARE.................................................................................................................. 21

Especificaciones Técnicas normalizadas para la adquisición de equipos de control de subestación

Versión: 1.0 Código:

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6.22 GPS .............................................................................................................................. 22

6.23 INVERSORES .............................................................................................................. 22

6.24 SWITCHES PARA REDUNDANCIA DE RED ................................................................ 24

6.25 RED DE COMUNICACIONES ....................................................................................... 25

6.26 HERRAMIENTAS .......................................................................................................... 26

6.27 SERVICIOS DE PUESTA EN MARCHA ........................................................................ 26

6.28 PRUEBAS ..................................................................................................................... 26

6.29 INFORMACION A ENTREGAR POR EL CONTRATISTA .............................................. 27

6.30 INFORMACION TECNICA A ENTREGAR CON LOS EQUIPOS ................................... 27

6.31 DISPOSICION DE LOS EQUIPOS, TABLERO SBDS ................................................... 28

6.32 DISPOSICION DE LOS EQUIPOS, TABLERO IACS ..................................................... 29

6.33 DIAGRAMAS DE DISTRIBUCION DE LOS EQUIPOS EN LOS TABLEROS ................. 29

6.34 NORMAS ...................................................................................................................... 30

6.35 PRUEBAS DE INTERFERENCIAS Y AISLAMIENTO .................................................... 30

6.36 CONDICIONES CLIMATICAS ....................................................................................... 30

6.37 CONDICIONES MECANICAS ....................................................................................... 31

6.38 DETALLES DE LAS PANTALLAS DEL SISTEMA DE CONTROL DE LA SUBESTACIÓN31

6.39 ALARMA AUDITIVA ...................................................................................................... 32

6.40 ADMINISTRACIÓN DE USUARIOS .............................................................................. 32

7 DOCUMENTOS DE REFERENCIA ....................................................................................... 32

8 CONTROL DE CAMBIOS ...................................................................................................... 32

9 CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN ............................................... 33



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1. PROPÓSITO

Establecer los requerimientos técnicos y de calidad que deben cumplir los equipos de control a ser utilizados en las subestaciones eléctricas del Sistema Nacional Interconectado y aplica para niveles de tensión desde 24.9 kV hasta 230 kV.

2. ALCANCE

Este documento establece la base técnica general para las adquisiciones de equipos de control para ser utilizados en las Subestaciones Eléctricas en el Sistema Nacional Interconectado.

3. DOCUMENTOS APLICABLES

NORMAS

Los equipos ofrecidos bajo estas especificaciones deberán cumplir con lo establecido en la última edición de las normas técnicas descritas en la tabla #1 y el oferente deberá presentar junto con la oferta un certificado donde manifieste el cumplimiento de las mismas.

Tabla 1. Normas Técnicas Aplicables

NORMA DESCRIPCIÓN

TE 2820-NO-56-002 Manual de Control y Monitoreo de Subestaciones ICE

IEC 60255 Prueba de tensión de impulso (Prueba de aislamiento) 5 KV, 1,2/50 µseg 3

cortos positivos a intervalos de 5 seg. (Prueba tipo)

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

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)



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NORMA DESCRIPCIÓN

IEC 60255-22-3,

CLASE 111 Prueba de radiación de campo electromagnético, 27 MHz, 10 V/m, (Prueba

tipo)

IEC-61850 Normativa para el diseño de la automatización de subestaciones eléctricas

IEC61131-3 Estándar internacional para Controladores Lógicos Programables (PLC)

IEC 60870-5-101 Norma internacional para la monitorización de los sistemas de energía,

sistemas de control y sus comunicaciones asociadas.


sistemas de control y sus comunicaciones asociadas


sistemas de control y sus comunicaciones asociadas

IEC 60255-21-1 Normativa acerca de vibraciones, golpes, requerimientos sísmicos aplicables

hacia dispositivos de medición electromecánicos y de protección.

IEC 60057 (CO) 22 Normativa para la evaluación del correcto funcionamiento de dispositivos de medición y protección electromecánicos ante ocurrencia de vibraciones mecánicas

IEC 60255-21-2 Normativa acerca de vibraciones, golpes y requerimientos sísmicos aplicacbles en dispositivos de medición y protección

IEEE 1613 clase 2 Normativa para los requerimientos de prueba y medioambiente para equipos de comunicaciones en subestaciones eléctricas

IEC 61850-3 Normativa para conmutadores Ethernet diseñados para ambiente de subestación, utilizados para señales GOOSE sin pérdida de paquetes de información.

IEC 61800-3 Accionamientos eléctricos de potencia de velocidad variable. Parte 3: Norma de producto relativa a CEM incluyendo métodos de ensayos específicos

IEC 61000-6-2 Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 6-2: Normas genéricas. Inmunidad en entornos industriales.

NEMA TS-2 Normativa para el diseño de sistemas de gestión de tráfico de señales y dispositivos de control asociados

IEC 60255-5 o ANSI

C37.90 Normativa para la coordinación de aislamiento para relés de protección y medición, requerimientos y pruebas

IEC 60255-22-1 a 4 Normativa para el diseño de equipos de medición y protección y su resistencia a perturbaciones de 1 MHz, perturbación de transitorios rápidos, inmunidad a campos radiados y descargas electroestáticas

IEC 61000-4-2 a 4

clase III Normativa acerca de pruebas y medición de inmunidad a descargas electroestáticas y transitorios

http://es.wikipedia.org/wiki/Controlador_l%C3%B3gico_programable



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4.RESPONSABLES

No Aplica

5. DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS

Ver Manual de Control y Monitoreo de Subestaciones ICE TE-2820-NO-56-002.

6.DESCRIPCION DEL PROCESO

6.1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SISTEMA DE CONTROL

6.1.1Todas 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. Se debe cumplir con lo

especificado en el Manual de Control y Monitoreo de Subestaciones ICE (TE

2820-NO-56-002).

6.2 TERMINOLOGIA

6.2.1Con 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.

6.2.2BAHIAS ASOCIADAS A UNA SUBESTACION: Ver Manual de Control y

Monitoreo de Subestaciones ICE TE-2820-NO-56-002.

6.2.3NIVEL DE TENSION: 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.

6.2.4FUNCIONES DE CONTROL: Ver Manual de Control y Monitoreo de

Subestaciones ICE TE-2820-NO-56-002.

6.2.5FUNCIONES DE MEDICION: Es el proceso de determinar el valor de las

variables eléctricas de tipo analógico: frecuencia, corriente, tensión,

temperatura, potencias.



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6.2.6EDIFICACIONES:

-Bunker principal: Edificación ubicada dentro de la subestación, con

ambiente controlado, construida en forma hermética para ubicar los tableros

que contienen los equipos de control, medición, protección y

comunicaciones. 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. Puede haber tantos bunker principales como sea

necesario según los requerimientos de diseño de la subestación.

-Bunker de servicios auxiliares: Edificación ubicada dentro de la

subestación, con ventilación natural, construida en forma hermética para

ubicar los tableros de servicio propio.

-Sala de Control: Edificación ubicada en la periferia de la subestación, con

ambiente controlado, construida para ubicar los tableros que contienen los

equipos de control, medición, protección y comunicaciones. Tiene un área

adicional, independiente al espacio de los tableros, para albergar áreas de

uso común.

6.2.7Control distribuido: Ver Manual de Control y Monitoreo de Subestaciones

ICE TE-2820-NO-56-002. Se adjunta diagrama:



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6.2.8Componentes del sistema: A continuación se detalla una lista de siglas

utilizadas para referirse a los diferentes elementos que componen el sistema

de control:

-UCB: Unidad de Control de Bahía

-EO:Estación de Operación (de la subestación, local o remota)

-SBDS:Servidor de Base de Datos de la Subestación

-GAT:Gateway de telecontrol de la subestación (Máquina virtual dentro del SBDS). Concentrador y convertidor de protocolos de comunicación para subestaciones eléctricas.

-PI: Panel de Información (Máquina virtual dentro del SBDS). Consola con propósitos de monitoreo local o remoto.

-CCR: Centro de Control Remoto

-IHM: Interface Humano-Máquina

-EI:Estación de ingeniería

-IED:Dispositivo Electrónico inteligente

-SIP:Sistema de interrogación de protecciones (Máquina virtual dentro del SBDS)

-SIOS:Sistema de interrogación de osciloperturbografos (Máquina virtual dentro del SBDS)

6.3 GENERALIDADES (ARQUITECTURA BASICA)

6.3.1El sistema de control para las subestaciones, consistirá de un sistema basado

en microprocesadores, comunicaciones digitales y transmisión de datos por

fibra óptica.

6.3.2El sistema de control debe permitir en general el manejo de lo siguiente:

Ordenes de apertura y cierre de los equipos de potencia (interruptores y seccionadoras con accionamiento por medio de motor).

Ordenes de subir y bajar derivaciones (“taps”) del transformador de potencia para la regulación de voltaje de las barras de distribución.



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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.



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6.3.3Estará basado en una arquitectura de control distribuido, el procesamiento del

control se llevará a cabo en cada una de las unidades de control de bahía

(UCB) de tal manera que la misma funcionará de manera independiente y

autónoma. Los equipos de control deben ser diseñados y fabricados

específicamente para ambiente de subestaciones de transmisión de energía

eléctrica.

6.3.4La unidad de control de bahía debe incluir la función de verificación de

sincronización para el cierre de los interruptores para el caso de esquema de

barras de interruptor y medio.

6.3.5Las UCBS deben tener la capacidad de hardware y software para procesar la

lógica de enclavamientos.

6.3.6El 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.

6.3.7El sistema de control solicitado se suministrará en varios tableros conteniendo

todos los equipos de control, totalmente alambrados y probados en fábrica.

6.3.8Para 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 y Gabinetes de Subestaciones TE-

2010-ET-184-001.

6.3.9Para mantener en sincronía todos los equipos de control y protección, se debe

suministrar un sistema receptor de GPS (Global Positioning System) y todos

los equipos adicionales que se requieran para este fin, la verificación de la

sincronía de las señales provenientes de los equipos de nivel 1 se debe

verificar en todos los niveles de control. La señal se propaga de una fuente

local de reloj desde nivel 2, respaldada por una o varias fuentes remotas por

medio del protocolo NTP.

6.3.10Debe tener un sistema auditivo (sonorización) independiente para

señalización de alarmas el cual deberá ser alimentado a 125 VCD y ser

escuchado en la sala de control con 100 decibeles. El sistema de control

auditivo debe permitir fijar el tiempo de activación y apagado del sonido. El

sistema SCADA posee alarma auditiva, tanto el nivel 1 como el nivel 2 tienen

alarmas auditivas.



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6.4 NIVELES DE CONTROL

6.4.1El 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. 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”: Es el nivel de integración de datos de todas las IEDs provenientes de los niveles inferiores de telecontrol, cuanta con un Servidor de Base de datos de Subestación, dentro del cual corre un sistema operativo virtual que contiene las siguientes funcionalidades: Gateway o convertidor de protocolos (máquina virtual) que permite capturar los datos de los IEDs y llevarlos a diferentes clientes mediante diferentes protocolos de subestación; EO (estación de operación), máquina virtual que permite el control local y remoto de la subestación por medio de una Interfase Humano Máquina (IHM), Servidor de Publicación Web, que permite monitorear en tiempo real y realizar consultas de eventos de subestación, PI: panel de información: permite el monitoreo alterno sin mandos de una subestación específica, SIP: máquina virtual que permite realizar interrogación remota de protecciones.

-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.

6.5 JERARQUIA DE MANDO

6.5.1La jerarquía de mando será inversa al nivel de operación, esto es que el nivel 0 de operación ostenta la mayor jerarquía de mando y el nivel tres la menor jerarquía y debe ser totalmente independiente una de otra.En los niveles de operación uno se dispondrá de los medios para conmutar la operación de Local a Remoto y viceversa.

6.6 CIERRE DE INTERRUPTORES

6.6.1El cierre de todos los interruptores de la subestación debe ser condicionado a la verificación de sincronismo (ANSI 25) y no debe haber prioridad de cierre de interruptores dentro de un mismo diámetro. Deben contemplar todos los enclavamientos para un cierre seguro sin que medie un orden preestablecido entre interruptores.



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6.6.2La función de verificación de sincronismo 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.

6.6.3La función de verificación de sincronismo deberá contemplar las cuatro condiciones que se describen:

-Barra energizada con línea energizada

-Barra energizada línea des energizada

-Barra des energizada con línea energizada

-Barra des energizada con línea des energizada

6.7 REGULACION DE VOLTAJE Y CONTROL DE PARALELISMO

6.7.1Para la operación de los transformadores reductores 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.

6.7.2Este sistema podrá implementarse empleando unidades de control UCB, siempre y cuando cumpla con la capacidad y funcionalidad requerida. Deberán tener el protocolo IEC-61850 con capacidad de gestionar mensajes goose. De igual forma la regulación puede estar incorporada dentro de las unidades de control del sistema.

6.7.3El conjunto de dispositivos utilizados para esta finalidad se ubicarán en el tablero de control de paralelismo TCP para el control de varios transformadores reductores de potencia o auto transformadores.

6.7.4El tablero de control de paralelismo de transformadores reductores de potencia, si es requerido, deberá ser entregado completo y ser parte integral del sistema de control propuesto.

6.7.5Su funcionamiento deberá considerar cuatro transformadores y un enlace de barra. Cada barra ha de incluir dos transformadores. Todos los dispositivos necesarios para el adecuado funcionamiento del control de paralelismo deberán ser ofrecidos por el fabricante como parte de los equipos.

6.7.6Las funciones que debe de realizar el sistema de regulación de voltaje y control de paralelismo serán de acuerdo a la última versión de la Manual de Control y Monitoreo de Subestaciones ICE TE-2820-NO-56-002.



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6.7.7La indicación de posición de derivaciones deberá ser enviada al SBDS como un dato de punto flotante.

6.8 SISTEMA DE MEDICION DE TEMPERATURAS

6.8.1Se deberá contar con un sistema de monitoreo remoto de temperaturas para los diferentes parámetros del transformador, que cumpla con los siguientes requerimientos:

-Los equipos IED de recepción de señal de temperatura, deberán estar distribuidos en cada transformador, y preferiblemente contar con capacidad de comunicación mediante protocolo IEC 61850 al sistema de control. Debe tener capacidad de gestionar mensajes goose.

-Se debe 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. Ver capítulo de nivel 2 de la Manual de Control y Monitoreo de Subestaciones ICE TE-2820-NO-56-002.

6.9 UNIDADES DE CONTROL DE BAHIA (UCB)

6.9.1Estarán basadas en microprocesadores, y dedicadas exclusivamente a una bahía particular de la subestación, 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 dos UCBs para recolectar alarmas generales de la subestación y el procesamiento de las indicaciones de posición de los termomagnéticos de los tableros de corriente directa.

6.9.2Cada una de las UCB debe realizar las siguientes funciones:

Adquisición de señales de indicación y alarmas con una resolución de 1 ms máximo.

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

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

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

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

Mando (apertura y cierre de interruptores de potencia y seccionadoras motorizadas, subir y bajar derivaciones de los cambiadores de los



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transformadores de potencia, activar o bloquear la función de re-cierre de los equipos de protección correspondientes a esa bahía).

Deberá tener una función de supervisión de sincronismo (sincro-check 25), empleado para habilitar la orden de cierre del interruptor.

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

Transmitir toda la información recolectada hacia los niveles superiores.

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

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

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

Debe contar con funciones de auto diagnóstico que indiquen el estado de las secciones modulares internas de las UCB.

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

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

El protocolo de comunicación y control debe ser IEC-61850, con capacidad de gestionar mensajes Goose, conformando una LAN en la que se une y comunica nivel 1 y 2. Cada UCB debe tener doble interface de comunicación para la configuración de redes. Los dos puertos pueden ser ópticos ó eléctricos en RJ-45 según la arquitectura de comunicaciones solicitada.

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.



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6.10 REQUISITOS TECNICOS DE LAS UNIDADES DE CONTROL DE BAHIA

6.10.1Entre los requisitos técnicos importantes que debe cumplir cada una de las UCB, están los siguientes:

Tensión nominal de alimentación de 125 VCD± 15%, para las entradas, las salidas y la fuente de alimentación. No se permitirá dispositivos externos para adecuar el voltaje de operación.

Cumplir con las normas indicadas en la sección 3 DOCUMENTOS APLICABLES.

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 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.

El panel deberá ser del tipo LCD. Se permite que sea tipo “touchscreen” o con pulsadores de selección, con contenido programable por el usuario en forma gráfica y de texto.

La UCB deberá tener asociado un sistema de medición trifásico a cuatro hilos con una clase 0.5 o inferior 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 son de 1 amperio para corriente y 100 voltios entre fases para tensión.

La UCB debe tener sus entradas digitales con acopladores ópticos y las salidas digitales por medio de relevadores que brinden aislamiento galvánico.

Los contactos de salida deben tener una capacidad mínima de 5A continuos, una capacidad interruptiva de 8A continuos y 30A por 0.5 segundos.

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

Todas las UCB 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.

Las unidades de control con funciones de protección de los circuitos de distribución que deberán tener al menos 32 entradas binarias digitales y 12 salidas de relé de mando, totalmente libres y disponibles.



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6.11 REQUISITOS TECNICOS DE LOS EQUIPOS DE NIVEL 2 O DE SUBESTACION

6.11.1Este nivel debe cumplir con las tareas de captura de información de todo IED, 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, máquina para la interrogación de protecciones de la subestación y cualquier otro elemento que forme parte de la plataforma de virtualización de los sistemas de control distribuidos de subestación.

6.11.2En este nivel el contratante 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, 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 (EO) para lo cual se utilizará 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.

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 texto vía correo electrónico o SMS en el momento en que se presente una alarma.



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6.12 SERVIDOR DE BASE DE DATOS DE SUBESTACION

6.12.1Deberá suministrarse un servidor en el cual existirá un sistema virtualizado utilizando para ello VMware ESXI que sea acorde a la versión utilizada por el contratante. Este equipo deberá tener máquinas virtuales en las 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, Panel de Información y máquina virtual para el monitoreo y gestión de protecciones y máquina virtual con la estación de operación de la subestación.

6.13 FUNCION DE SCADA DE LA EO

6.13.1El SCADA permite la supervisión y control local de todas las operaciones relacionadas con el control, medición realizada dentro de la subestación. También garantiza el acceso remoto para el telemando de la subestación desde el Centro de Control de Energía, esta función es posible por medio de una interfaz humano-máquina ejecutada sobre un computador (Máquina Virtual), es posible monitorear de forma integral eventos, alarmas, análisis, visualización y control de la información adquirida desde los IED´s que gobiernan las bahías de la subestación.

6.14 GATEWAY (CONVERTIDOR DE PROTOCOLOS)

6.14.1La máquina virtual denominada Gateway deberá ser el equipo integrador de todos los dispositivos electrónicos inteligentes de nivel uno, por medio del protocolo IEC-61850, y deberá tener la capacidad de entregar los datos a los diferentes centros de control por medio de protocolos IEC 101, IEC 104,OPC master/slave y 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 capaz de ser integrado al sistema de control vía protocolo de comunicación IEC 61850 o protocolo IP.

6.14.2Establece 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 1 tales como IED, equipos de medición, relés de protección, y los demás equipos de control de nivel 1.

6.14.3Debe permitir el monitoreo y control remoto de las subestaciones, a través de la transferencia de estados, control, mediciones, contadores, etc., entre el GATEWAY local y los centros de monitoreo y control remoto.

6.14.4Debe gestionar la jerarquía de mando de la subestación entre niveles 2 y superiores. Además debe tener un PLC (Programable Logic Controller-Software) virtual para realizar procesamientos lógicos con las variables



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recibidas y enviadas a través de los protocolos de comunicación, de acuerdo al estándar IEC61131-3.

6.14.5Debe procesar y permitir en su totalidad la configuración de los siguientes protocolos: DNP3.0, DNP3.0 sobre TCP-IP, IEC 60870-5-101, IEC 60870-5-104, IEC 61870-5-103, IEC 61850, SNMP y protocolos vía TCP/IP que permitan comunicación para futuras expansiones del sistema.

6.14.6Debe 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.

6.15 SCADA WEB DE LA SUBESTACION

6.15.1En este equipo virtual deberá estar ejecutando una aplicación con la información del SCADA de la subestación encargada de publicar en páginas WEB toda la información en tiempo real para monitoreo de la subestación. Además 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) en bases de datos abiertas de modo que clientes remotos puedan tener acceso a los datos para monitoreo mediante páginas WEB. Las bases de datos serán abiertas SQL, Oracle.

6.16 MAQUINA VIRTUAL PARA INTERROGACION DE PROTECCIONES

6.16.1El 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.

6.17 MAQUINA VIRTUAL PARA INTERROGACION DE OSCILOPERTURBOGRAFOS

6.17.1El equipo virtual denominado máquina de interrogación de osciloperturbografos 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.

6.18 MAQUINA VIRTUAL CON EL PANEL DE INFORMACION

6.18.1Máquina virtual instalada en el servidor que funcionará 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.

6.18.2Por 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



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Área de Operación de la UENTE, y el nivel remoto a cargo de los operadores del CENCE (nivel 3).

6.18.3Del Gateway de la subestación se conectará un equipo identificado como panel de información que deberá ser un cliente delgado (Thin Client) en el cual se desplegarán todas las informaciones de la subestación a través del SCADA local. Para la conexión de este equipo el oferente deberá entregar las licencias correspondientes que permitan la conexión del equipo al servidor utilizando VMware.

6.18.4El servidor deberá contar con mecanismo de auto recuperación que permita restaurar de manera rápida el sistema.

6.19 CARACTERISTICAS TECNICAS DEL SERVIDOR

6.19.1Las siguientes características técnicas corresponden a los requerimientos minimos necesarios y para cada obra serán detalladas en el alcance de suministro.

-Procesadores:

-Modelo: dos procesadores de última tecnología -Frecuencia del CPU: mínima 2.8Ghz o superiores -Núcleos: 6 o superiores -L3 Memoria Cache: 12MB -Compatible con memoria DDR3 de 1333 MHz o superior

-Memoria RAM:

-Cantidad: 36GB mínimo -Distribución: 18 tarjetas de 2GB, o similar -Velocidad: 800Mhz -Tipo: Single Rank DDR3, RDIMM

-Tarjeta Controladora de discos duros:

-SAS6/IR Integrada -x6 Chassis -Memoria mínima: 1GB

-Discos duros:

-2 discos duros de 2 Terabyte Tipo SATA3.5" Hot Plug -Arreglo: en espejo (RAID1) -Revoluciones: 7.2KRPM

-Interfaces de red:



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

-Unidad lectora y escritura DVD/CD:

-Una unidad de DVD-ROM +/- Doble Capa, de 16x o superior, con capacidad de multisesiones, compatible con VMWARE, Windows XP, Windows7, capacidad de leer CD’s y DVD reescribibles, interfaz IDE o SATA

-Puertos seriales RS-232 C:

-3 puertos seriales que cumplan con el estándar RS-232C y que maneje velocidades superiores a los 19200 bps, opto acoplados. 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

-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

-Fuentes de energía:

-Debe contar con 2 fuentes de poder de 870 watts en modo redundante si el fabricante lo recomienda o advierte -Voltaje: 110 voltios (corrientealterna) -Frecuencia: 60 hertz -Con capacidad suficiente para alimentar la máxima configuración del servidor

-Chasis:

-Para discos duro -Acondicionado para montaje tipo RACK en tableros de dimensiones 60x80cm -Leds frontales para monitorear condiciones básicas y críticas del servidor -Debe contar con rieles deslizantes y brazos para sostener y canalizar cables -Similar o superior al modelo PowerEdge R710 de DELL

-Interfaz de video: Interfaz standard indicada por el fabricante para la salida del VGA



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-Sistema Operativo:

-Debe ser suministrado con la última versión de Vmware ES Xi publicada por

VMware y su respectivo licenciamiento para VMwarev Sphere Enterprise

para 2 CPU físicos

-Por ningún motivo debe proporcionarse algún sistema operativo de Microsoft

ya que el ICE cuenta con licenciamiento

-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)

-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

6.20 HARDWARE PARA LA ESTACION DE OPERACIÓN (EO)

6.20.1Las siguientes características técnicas corresponden a los requerimientos minimos necesarios y para cada obra serán detalladas en el alcance de suministro.

6.20.2La estación de operación del sistema (E.O.) de control de la subestación deberá tener como mínimo las siguientes características:

a. 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

b. Procesador: De última tecnología

c. Memoria RAM: 4GB DDR3 SDRAM, Frecuencia:1333MHz, 2 DIMMs, o superior

d. Dos interfaces de video por CPU integrada, capaz de brindar una resolución de 1980x900 (full HD) cada interfaz. Salida VGA o HDMI. Que soporte video



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en alta definición. Deberá tener la capacidad de soportar dos monitores en modo de único escritorio para el sistema operativo

e. 2 Interfaces de red giga Ethernet con soporte PCoIP (1GB/s)

f. Disco duro interno de 500 Giga bytes, tipo SATA

g. Unidad óptica de CD/DVD con capacidad de escritura

h. Mínimo cuatro puertos USB

i. Mouse con interfaz USB

j. Teclado con distribución de teclas para Latinoamérica, interfaz USB

k. Monitor pantalla plana de 32 pulgadas con interfaz VGA y HDMI, resolución de 1980x900 Full HD a 60hz, tecnología LCD o LED, widescreen

l. Se debe entregar dos equipos de los antes descritos. Uno será para la Estación de Operación y el otro se instalará en el tablero del Servidor de Base de Datos como panel de información. Para el caso del PI el monitor deberá ser de 19 pulgadas, se aceptar monitor descreen

m. 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

6.21 SOFTWARE

6.21.1El 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 (Se requieren a nivel 1) 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 requieran deberán ser entregados con sus respectivos manuales y documentación adicional que se requiera.

6.21.2El software será para ambiente Windows Server y Windows Desktop (Windows 7,8,8.1. o superior), (2008, 2012 Server o superior) 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.

6.21.3Se 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



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alguna licencia si se requiere, con el fin de darle una continuidad optima al sistema de control.

6.22 GPS

6.22.1 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.

-Características técnicas de los GPS:

-Equipo Externo

-Módulo receptor de la señal GPS

−Módulo con 3 interfaces de red de 10/100Mb 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, o H, DC level-shift

−Display LCD o superior

−Funciones de tiempo: UTC o 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. Doble puerto

-Debe traer el manual de operación y configuración

-Como referencia el equipo debe ser igual o superior al equipo Modelo 1084B de

Arbiter System

6.23 INVERSORES

6.23.1Se solicitan dos (2) inversores de 125 VCD / 120 VAC, los cuales se han de

instalar en un tablero independiente, denominado “IACS” y otro más para ser

instalado en la ubicación de la EO.



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6.23.2Cada uno de estos 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. El equipo trabajará en forma normal con 125 VCD y en caso de eventualidad deberá conmutar en forma automática e ininterrumpida a la fuente de AC. Conforme a la curva CBEMA para equipo de cómputo

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 1600 W.

De existir dos bancos de baterías se deberá instalar un inversor independiente a cada banco de baterías



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6.24 SWITCHES PARA REDUNDANCIA DE RED

6.24.1 PARA REDES EN COBRE-UTP

6.24.1.1Se requiere el suministro de mínimo 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 según normativa vigente y sus enmiendas actualizadas

Cada switch debe tener al menos 24 puertos en RJ 45 y 2 puertos ópticos F.O monomodo y 2 puertos multimodo, 2 puertos Gigaethernet F.O.

6.24.2 PARA REDES FIBRA OPTICA

6.24.2.1Se requiere el suministro de al menos 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 según normativa vigente y sus enmiendas actualizadas

Cada switch debe tener al menos 8 puertos en RJ 45 y 4 puertos ópticos F.O monomodo y 4 puertos multimodo, 2 puertos Gigaethernet F.O

6.24.3EN GENERAL

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 con tolerancia de 15%, doble fuente independiente

Aprendizaje automático, negociación y detección de crossover

Control de acceso de redes basado en puertos (802.1x)

VLAN (802.1Q)

Monitoreo remoto (RMON)

Password multiusuario

Normas:

*IEEE 1613 clase 2

*IEC 61850-3

*IEC 61800-3

*IEC 61000-6-2



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*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)

6.25 RED DE COMUNICACIONES

6.25.1La 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.

6.25.2El 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.

6.25.3Los 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.

6.25.4A cada uno de estos switches se han de conectar todas las protecciones y las unidades de control.

6.25.5Los medios físicos de conexión deberán ser los siguientes:

a) Para comunicar las protecciones y las UCB a los switches, se debe emplear como medio fibra óptica multimodo o cable UTP-RJ45 según los equipos adquiridos.

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.



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c) La conexión entre los switches se debe realizar en fibra óptica.

d) El protocolo de la red de campo debe ser IEC-61850.

6.25.6Los cables de fibra óptica, los patchcords 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, deben ser incluidos en el suministro.

6.25.7Todos 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.

6.26 HERRAMIENTAS

6.26.1El oferente debe cotizar en su oferta todas las herramientas de hardware y software que sea necesaria 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.

6.27 SERVICIOS DE PUESTA EN MARCHA

6.27.1Se deben cotizar los servicios de parametrización y puesta en servicio del sistema de control para asegurar el funcionamiento de los equipos instalados. El adjudicatario será responsable por la integración de todos los componentes del sistema y su buen funcionamiento como conjunto. Se deberá incluir dentro de la cotización cualquier gasto adicional que se requiera.

6.28 PRUEBAS

6.28.1Se deben realizar pruebas en fábrica sobre los equipos suministrados donde incluirán las pruebas de funcionalidad. En caso de contratación de servicios de parametrización e integración se harán las pruebas de equipos, las indicaciones, mandos, enclavamientos, alarmas, eventos u otras pruebas solicitadas de previo por el contratante desde los equipos de nivel uno (IEDs) hasta los centros de control remoto (nivel tres) por medio de simulación de los equipos externos. Las pruebas deberán coordinarse con al menos un mes de anticipación entre las partes, donde se aprobarán las pruebas a realizar y sus protocolos.

6.28.2El adjudicatario debe incluir en su cronograma las pruebas en sitio de todos los equipos que integran el sistema de control.

6.28.3Si además se solicita el servicio de parametrizacion y puesta en servicio del sistema de control, se deberán incluir pruebas funcionales de integración del



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sistema tales como mediciones, indicaciones, mandos y enclavamientos a nivel de bahía, la integración de todas las bahías a nivel de E.O. y a nivel de CCR; aceptando simulación del protocolo para este último.

6.28.4Se deberá entregar el protocolo de pruebas a realizar, con al menos quince días hábiles de anticipación. Las pruebas podrán realizarse hasta que el protocolo sea aprobado.

6.29 INFORMACION A ENTREGAR POR EL CONTRATISTA

6.29.1En esta sección se enumeran todos los documentos que debe de entregar junto con la oferta. Toda la información solicitada se debe entregar en formato digital y dos copias impresas. Esto será un requisito necesario.

6.29.2Esta documentación deberá entregarse en idioma español.

6.29.3Debe entregarse:

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. Se acepta como segunda opción el idioma inglés.

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 de los equipos a entregar (unidades de control, relés de protección, medidores, etc.).

Formularios de datos técnicos.

Cronograma detallado de puesta en marcha

6.30 INFORMACION TECNICA A ENTREGAR CON LOS EQUIPOS

6.30.1Para todos los equipos que se describen en esta fórmula se debe entregar toda la información técnica en español o inglés como segunda opción, se debe entregar:

Planos de todos los tableros en formato digital autocad DWG (Auto Cad 2007) (digital en .dwg y tres copias impresas de cada uno).

Manuales del software entregado (digital en pdf y dos copias impresas de cada uno).

Manuales de todos los equipos que conforman el sistema (digital en pdf y dos copias impresas de cada uno).



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Dos copias impresas de planos funcionales que incluyanel detalle del alambrado y tablas de alambrado del sistema en formato pdf ó Excel. Las mismas deben ser entregadas en las diferentes etapas del proyecto.

En caso de que se contrate la parametrización e integración se deberá suministrar los diagramas lógicos funcionales del proyecto en formato autocad DWG, (digital y dos copias impresas).

6.31 DISPOSICION DE LOS EQUIPOS, TABLERO SBDS

6.31.1Se deberá suministrar un tablero que contendrá debidamente instalado el servidor de base de datos descrito anteriormente y un computador cliente liviano (thin client) completo, de los especificados con las características de la EO.

6.31.2El tablero deberá ser suministrado por el fabricante del servidor, de lo contrario, certificado por escrito y/o recomendación del fabricante.

6.31.3Debe ser completamente cerrado y contar con puertas delantera y trasera con llave única.

6.31.4Debe garantizar que no se recalentará el servidor y demás equipos, con mecanismos como parrillas para facilitar el flujo del aire y abanicos debidamente energizados.

6.31.5El tablero debe traer sistema de montaje para el servidor similar o superior al sistema de rack Sliding Ready Rails™ de la marca DELL u otro tipo de rack estándar para montaje de servidores en Datacenters.

6.31.6Debe instalarse el monitor del thin client en la parte frontal del tablero.

6.31.7Debe instalarse una bandeja que se deslice hacia afuera paratener acceso al teclado y mouse del thin client por el frente del tablero.

6.31.8El CPU del thin client debe instalarse dentro del tablero.

6.31.9Debe contar con conductos especiales internos para los cables de potencia y los cables de red. La entrada de dichos cables al servidor debe ser por la parte superior del tablero.

6.31.10El CPU, monitor, teclado y mouse deben quedar debidamente interconectados.

6.31.11El servidor, monitor y CPU debe ser energizado directamente del inversor respectivo. Los cables de potencia y de red, deben quedar correctamente canalizados.



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6.32 DISPOSICION DE LOS EQUIPOS, TABLERO IACS

6.32.1Se deberá suministrar un tablero que contendrá debidamente instalados los dos inversores descritos anteriormente.

6.32.2Debe ser completamente cerrado y contar con puertas delantera y trasera con llave única.

6.32.3Debe garantizar que no se recalentará internamente, con mecanismos como parrillas para facilitar el flujo del aire y abanicos debidamente energizados.

6.32.4Debe 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.

6.32.5La 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.

6.32.6Los cables de potencia y de red deben de estar correctamente canalizados.

6.32.7El color de la pintura es el normalizado según el código: RAL7032.

6.32.8Deberá cumplir con las especificaciones técnicas para tableros y gabinetes de este cartel.

6.33 DIAGRAMAS DE DISTRIBUCION DE LOS EQUIPOS EN LOS TABLEROS



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6.34 NORMAS

6.34.1Los 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.

6.34.2La 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.

6.35 PRUEBAS DE INTERFERENCIAS Y AISLAMIENTO

6.35.1Las interfaces 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)

6.36 CONDICIONES CLIMATICAS

6.36.1Debe cumplir con lo siguiente:

-IEC 60057 (CO) 22:



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*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.

6.37 CONDICIONES MECANICAS

6.37.1Debe cumplir con:

-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.

**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.

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

6.38.1 DIMENSIONES DE LAS PANTALLAS

6.38.1.1La pantalla de despliegue de la IHM deberá contemplar el detalle completo del unifilar de la subestación, con una resolución superior 1980x900



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pixeles. En caso de requerirse, el oferente podrá suministrar una configuración de más de un monitor.

6.38.2SISTEMA DE NAVEGACIÓN DE LA ESTACIÓN DE OPERACIÓN

6.38.2.1El sistema de navegación debe cumplir con todo lo establecido en la normativa de control referenciada al inicio de este documento.

6.39 ALARMA AUDITIVA

6.39.1La 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.

6.39.2El equipo deberá contar con tarjeta de sonido y parlantes para reproducir esta señal.

6.40 ADMINISTRACIÓN DE USUARIOS

6.40.1El 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.

6.40.2Este 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

6.40.3El sistema no deberá permitir la salida del IHM al sistema operativo. El diagrama unifilar deberá estar siempre desplegado y se podrá acceder al sistema operativo únicamente mediante un acceso protegido con contraseña de administrador.

7 DOCUMENTOS DE REFERENCIA

No Aplica

8 CONTROL DE CAMBIOS

No aplica



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9 CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN

ELABORÓ

DEPENDENCIA

Pablo Quirós Rojas Proceso Calidad del Sistema, Negocio Transmisión

Oscar Agüero Calderón Proceso Calidad del Sistema, Negocio Transmisión

Julio Umaña Angulo Proceso Calidad del Sistema, Negocio Transmisión

Rolando Alvarez Mejía Area Mantenimiento Protección y Medición, Proceso Gestión de la Red Transmisión Central

Jeffrey Cordero Leitón Area Mantenimiento Protección y Medición, Proceso Gestión de la Red Transmisión Central

Carlos Umaña Fernández Area Mantenimiento Protección y Medición, Proceso Gestión de la Red Transmisión Central

David Chavarría Zamora Area Mantenimiento Protección y Medición , Proceso Gestión de la Red Transmisión Central

Ezequiel Delgado Esquivel Area Mantenimiento Protección y Medición, Región Proceso Gestión de la Red Transmisión Central

Cristian Gómez Pereira Area Mantenimiento Protección y Medición, Proceso Gestión de la Red Transmisión Huetar Brunca

Ignacio Villalobos Gonzalez Area Mantenimiento Protección y Medición, Proceso Gestión de la Red Transmisión Huetar Brunca

Pedro Solórzano Espinoza Area Mantenimiento Protección y Medición, Proceso Gestión de la Red Transmisión Chorotega

Carlos Jiménez Ureña Area Mantenimiento Protección y Medición, Proceso Gestión de la Red Transmisión Chorotega

Rodrigo Guerrero Jiménez Control de Subestaciones , Proceso Gestión de la Red Transmisión Central

Alejandro Mata Castro Comunicaciones , Proceso Gestión de la Red Transmisión Central

Juan Carlos Jiménez Valverde

Centro Servicio Diseño, Control y Automatización, UEN PySA

Alvaro Garita Herrera Centro Servicio Diseño, Control y Automatización, UEN PySA

Martín Galera Lippi Area Mantenimiento Protección y Medición, Proceso Gestión de la Red TransmisiónChorotega

REVISÓ DEPENDENCIA

Vinicio Vargas Bonilla Área Mejoramiento de la Gestión y Calidad Negocio Transmisión



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APROBO FIRMA FECHA

Ing. Manuel Balmaceda García Director General Negocio Transmisión

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