ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. GERENCIA DE TRANSMISION Y DISTRIBUCION UNIDAD DE ADMINISTRACION DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION
TERMINOS DE REFERENCIA LICITACIÓN PÚBLICA No. GTD-USD-992-0001-2009 PROYECTO SCADA DE LA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P.
Bucaramanga, Enero de 2009 Página 1 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Contenido
CAPÍTULO 1: CONDICIONES GENERALES ...................................................................14 1
NATURALEZA JURIDICA DE LA ESSA ESP ...............................................................14
2
RÉGIMEN JURIDICO APLICABLE ..............................................................................14
3
DEFINICIONES ..........................................................................................................14
4
OBJETO DE LA INVITACIÓN ......................................................................................15
5
DOMICILIO CONTRACTUAL ......................................................................................15
6
IDIOMA DE LA PROPUESTA ......................................................................................15
7
INVALIDEZ DE INFORMACIONES PREVIAS..............................................................15
8
DISPONIBILIDAD PRESUPUESTAL...........................................................................15
9
PLAZO DE EJECUCIÓN DEL CONTRATO .................................................................15
10
PRESUPUESTO OFICIAL...........................................................................................15
11
IMPUESTOS...............................................................................................................16
12
GASTOS ....................................................................................................................16
13
CORRESPONDENCIA................................................................................................16
14
VALOR DE LOS TÉRMINOS DE REFERENCIA ..........................................................17
15
CRONOLOGÍA DEL PROCESO ..................................................................................17
16
PUBLICACION PÁGINA WEB DE LOS TERMINOS DE REFERENCIA........................18
17
PUBLICACION DE LA INVITACIÓN PÚBLICA EN PERIODICO DE ALTA CIRCULACIÓN Y EN PÁGINA WEB ............................................................................18
18
PERÍODO DE INSCRIPCIÓN ......................................................................................18
19
CIERRE DE LA INVITACIÓN PÚBLICA Y APERTURA DE URNA ................................18
20
CONSORCIOS Y/ O UNIONES TEMPORALES...........................................................19
21
CONDICIONES MÍNIMAS DE PARTICIPACIÓN..........................................................19
22
OTROS DOCUMENTOS DE LA PROPUESTA ............................................................23
22.1 CAPITAL DE TRABAJO .............................................................................................25 22.2 ÍNDICE DE LIQUIDEZ:...............................................................................................25 22.3 ÍNDICE DE ENDEUDAMIENTO: ................................................................................26 23
INTERPRETACION Y ACLARACIONES A LOS TERMINOS DE REFERENCIA...........26
24
ENTREGA DE PROPUESTAS ....................................................................................27
25
SELLADO Y MARCACION DE PROPUESTAS ............................................................27
26
IRREVOCABILIDAD DE LA PROPUESTA...................................................................27
27
EVALUACIÓN DE PROPUESTAS...............................................................................28 Página 2 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
28
CALIFICACION DE PROPUESTAS.............................................................................28
28.1 ANÁLISIS PRELIMINAR DE PRECIOS ......................................................................28 28.2 EVALUACIÓN DE OFERTAS.....................................................................................28 28.3 EMPATE ....................................................................................................................31 29
RECHAZO DE PROPUESTAS ....................................................................................31
30
DECLARATORIA DE DESIERTA O REVOCACIÓN DEL PROCESO DE SELECCIÓN ...............................................................................................................31
31
ADJUDICACIÓN DEL CONTRATO .............................................................................31
32
PERFECCIONAMIENTO DEL CONTRATO .................................................................31
33
GARANTÍAS ...............................................................................................................32
34
DEVOLUCIÓN DE LA GARANTÍA DE SERIEDAD .......................................................33
35
FORMA DE PAGO ......................................................................................................33
36
SOLUCION DE CONTROVERSIAS ............................................................................34
37
LEGISLACIÓN SOBRE SALUD OCUPACIONAL.........................................................34
38
LEGISLACIÓN SOBRE PRESERVACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE ............................34
39
DAÑOS Y PERJUICIOS ..............................................................................................35
40
CAUSAL DE ELIMINACION DEFINITIVA ....................................................................35
41
INFORMACIÓN ADICIONAL .......................................................................................36
CAPÍTULO 2: OBJETIVO Y ALCANCE GENERAL...........................................................37 1
OBJETIVO ..................................................................................................................37
2
ALCANCE GENERAL .................................................................................................37
2.1
COMUNICACIONES ENTRE EL CENTRO DE CONTROL Y LAS SUBESTACIONES DE LA ESSA ESP .......................................................................37 CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA .................................................................38 SOLUCIÓN SCADA DEL CENTRO DE CONTROL ....................................................38 MODERNIZACIÓN DE PROTECCIONES Y MEDIDA ................................................39 INTEGRACIÓN DE IEDS DE CADA SUBESTACIÓN .................................................39 DISEÑO ARQUITECTÓNICO E IMPLEMENTACIÓN DEL ÁREA DEL CENTRO DE CONTROL ...........................................................................................................40
2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 3
ASPECTOS GENERALES DE LA PROPUESTA .........................................................41
3.1 3.2 3.3 3.4
INGENIERÍA DE DETALLE ........................................................................................41 MONTAJE..................................................................................................................41 CAPACITACIÓN Y TRANSFERENCIA DE TECNOLOGÍA .........................................41 CONTROL DE CALIDAD ...........................................................................................43
CAPÍTULO 3: COMUNICACIONES..................................................................................44 1
ALCANCE...................................................................................................................44
2
INTERCONEXIÓN DE SUBESTACIONES CON TECNOLOGÍA SATELITAL ...............47
2.1
ELEMENTOS A SUMINISTRAR.................................................................................47 Página 3 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
2.2
TECNOLOGÍA SATELITAL ........................................................................................48
3
ENLACES DE FIBRA ÓPTICA.....................................................................................49
3.1 3.2
CONECTORES..........................................................................................................49 NORMAS ...................................................................................................................49
4
ESTABLECIMIENTO DE ENLACES VIA GPRS PARA AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES......................................................................................................50
4.1 4.2 4.3 4.4
TELECOMUNICACIONES – INTERCONEXIÓN FÍSICA ............................................53 FUNCIONES DE RED................................................................................................53 TECNOLOGÍA ...........................................................................................................55 ELEMENTOS A SUMINISTRAR.................................................................................55
5
EQUIPOS ACTIVOS DE COMUNICACIÓN .................................................................56
6
RACKS PARA MANEJO DE CABLE ............................................................................57
7
CONTROLADOR LOGICO PROGRAMABLE PLC.......................................................59
7.1 7.2
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS: ..............................................................................59 FUENTE DE ALIMENTACIÓN DEL PLC ....................................................................59
CAPÍTULO 4: SISTEMA DE MEDICIÓN Y REGISTRO DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA. ...........................................................................60 1
ALCANCE. ..................................................................................................................60
2
DOCUMENTOS PARA PRESENTAR EN LA PROPUESTA .........................................61
3
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS ...............................................................................62
3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6
MEDIDORES .............................................................................................................62 SOFTWARE DE GESTIÓN DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA ................71 EQUIPOS INFORMÁTICOS.......................................................................................79 TABLEROS DE INTEGRACIÓN.................................................................................80 SOPORTE TÉCNICO.................................................................................................86 CAPACITACIONES ...................................................................................................87
4
ACLARACIONES PARA EL MONTAJE Y PUESTA EN SERVICIO...............................88
4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7
NORMAS DE REFERENCIA ......................................................................................88 ACTIVIDADES PRINCIPALES ...................................................................................89 EQUIPOS, HERRAMIENTAS Y MATERIALES...........................................................90 PLANOS ....................................................................................................................90 PROCEDIMIENTOS DE MONTAJE ...........................................................................91 CONEXIONES A TIERRA ..........................................................................................91 REPARACIÓN DE EQUIPOS DETERIORADOS ........................................................91
5
DESCRIPCIÓN DE LOS PUNTOS DE MEDIDA Y ELEMENTOS DE CORTE ASOCIADOS POR SUBESTACIÓN ............................................................................92
5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6
SUBESTACIÓN BARBOSA .......................................................................................92 SUBESTACIÓN CIMITARRA .....................................................................................93 SUBESTACIÓN SAN GIL...........................................................................................93 SUBESTACIÓN SOCORRO ......................................................................................94 SUBESTACIÓN TERMOBARRANCA ........................................................................94 SUBESTACIÓN SAN SILVESTRE .............................................................................94 Página 4 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
5.7 5.8 5.9 5.10 5.11 5.12 5.13 5.14 5.15 5.16 5.17 5.18 5.19 5.20 5.21 5.22 5.23 5.24 5.25 5.26 5.27 5.28 5.29 5.30 5.31 5.32 5.33 5.34 5.35 5.36 5.37 5.38 5.39 5.40 5.41 5.42 5.43 5.44 5.45 5.46 5.47 5.48 5.49 5.50 5.51 5.52 5.53 5.54 5.55 5.56 5.57
SUBESTACIÓN SAN ALBERTO ................................................................................94 SUBESTACIÓN LIZAMA............................................................................................95 SUBESTACIÓN SABANA ..........................................................................................95 SUBESTACIÓN PARNASO .......................................................................................95 SUBESTACIÓN BUENOS AIRES ..............................................................................96 SUBESTACIÓN PALENQUE .....................................................................................96 SUBESTACIÓN NORTE ............................................................................................96 SUBESTACIÓN MINAS .............................................................................................97 SUBESTACIÓN SUR .................................................................................................97 SUBESTACIÓN PRINCIPAL ......................................................................................97 SUBESTACIÓN BUCARICA ......................................................................................98 EL BOSQUE ..............................................................................................................98 SUBESTACIÓN BUCARAMANGA .............................................................................98 SUBESTACIÓN PALOS.............................................................................................99 PLANTA CALICHAL...................................................................................................99 SUBESTACIÓN FLORIDA .........................................................................................99 SUBESTACIÓN CONUCO .........................................................................................99 SUBESTACIÓN CANEYES......................................................................................100 PLANTA SERVITA ...................................................................................................100 PLANTA ZARAGOZA...............................................................................................100 SUBESTACIÓN GARCIA ROVIRA...........................................................................100 PLANTA PALMAS....................................................................................................101 VADO REAL ............................................................................................................101 OIBA ........................................................................................................................101 SAN VICENTE .........................................................................................................101 ZAPATOCA .............................................................................................................102 LA GRANJA .............................................................................................................102 VELEZ .....................................................................................................................102 SUCRE ....................................................................................................................102 EL CARMEN ............................................................................................................103 PUERTO ARAUJO...................................................................................................103 POZO NUTRIAS ......................................................................................................103 CUCHILLA DEL RAMO ............................................................................................103 CONTRATACIÓN ....................................................................................................103 LANDAZURI ............................................................................................................104 CHARALA ................................................................................................................104 LLANO GRANDE .....................................................................................................104 CAPITANEJO ..........................................................................................................104 SAN ANDRES..........................................................................................................105 CABECERA .............................................................................................................105 SAN CRISTOBAL ....................................................................................................105 MESA DE LOS SANTOS .........................................................................................105 ACUARELA .............................................................................................................106 BELLAVISTA ...........................................................................................................106 VILLAS ....................................................................................................................106 MATANZA................................................................................................................106 CALIFORNIA ...........................................................................................................107 RIONEGRO .............................................................................................................107 EL CERO .................................................................................................................107 TRINCHERAS..........................................................................................................107 LA ESPERANZA ......................................................................................................108 Página 5 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
5.58 5.59 5.60 5.61 5.62 5.63 5.64 5.65 5.66 5.67 5.68 5.69 5.70 5.71 5.72 5.73 5.74 5.75 5.76
SAN MARTIN...........................................................................................................108 SANTA CATALINA...................................................................................................108 SAN PABLO ............................................................................................................108 CANTA GALLO ........................................................................................................109 CIENAGA ................................................................................................................109 LA FERIA.................................................................................................................109 SAN RAFAEL...........................................................................................................109 EL LLANITO ............................................................................................................110 EL BAMBU...............................................................................................................110 LAGUNA ..................................................................................................................110 CAFÉ CORRIENDO .................................................................................................110 VIJAGUAL ...............................................................................................................110 KM 8 ........................................................................................................................111 PUENTE SOGAMOSO ............................................................................................111 LEBRIJA ..................................................................................................................111 BERLIN....................................................................................................................111 CAMPO 22...............................................................................................................112 SANTA ANA ............................................................................................................112 SAN JOSE DE PARE...............................................................................................112
CAPÍTULO 5: SCADA ....................................................................................................113 1
INFRAESTRUCTURA DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA ESSA ESP ......................113
2
SISTEMAS ACTUALES DE APOYO A LA OPERACIÓN ............................................113
2.1 2.2 2.3
REGISTRO DE EVENTOS EN LAS RED .................................................................113 ANÁLISIS DE FALLAS .............................................................................................114 ANÁLISIS DE LA RED. ............................................................................................115
3
INFRAESTRUCTURA DE COMUNICACIONES DE LA ESSA ESP ............................115
4
OBJETIVO ................................................................................................................115
5
NORMAS QUE SE APLICAN.....................................................................................116
5.1 5.2
EN GENERAL ..........................................................................................................116 EN PARTICULAR: ...................................................................................................116
6
DEFINICIONES ........................................................................................................117
6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9 6.10 6.11 6.12 6.13 6.14 6.15
APLICACIÓN SCADA. .............................................................................................117 CENTRO DE CONTROL DE OPERACIÓN DE DISTRIBUCIÓN...............................117 COMPATIBILIDAD ...................................................................................................117 COMUNICACIÓN A NIVEL INFERIOR.....................................................................117 COMUNICACIÓN A NIVEL SUPERIOR ...................................................................117 CONJUNTO REDUNDANTE DE DISCOS INDEPENDIENTES (RAID1) ...................118 IED (DISPOSITIVO ELECTRÓNICO INTELIGENTE) ...............................................118 "DRIVER" DE APLICACIÓN .....................................................................................118 EVENTO ..................................................................................................................118 FIREWALL ...............................................................................................................118 FUNCIONES LÓGICAS PROGRAMABLES. ............................................................118 GIS ..........................................................................................................................118 GPS .........................................................................................................................118 HARDWARE ............................................................................................................119 "HOT STAND BY" ....................................................................................................119 Página 6 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
6.16 6.17 6.18 6.19 6.20 6.21 6.22 6.23 6.24 6.25 6.26 6.27 6.28 6.29 6.30 6.31 6.32 6.33 6.34 6.35
“HOT SWAP” ...........................................................................................................119 INTERFAZ ...............................................................................................................119 INTERFAZ DE DATOS ............................................................................................119 INTERFAZ HUMANO MÁQUINA (HMI). ...................................................................119 ISO ..........................................................................................................................119 LAN .........................................................................................................................119 MTBF.......................................................................................................................119 MTTF .......................................................................................................................119 MTTR ......................................................................................................................119 NTP .........................................................................................................................120 OSI ..........................................................................................................................120 PROTOCOLO ..........................................................................................................120 RUTEADOR.............................................................................................................120 SISTEMA ABIERTO .................................................................................................120 SCADA ....................................................................................................................120 SNMP ......................................................................................................................120 SOFTWARE ............................................................................................................120 SWITCH ..................................................................................................................120 UCM ........................................................................................................................120 RTU .........................................................................................................................120
7
SISTEMA DE PROYECCIÓN ....................................................................................121
7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6
MATRIZ DE CUBOS DE RETROPROYECCIÓN (VIDEOWALL) ..............................121 RETROPROYECTOR ..............................................................................................122 PEDESTALES .........................................................................................................122 SERVIDOR DE IMÁGENES .....................................................................................122 SOFTWARE DE ADMINISTRACIÓN DEL VIDEOWALL ...........................................123 CONSUMIBLES .......................................................................................................124
8
CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES UNIDAD CENTRAL MAESTRA. ...............................................................................................................124
8.1 8.2
ARQUITECTURA Y CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA. .......................................125 DESCRIPCIÓN DE LOS ELEMENTOS FUNCIONALES DE LA UNIDAD CENTRAL MAESTRA. .............................................................................................127 8.3 EQUIPAMIENTO (HARDWARE). .............................................................................128 9
MÓDULOS DE SOFTWARE .....................................................................................135
9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6
SERVIDOR SCADA .................................................................................................135 SERVIDOR DE HISTÓRICOS..................................................................................140 SERVIDOR DE SEGURIDAD INFORMÁTICA..........................................................140 MÓDULO DE ADMINISTRACIÓN. ...........................................................................144 EDITOR GRÁFICO ..................................................................................................145 SISTEMA OPERATIVO DE LAS ESTACIONES DE OPERADOR Y MANTENIMIENTO. ..................................................................................................146 INTERFAZ HUMANO MÁQUINA (HMI). ...................................................................146 LÍNEAS DE COMUNICACIÓN .................................................................................152 CONFIGURACIÓN DE DISPOSITIVOS ELECTRÓNICOS INTELIGENTES .............152 SERVIDOR WEB. ....................................................................................................153 MÓDULO DE REPORTES .......................................................................................153 UTILERÍAS ..............................................................................................................154 MÓDULO DE BALANCES........................................................................................154
9.7 9.8 9.9 9.10 9.11 9.12 9.13
Página 7 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
9.14 MÓDULO SIMULADOR Y ANALIZADOR DE SISTEMAS DE POTENCIA AVANZADO .............................................................................................................156 10
DATOS GENERALES DE LA UNIDAD CENTRAL MAESTRA ....................................156
10.1 CONCENTRADOR DE SUBESTACIÓN ...................................................................157 10.2 SERVICIOS A SUMINISTRAR .................................................................................161 11
CONTROL DE CALIDAD. ..........................................................................................163
11.1 NOTIFICACIÓN Y DOCUMENTACIÓN DE LAS PRUEBAS .....................................163 11.2 PRUEBAS DE ACEPTACIÓN ..................................................................................164 12
PUESTA A PUNTO Y PUESTA EN SERVICIO DEL SISTEMA. ..................................167
12.1 PUESTA A PUNTO ..................................................................................................167 12.2 PUESTA EN SERVICIO DEL SISTEMA ...................................................................168 13
INFORMACIÓN Y DOCUMENTACIÓN .....................................................................168
13.1 INFORMACIÓN QUE EL PROPONENTE ADJUDICADO DEBE ENTREGAR COMO PARTE DE LA PROPUESTA TÉCNICA. ......................................................168 13.2 INFORMACIÓN TÉCNICA A ENTREGAR CON EL SUMINISTRO DEL SISTEMA .................................................................................................................168 14
GARANTÍAS. ............................................................................................................169
14.1 GARANTÍA COMERCIAL .........................................................................................169 14.2 GARANTÍA DE ATENCIÓN INMEDIATA ..................................................................169 15
REUNIONES DE INGENIERÍA. .................................................................................169
16
CAPACITACIÓN. ......................................................................................................170
16.1 CURSO DE CAPACITACIÓN PARA LOS OPERADORES. ......................................171 16.2 CURSO DE CAPACITACIÓN PARA INGENIEROS ENCARGADOS DE LA ADMINISTRACIÓN DEL SISTEMA: .........................................................................171 CAPÍTULO 6: CENTRO DE CONTROL..........................................................................173 1
INFRAESTRUCTURA DEL CDL................................................................................173
1.1 1.2 1.3
CUARTO ELÉCTRICO. ............................................................................................173 CUARTO DE COMUNICACIONES...........................................................................173 SALA DE MONITOREO DE SUBESTACIONES. ......................................................174
2
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA SALA DE CONTROL...................................174
2.1 2.2 2.3 2.4
PISO FALSO ...........................................................................................................174 BANDEJAS PORTA CABLES ..................................................................................175 MUEBLES................................................................................................................175 ACCESO PRINCIPAL. .............................................................................................176
3
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL CABLEADO ESTRUCTURADO. ....................176
3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6
NORMAS INTERNACIONALES VIGENTES.............................................................176 DISEÑO DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES. ...................................................178 SEGMENTOS. .........................................................................................................179 SEGMENTO DE ADMINISTRACIÓN .......................................................................183 SEGMENTO DE BACKBONE DE CAMPO EN FIBRA OPTICA. ...............................184 ANÁLISIS Y PRUEBAS DE LA RED DE TELECOMUNICACIONES.........................188 Página 8 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
4
SISTEMA ELECTRICO .............................................................................................191
4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11
SUBSISTEMA DE COMUNICACIONES. ..................................................................191 SUBSISTEMA DE VIDEO WALL ..............................................................................192 SUBSISTEMA DE ILUMINACIÓN GENERAL. ..........................................................192 SUBSISTEMA DE ILUMINACIÓN DE EMERGENCIA. .............................................192 SUBSISTEMA DE SERVICIOS GENERALES. .........................................................192 SUBSISTEMA DE AIRES ACONDICIONADOS........................................................192 ALIMENTADORES ELÉCTRICOS ...........................................................................192 DIAGRAMA DE BLOQUES DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ......193 CARACTERÍSTICAS DEL ARMARIO DEL CENTRO DE CONTROL........................193 DATOS TÉCNICOS DEL TABLERO DE DISTRIBUCIÓN. ........................................194 CARACTERÍSTICAS DE UPS DE 40KVA ................................................................194
5
CALCULO DE LA ILUMINACION EN LA SALA DE CONTROL ...................................195
6
ESPECIFICACIONES SISTEMA DE CONTROL DE ACCESOS Y SEGURIDAD POR CCTV PARA EL AREA DE MONITOREO DEL SISTEMA SCADA......................195
6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9
ALCANCE DE LOS TRABAJOS. ..............................................................................195 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA. ...............................................................................196 CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES. .....................................................................198 PLANOS. .................................................................................................................198 ARRANQUE Y PRUEBAS DEL SISTEMA................................................................199 CAPACITACIÓN. .....................................................................................................199 MANUALES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ................................................200 GARANTÍAS ............................................................................................................200 ESPECIFICACIONES PARTICULARES...................................................................200
7
SISTEMA DE AIRES ACONDICIONADOS ................................................................209
7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ............................................................................209 CONDICIONES DE DISEÑO....................................................................................209 CRITERIOS DE DISEÑO .........................................................................................209 CONDICIONES GENERALES .................................................................................211 ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS Y MATERIALES .............................................213 INSTALACIÓN ELÉCTRICA.....................................................................................218
8
ESPECIFICACIONES TECNICAS SISTEMA CONTRAINCENDIO. ...........................219
8.1 8.2 8.3 8.4
SISTEMA DE DETECCIÓN TEMPRANA INCIPIENTE .............................................220 DETECTOR LÁSER.................................................................................................221 CAÑERÍAS ..............................................................................................................221 SISTEMA DE SUPRESIÓN, DETECCIÓN Y ALARMA .............................................221
CAPÍTULO 7: INTEGRACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ............................................224 1
ALCANCE GENERAL DE LOS TRABAJOS ...............................................................224
1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7
MEDIDORES CLASE 0.2 Y 0.5 ................................................................................225 MEDIDORES DE CONTÍNUA ..................................................................................225 CONTROLADORES DE BAHÍA ...............................................................................226 CONTROLADOR DE BAHÍA DE SERVICIOS AUXILIARES .....................................226 RELÉS DE NIVEL 4 Y STN ......................................................................................227 RELÉS DE NIVELES 3 Y 2 ......................................................................................227 ANUNCIADORES: ...................................................................................................228 Página 9 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
2
ALCANCE ESPECÍFICO DE LOS TRABAJOS ..........................................................228
2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16 2.17 2.18 2.19 2.20 2.21 2.22 2.23 2.24 2.25 2.26 2.27 2.28
SUBESTACIÓN SAN ALBERTO ..............................................................................228 SUBESTACIÓN SABANA DE TORRES ...................................................................229 SUBESTACIÓN LIZAMA..........................................................................................230 SUBESTACIÓN TERMOBARRANCA ......................................................................231 SUBESTACIÓN CANEYES......................................................................................232 SUBESTACIÓN PALENQUE ...................................................................................232 SUBESTACIÓN BUCARAMANGA ...........................................................................233 SUBESTACIÓN FLORIDA .......................................................................................234 SUBESTACIÓN MINAS ...........................................................................................235 SUBESTACIÓN PALOS...........................................................................................236 SUBESTACIÓN BUCARICA ....................................................................................238 SUBESTACIÓN NORTE ..........................................................................................238 SUBESTACIÓN PARNASO .....................................................................................239 SUBESTACIÓN BUENOS AIRES ............................................................................239 SUBESTACIÓN SAN SILVESTRE ...........................................................................240 SUBESTACIÓN CIMITARRA ...................................................................................241 SUBESTACIÓN PRINCIPAL ....................................................................................241 SUBESTACIÓN SUR ...............................................................................................242 SUBESTACIÓN BOSQUE .......................................................................................242 SUBESTACIÓN CONUCO .......................................................................................243 SUBESTACIÓN SAN GIL.........................................................................................244 SUBESTACIÓN SOCORRO ....................................................................................244 SUBESTACIÓN BARBOSA .....................................................................................245 SUBESTACIÓN GARCÍA ROVIRA...........................................................................246 SUBESTACIÓN PALMAS ........................................................................................246 SUBESTACIÓN ZARAGOZA ...................................................................................247 SUBESTACIÓN CALICHAL .....................................................................................247 SUBESTACIÓN SERVITA .......................................................................................248
CAPÍTULO 8: ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS DISPOSITIVOS DE SUBESTACIONES. .................................................................................250 1
ESPECIFICACIONES GENERALES .........................................................................250
1.1 1.2 1.3 1.4 1.5
ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS........................................................................250 MONTAJE E INSTALACIÓN ....................................................................................252 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ..................................................................254 PRUEBAS DE INYECCIÓN .....................................................................................255 SUMINISTRO METALMECÁNICO ...........................................................................255
2
PROTECCIÓN DE BAHÍAS DE LÍNEA, NIVELES 4 Y STN ........................................255
2.1 2.2
UNIDAD DE PROTECCIÓN DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL (PL1 Y PL2) .................255 CONTROLADOR DE BAHÍA (BCU) .........................................................................256
3
PROTECCIÓN DE BAHÍAS DE TRANSFORMACIÓN, NIVELES 4 Y STN..................257
3.1 3.2 3.3 3.4
UNIDAD DE PROTECCIÓN PRINCIPAL DE TRANSFORMADOR ...........................257 UNIDAD DE PROTECCIÓN DE RESPALDO ...........................................................258 CONTROLADOR DE BAHÍA (BCU) .........................................................................258 UNIDAD DE ADQUISICIÓN Y CONTROL DE TAPS, TEMPERATURA Y REFRIGERACIÓN ...................................................................................................260 3.5 UNIDAD ANUNCIADORA ........................................................................................260 Página 10 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
4
PROTECCIÓN DE BARRAJE, NIVELES 4 Y STN......................................................260
4.1
UNIDAD DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL TRIFASICA ..........................................260
5
PROTECCIÓN DE BAHÍAS DE TRANSFORMACIÓN, NIVEL 3 .................................261
5.1 5.2 5.3
UNIDAD DE PROTECCIÓN PRINCIPAL DE TRANSFORMADOR ...........................261 UNIDAD DE PROTECCIÓN DE RESPALDO DE TRANSFORMADOR ....................261 UNIDAD DE ADQUISICIÓN Y CONTROL DE TAPS, TEMPERATURA Y REFRIGERACIÓN ...................................................................................................262 5.4 UNIDAD ANUNCIADORA ........................................................................................263 6
PROTECCION DE BAHIA DE ENLACE DE TRANSFORMADOR DE NIVELES 3 Y 2………… .................................................................................................................263
6.1
UNIDAD DE CONTROL Y PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE, FRECUENCIA Y SOBRE/BAJA TENSIÓN ...............................................................263
7
PROTECCION DE LINEA Y ALIMENTADOR NIVELES 3 Y 2 .....................................264
7.1
UNIDAD DE CONTROL Y PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE, FRECUENCIA Y SOBRE/BAJA TENSIÓN ...............................................................264
8
AUXILIARES DE SUBESTACIÓN .............................................................................265
8.1 8.2
CONTROLADOR DE BAHÍA (BCU) .........................................................................265 MEDIDOR DE ALIMENTACIÓN CONTÍNUA ............................................................267
9
MEDIDORES DE ENERGÍA ......................................................................................267
9.1 9.2
MEDIDOR DE CLASE 0.2S .....................................................................................267 MEDIDOR DE CLASE 0.5S .....................................................................................268
10
CARACTERÍSITICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS .................................................269
CAPÍTULO 9: OFERTA ECONÓMICA ...........................................................................270 CAPÍTULO 10: ANEXOS .................................................................................................282 ANEXO 1.
CONDICIONES DEL CONTRATO ..............................................................283
1.
PRACTICA COMERCIAL ..........................................................................................283
2.
CESIÓN DEL CONTRATO ........................................................................................283
3.
CONFLICTO ENTRE DOCUMENTOS.......................................................................283
4.
CAMBIOS Y AJUSTES A LOS TERMINOS DE REFERENCIA DURANTE LA EJECUCIÓN .............................................................................................................283
5.
ADICIONES AL VALOR DEL CONTRATO.................................................................283
6.
ADICIONES AL PLAZO DEL CONTRATO .................................................................283
7.
OBLIGACIONES DE LAS PARTES ...........................................................................284
8.
INTERVENTORIA .....................................................................................................284
9.
CLAUSULA PENAL SANCIONATORIA .....................................................................285
10. CAUSALES DE TERMINACIÓN ANTICIPADA DEL CONTRATO ..............................285 11. LIQUIDACIÓN DEL CONTRATO ...............................................................................286 Página 11 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
12. EQUIPO DEL PROPONENTE ...................................................................................286 13. ASPECTOS OPERATIVOS .......................................................................................287 ANEXO 2.
MODELO DE CARTA DE PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA...............289
ANEXO 3.
INFORMACION GENERAL DEL PROPONENTE........................................291
ANEXO 4.
CERTIFICADO DE VISITA .........................................................................292
ANEXO 5. CUADRO DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS EQUIPOS DE COMUNICACIONES...........................................................................293 1.
EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA SUBESTACIONES INTERCONECTADAS CON FIBRA OPTICA .............................................................293
2.
EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA SUBESTACIONES INTERCONECTADAS POR VIA SATELITAL .............................................................298
3.
EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA SUBESTACIONES RURALES INTERCONECTADAS VIA CELULAR. ......................................................................303
4.
EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA RECONECTADORES SENCILLOS Y SECCIONADORES INTERCONECTADOS VIA CELULAR ........................................306
ANEXO 6. CARACTERÍSITICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA ...........................................................................................308 1.
MEDIDOR DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA ..........................................308
2.
SOFTWARE DEL SISTEMA DE GESTIÓN ................................................................313
3.
TABLEROS DE INTEGRACIÓN ................................................................................320
4.
SERVIDOR ...............................................................................................................321
5.
COMPUTADORES PORTÁTILES .............................................................................322
ANEXO 7.
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS DE LOS RELES ..........324
1.
CARACTERÍSTICAS COMUNES ..............................................................................324
2.
UNIDAD DE PROTECCION DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL NIVEL STN ....................325
3.
UNIDAD DE PROTECCION DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL NIVEL 4 .........................326
4.
UNIDAD DE PROTECCION DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL NIVELES 2 Y 3...............327
5.
UNIDAD DE PROTECCION PRINCIPAL DE AUTOTRANSFORMADOR NIVEL STN………. ...............................................................................................................328
6.
UNIDAD DE PROTECCION DE RESPALDO DE AUTOTRANSFORMADOR LADO STN………. ....................................................................................................329
7.
UNIDAD DE PROTECCION PRINCIPAL DE TRANSFORMADOR NIVELES 3 Y 4 .....330
8.
UNIDAD DE PROTECCION DE RESPALDO DE TRANSFORMADOR LADO 115, 34.5 Y 13.8 KV ..........................................................................................................330
9.
UNIDAD DE PROTECCION DE BARRA NIVEL STN .................................................331
10. UNIDAD DE PROTECCION DE BARRA NIVEL 4 ......................................................331 11. UNIDAD DE PROTECCIÓN CONTROL DE BAHÍA NIVEL STN .................................331 Página 12 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
12. UNIDAD DE PROTECCIÓN CONTROL DE BAHÍA NIVEL 4 ......................................333 13. UNIDAD ANUNCIADORA .........................................................................................335 14. UNIDAD DE ADQUISICIÓN Y CONTROL DE TAPS, TEMPERATURA Y REFRIGERACIÓN ....................................................................................................336 15. MEDIDOR DE ENERGÍA ELECTRÓNICO CLASE 0.2 ...............................................336 16. MEDIDOR DE ENERGÍA ELECTRÓNICO CLASE 0.5 ...............................................338 ANEXO 8.
RESOLUCIONES CREG 024/2005 Y 016/2007 ..........................................340
ANEXO 9. MODIFICACIÓN A NUMERALES 6.2.1 Y 6.2.2 DEL ANEXO GENERAL DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998 ...........................................................................347 ANEXO 10. DISEÑO CENTRO DE CONTROL. PLANO Y VISTA FRONTAL DESDE SISTEMA VIDEO WALL ............................................................................................354 ANEXO 11.
CERTIFICACIONES...................................................................................355
ANEXO 12.
UNIFILAR GENERAL SISTEMA ESSA ESP ...............................................358
ANEXO 13. UNIFILAR INDIVIDUAL DE LAS SUBESTACIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ESSA ESP ......................................................................................359
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CAPÍTULO 1: 1
CONDICIONES GENERALES
NATURALEZA JURIDICA DE LA ESSA ESP
Electrificadora de Santander S.A ESP, es una empresa de servicios públicos mixta, de nacionalidad Colombiana, constituida como sociedad por acciones del tipo de las anónimas, sometida al régimen general de los servicios públicos domiciliarios y ejerce sus actividades dentro del ámbito del derecho privado como empresa mercantil, la cual fue constituida mediante escritura pública 2830 del 16 de septiembre de 1950 de la Notaría Segunda de Bucaramanga, reformada por varias escrituras la última de las cuales es la número 777 del 13 de abril del 2005 de la Notaría Cuarta del Círculo de Bucaramanga.
2
RÉGIMEN JURIDICO APLICABLE
El contrato que se genere se sujetará al régimen privado de contratación, de acuerdo a lo estipulado en la Ley 142 de 1994, Ley 689 de 2001, el Estatuto Interno de Contratación de la ESSA ESP, Acuerdo 08 de 2003 y todas aquellas que las aclaren o modifiquen.
3
DEFINICIONES
Siempre que en cualquier parte de este documento aparezcan las siguientes expresiones, se interpretarán como sigue: ü ESSA ESP: ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P., quien es el contratante. ü PROPONENTE: Es quien presenta la propuesta. ü CONTRATISTA: Es el PROPONENTE favorecido a quien se le adjudica el contrato. ü CONTRATO: Es el convenio que se celebra entre la ESSA ESP y el CONTRATISTA, para cumplir con el objeto de esta invitación. ü PROPUESTA: Conjunto de elementos que presentarán los PROPONENTES para ser evaluados, siguiendo los lineamientos legales técnicos y financieros solicitados en la invitación a cotizar. ü DIA: Día calendario. ü INTERVENTOR: Profesional designado por la ESSA ESP para la vigilancia y dirección de la ejecución del contrato. ü TÉRMINOS DE REFERENCIA: Conjunto de documentos en los cuales se provee la información que los PROPONENTES necesitan para preparar su propuesta, de acuerdo con los requisitos de la ESSA ESP. ü LAS PARTES: Representantes Legales del CONTRATISTA y de la ESSA ESP. Página 14 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
4
OBJETO DE LA INVITACIÓN
La EMPRESA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. le invita a presentar su propuesta con el fin de contratar el “PROYECTO SCADA DE LA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P.”
5
DOMICILIO CONTRACTUAL
Se adoptará la ciudad de Bucaramanga como domicilio para todas las acciones.
6
IDIOMA DE LA PROPUESTA
La propuesta y toda la correspondencia y documentos relativos a ella que intercambien el PROPONENTE y la ESSA ESP, deberán redactarse en Castellano. La información que se encuentre originariamente en un idioma diferente al Castellano, deberá acompañarse de su correspondiente traducción. Sin embargo, información de carácter técnico podrá ser entregada en idioma inglés.
7
INVALIDEZ DE INFORMACIONES PREVIAS
Las informaciones contenidas en estos Términos de Referencia, sustituyen totalmente cualquier información que la ESSA ESP ó cualquiera de sus miembros, pudiera haber suministrado a los interesados, fuera de éste documento. En el presente documento se describen las bases técnicas, económicas, financieras, legales, contractuales etc. que el PROPONENTE debe tener en cuenta para elaborar y presentar la propuesta para la realización de los trabajos de que tratan estos Términos de Referencia.
8
DISPONIBILIDAD PRESUPUESTAL
La presente invitación a cotizar cuenta con las disponibilidades presupuestales números 015 vigencia 2009 y 009 vigencia 2010.
9
PLAZO DE EJECUCIÓN DEL CONTRATO
El término de ejecución del contrato es de dieciocho (18) meses calendario, a partir de la suscripción del acta de iniciación de los trabajos por parte del INTERVENTOR y del PROPONENTE. Para iniciar las labores, el CONTRATISTA debe contar con toda la infraestructura necesaria para el suministro, montaje, pruebas y puesta en servicio de los sistemas descritos en estos Términos de Referencia. 10
PRESUPUESTO OFICIAL
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El presupuesto oficial que la ESSA ESP ha calculado para la ejecución del contrato y cuyo plazo es de 18 meses es de DIECIOCHO MIL DIECIOCHO MILLONES NOVECIENTOS PESOS M/L. ($18.018.900.000,00), incluido IVA. Este valor ya involucra un incremento de índice de precios al consumidor para todo el plazo de ejecución del contrato. El PROPONENTE mediante el diligenciamiento del formato “Cuadro de Cantidades y Precios” del Capítulo 9 de éste documento, acepta que estudió y analizó las cantidades de obra, que calculó sus precios unitarios, y que con estos está en condiciones para cumplir con el objeto de la presente invitación. Mediante el valor ofertado el PROPONENTE garantiza que incluye todos los incrementos de Ley para salarios, prestaciones, seguros y aportes parafiscales para los dieciocho (18) meses de ejecución del contrato. La propuesta deberá presentarse en pesos colombianos, en cifras enteras, por la modalidad de precios unitarios fijos durante la ejecución del contrato.
11
IMPUESTOS
Todo impuesto, tasa o contribución, directo o indirecto, del orden nacional, departamental o municipal (industria, comercio, avisos y tableros, etc.), vigente al momento de la presentación de la propuesta, que se cause por razón de la celebración, otorgamiento, legalización, desarrollo y/o ejecución del contrato, estará a cargo del CONTRATISTA. La ESSA ESP retendrá de los pagos efectuados al CONTRATISTA las sumas que por impuestos directos o indirectos de cualquier orden, esté obligado a retener conforme a la Ley, Ordenanza o Acuerdo. Si durante el desarrollo del contrato aparecieren nuevos impuestos o tributos aplicables al contrato, la ESSA ESP, dentro de la razonabilidad del equilibrio económico contractual y previa solicitud del CONTRATISTA debidamente soportada, procederá a realizar los ajustes al contrato que considere legalmente pertinentes. Lo anterior se hará constar por escrito en documento adicional al contrato y suscrito por LAS PARTES.
12
GASTOS
Estarán a cargo del CONTRATISTA los gastos relacionados con la legalización y ejecución del contrato (gastos de constitución de la póliza de seriedad de la propuesta, garantía de cumplimiento, impuesto de timbre, estampilla pro-electrificación rural, etc.).
13
CORRESPONDENCIA
Toda la correspondencia de los PROPONENTES debe dirigirse en la siguiente forma: ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. Unidad de Administración del Sistema de Distribución Carrera 19 No. 24 - 56 Bucaramanga - Colombia Página 16 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Teléfono: 6339767 – Extensiones 1038 ó 1114 e-mail:
[email protected] [email protected]
14
VALOR DE LOS TÉRMINOS DE REFERENCIA
El valor de los términos de referencia es de CINCO MILLONES DE PESOS ($5.000.000,oo) MCTE, incluido IVA, no reembolsables, y su pago deberá efectuarse en la cuenta corriente nacional No. 18417783-0 del Banco de Bogotá a nombre de la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. Copia de la consignación deberá remitirse a la dirección de correspondencia descrita en el numeral anterior de estos términos de referencia para acceder a la participación en el proceso, solicitar aclaraciones y hacer observaciones a los términos definitivos. 15
CRONOLOGÍA DEL PROCESO Tabla 1. Cronología del proceso de invitación ACTIVIDAD
FECHA
Evaluación Términos de Referencia y elaboración del acta de aprobación, a cargo de la “Comisión evaluadora”.
23 – 24 Febrero
Publicación en la página web de los Términos de Referencia para 25 Febrero – 3 Marzo recoger observaciones. Estudio de observaciones y elaboración del acta de aprobación de los Términos de Referencia definitivos. Publicación en periódico de circulación nacional de la convocatoria a participar y publicación oficial de la Convocatoria en la página web ESSA ESP Venta de Pliegos.
4 – 5 Marzo 6 Marzo 9 – 13 Marzo
Fecha y hora límite para la inscripción de PROPONENTES, que da 13 – Marzo 18:00 hrs el derecho a participar en el proceso de selección. Periodo de visita técnica obligatoria a los sitios de trabajo.
16 - 17 Marzo
Cierre del proceso de invitación y límite para entrega de ofertas.
20 Marzo - 16:00 hrs
Apertura de urna en acto público. Elaboración de acta de recibo de 20 Marzo - 16:15 hrs ofertas. Evaluación y calificación de ofertas.
24 Marzo – 2 Abril
Elaboración del acta de resultados con orden de elegibilidad Elaboración del proyecto de contrato. INTERVENTOR y carta de adjudicación.
Designación
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3 Abril del
6 - 7 - 8 Abril
8 Abril
Certificado de disponibilidad presupuestal final Revisión legal del Contrato, Carta de Adjudicación y nombramiento del INTERVENTOR, por parte de la Secretaría General Firma del Contrato, Carta de Adjudicación y Nombramiento del INTERVENTOR, por parte del Gerente General Legalización del contrato
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13 - 17 Abril 20 - 22 Abril 23 - 30 Abril
PUBLICACION PÁGINA WEB DE LOS TERMINOS DE REFERENCIA
Los Términos de Referencia aprobados por la comisión evaluadora se publicarán en la página Web de la ESSA ESP en la dirección www.essa.com.co, para ser consultados por parte de los potenciales PROPONENTES y recoger las respectivas observaciones, en el periodo del 25 de Febrero al 3 de Marzo de 2009. Entre el 25 de Febrero y el 3 de Marzo de 2009, los potenciales PROPONENTES interesados podrán efectuar observaciones, solicitar aclaraciones o información sobre el contenido de los Términos de Referencia, vía correo electrónico o comunicación escrita. Entre el 4 y el 5 de Marzo de 2009, la “Comisión Evaluadora” hará el análisis de las observaciones recibidas de los potenciales PROPONENTES. El 5 de Marzo de 2009, la “Comisión Evaluadora” declarará en firme los Términos de Referencia. 17
PUBLICACION DE LA INVITACIÓN PÚBLICA EN PERIODICO DE ALTA CIRCULACIÓN Y EN PÁGINA WEB
El 6 de Marzo de 2009 se efectuará la publicación de la Invitación Pública en un periódico de amplia circulación Nacional y la Unidad de Tecnología e Informática de la ESSA ESP, publicará oficialmente los Términos de Referencia en su página Web.
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PERÍODO DE INSCRIPCIÓN
Una vez efectuada la consignación para compra de términos de referencia, se deberá enviar copia de la misma a la oficina de la Unidad de Administración del Sistema de Distribución, antes del 13 de marzo de 2009 a las 18:00 horas. Este envío podrá efectuarse por cualquier vía especificada en el numeral 13 de estos términos de referencia y surtirá efectos de inscripción. 19
CIERRE DE LA INVITACIÓN PÚBLICA Y APERTURA DE URNA
Hasta el día 20 de Marzo de 2009 se publicará en la página Web de la ESSA ESP la Invitación Pública. Página 18 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Hasta las 16:00 horas del día 20 de Marzo de 2009, las propuestas deberán ser entregadas de forma personal y en sobres cerrados en la oficina de la Gerencia de Transmisión y Distribución ubicada en la carrera 19 No. 24 – 56 en la ciudad de Bucaramanga. No se aceptarán formas de entrega diferentes a las aquí indicadas, ni por fuera de la hora límite establecida. A las 16:15 del mismo 20 de Marzo de 2009, se iniciará la apertura de ofertas. Las propuestas se abrirán en acto público, con elaboración de acta, la cual contendrá como mínimo, la relación de los PROPONENTES y el valor de sus propuestas. Dicha acta será suscrita por los miembros de la “Comisión Evaluadora”, un representante de Control Interno, un representante de la Secretaría General y los PROPONENTES que se hagan presentes en la apertura. Los sobres que contengan las propuestas deberán ser marcados con el objeto de la contratación, número del proceso contractual, nombre del PROPONENTE, identificación del original y de las copias respectivas. Las propuestas deberán ser presentadas personalmente. No se admiten propuestas enviadas por fax, medios electrónicos u otro sistema diferente al aquí previsto. Los documentos de la propuesta no deben presentar tachaduras, borrones o enmendaduras que puedan dar lugar a diferentes interpretaciones o inducir a error. El contenido de las propuestas será de carácter reservado en la medida en que lo determine la Ley y después de entregadas no se permitirá el retiro total o parcial de los documentos que la componen, hasta tanto se devuelvan las pólizas de seriedad de la propuesta, si el Proponente así lo solicita por escrito.
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CONSORCIOS Y/ O UNIONES TEMPORALES
Dentro de la presente invitación a cotizar, se aceptarán únicamente los Consorcios y Uniones Temporales de Empresas nacionales y/o extranjeras que cumplan con lo siguiente: ü Solamente se aceptará un máximo de tres integrantes que conformen los Consorcios o Uniones Temporales, los cuales deberán tener una participación individual mínima del veinte por ciento (20%) sobre el total de la participación. ü Al menos uno de los integrantes del Consorcio deberá ser fabricante de sistemas Scada. Los otros integrantes deberán ser fabricantes de Relés de Protección y de equipos de calidad de potencia. ü En el evento en que un PROPONENTE presente certificaciones de contratos en los cuales haya actuado en Unión Temporal o en Consorcio, para la evaluación de las mismas en cuanto al valor del contrato, sólo se tendrá en cuenta el porcentaje de participación que haya tenido en la Unión Temporal o en el Consorcio, para lo cual la certificación debe contener exactamente el grado de participación debidamente acreditado. 21
CONDICIONES MÍNIMAS DE PARTICIPACIÓN Página 19 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Para participar en el presente procedimiento de selección se requiere que el PROPONENTE cumpla a cabalidad con lo siguiente, de lo contrario estará sujeto a descalificación: ü No estar incurso en las inhabilidades, incompatibilidades y en general en las prohibiciones contenidas en la Ley, en especial las consagradas en la Constitución, la Ley 80 de 1993, la Ley 142 de 1994 y demás normas legales que las reformen o adicionen. ü Presentar en la oferta, Póliza de seriedad de la propuesta, por un valor mínimo equivalente al diez por ciento (10%) del presupuesto oficial para esta invitación a cotizar, con una vigencia de noventa (90) días contados a partir de la fecha señalada para la presentación de las propuestas, expedida por una Compañía de Seguros legalmente establecida en Colombia, tramitada a favor de entidades particulares como beneficiario la ESSA ESP, con su recibo o constancia original de pago de la prima de la póliza. Cuando la propuesta se presente en Consorcio o Unión Temporal, la póliza de garantía debe ser tomada a nombre de todos y cada uno de los miembros integrantes del Consorcio o de la Unión Temporal. ü Acreditar experiencia en contratos de integración y automatización de Subestaciones de Transmisión y Distribución, suministro de equipos, montaje y mantenimiento, ejecutados en los últimos cinco (5) años (2004 – 2008) a empresas prestadoras del servicio de electricidad. En caso de Consorcio o Unión Temporal, esta sumatoria incluirá todos los contratos individuales de cada integrante del Consorcio o Unión Temporal. Se deben anexar las certificaciones con las cuales se acredite experiencia. Las certificaciones deben ser originales, o fotocopia con una fecha de expedición no mayor a un (1) año, donde se pueda ver claramente el nombre, cargo y teléfono de la persona que firma el certificado. No se aceptarán certificaciones de subcontratos. ü Para los suministros correspondientes a software Scada, Relés de protección y Calidad de Potencia, la ESSA ESP solicita que el PROPONENTE sea el fabricante original de dichos productos y tenga representación técnica en Colombia desde hace más de cinco (5) años. Para certificar lo anterior se anexará los contratos de trabajo de cada uno de los empleados y copia de los pagos de Seguridad Social. En el caso de Consorcios o Uniones Temporales, se acepta que por lo menos uno de los integrantes cumpla con el requisito de la representación en Colombia descrita en el párrafo anterior. ü Para los PROPONENTES nacionales se requerirá lo siguiente: Ø Presentar en la oferta, Certificado de Existencia y Representación legal expedido por la Cámara de Comercio de su jurisdicción, con fecha de expedición no mayor a treinta (30) días a la fecha de presentación de la propuesta. El certificado debe demostrar que la empresa tiene un objeto social que le permite participar en esta contratación. La firma debe acreditar que fue creada como mínimo cinco (5) años antes a la fecha de entrega de la propuesta y que la duración es superior al plazo del contrato y cinco (5) años más. En caso de Consorcio o Unión Temporal, cada integrante debe cumplir con este requisito.
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Ø Presentar en la oferta, el Registro Único de Proponentes de la Cámara de Comercio. La inscripción del RUP debe ser anterior a la fecha de presentación de las propuestas. Ø El Factor K de Contratación mínimo deberá ser de CUARENTA Y CINCO MIL (45.000) SMMLV como proveedor. En el caso de los Consorcios y Uniones Temporales, se hará la suma del Factor K de Contratación como proveedor de cada uno de los integrantes. Ø Presentar certificado del Registro Único Tributario RUT. En caso de Consorcio o Unión Temporal cada integrante debe cumplir con este requisito. Ø Anexar el Paz y Salvo de los pagos parafiscales firmado por el representante legal y/o revisor fiscal según sea el caso, con los respectivos soportes que lo certifican. Cuando la propuesta se presente bajo la modalidad de Consorcio o Unión Temporal este requisito se exige a cada uno de los integrantes. Ø Presentar certificación expedida por el revisor fiscal o por el representante legal, a través de la cual dé constancia del cumplimiento de sus obligaciones con los sistemas de salud, riesgos profesionales y pensiones. Cuando la propuesta se presente bajo la modalidad de Consorcio o Unión Temporal este requisito se exige a cada uno de los integrantes. ü Para PROPONENTES Extranjeros o miembros extranjeros de Uniones Temporales o Consorcios, deberán presentar los siguientes documentos en original: Ø Certificado de incorporación y/o Certificado de Cámara de Comercio del país respectivo. Ø Certificado de existencia del país del origen. ü No podrá presentar propuesta una persona natural o jurídica que sea socia de otra persona jurídica que simultáneamente presente otra propuesta para la misma invitación a cotizar. ü El representante legal de la firma PROPONENTE debe estar debidamente facultado para comprometer la firma en la cuantía de su propuesta aportando copia del acta del órgano competente donde conste la autorización para presentar la propuesta y suscribir el contrato. En caso de Consorcio o Unión Temporal, debe existir autorización del órgano competente para la conformación del Consorcio o Unión Temporal, para presentar la propuesta y suscribir el contrato. ü Para el Scada, el PROPONENTE deberá certificar que: Ø Ha realizado suministro e implementación de sistemas Scada de características similares a la ofertada para la ESSA ESP. Para demostrar lo anterior deberá adjuntarse certificaciones de tres (3) proyectos de más de 60.000 señales de entradas / salidas cada uno en la plataforma ofertada. Ø Adicionalmente deberá certificar: Página 21 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ø Que los tres proyectos se encuentren en funcionamiento a la fecha Ø Que en conjunto los tres proyectos hayan involucrado diversos sistemas de comunicación (Fibra óptica, Satelital, Radio, GPRS, etc) Ø Que en conjunto los tres proyectos hayan utilizado dos o mas marcas de relés de protección Ø Que cada uno de los tres proyectos como mínimo haya involucrado: Sistemas georeferenciados, Gestión del sistema de distribución (DMS) y enlaces ICCP TASE.2 Ø Que alguno de los tres proyectos haya incluido el suministro de un sistema en pantallas Video-Wall. ü Para los relés de protección EL PROPONENTE deberá certificar que: Ø Ha estado en el mercado del diseño y fabricación de relés digitales por un tiempo mínimo de 10 años. Ø Ha ejecutado por lo menos tres (3) proyectos, en los cuales en cada uno se ha instalado un mínimo de cincuenta (50) relés tipo numérico y multifuncional que en la actualidad se encuentren en servicio, trabajando con protocolo de comunicación IEC-61850. Estos relés deben involucrar funciones de protección de tipo: distancia, diferencial, sobrecorriente. Ø Deberá proporcionar los certificados de pruebas de aceptación, así como los certificados correspondientes a las pruebas de interoperabilidad de los relés con otros equipos, utilizando el protocolo de comunicaciones IEC-61850. Estos últimos deberán ser emitidos por un laboratorio reconocido mundialmente. ü Para los equipos de Calidad de la Potencia el PROPONENTE deberá certificar que: Ø Los equipos cumplen con lo exigido por la CREG en las Resoluciones 024/2005 y 016/2007. Ø Que el proponente ha ejecutado en Colombia como mínimo dos proyectos para empresas de distribución de energía eléctrica, de suministro e implementación de sistemas de calidad de la potencia eléctrica. En cada uno se deben haber instalado una cantidad minima de cien (100) medidores. Ø Cuenta con los certificados otorgados por los clientes, donde se mencione: cliente, número de equipos de Calidad de la Potencia, tipo de Contrato de Soporte y Mantenimiento, Contacto, número telefónico, Celular y email de contacto. NOTA 1: La propuesta que no cumpla con la anterior experiencia mínima, no será tenida en cuenta. ü El PROPONENTE deberá cumplir con los siguientes indicadores financieros: Ø El CAPITAL DE TRABAJO debe ser mayor o igual a 2.000 SMMLV Página 22 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ø El ÍNDICE DE LIQUIDEZ debe ser mayor o igual a 1. Ø El ÍNDICE DE ENDEUDAMIENTO debe ser menor o igual a 0,70 (70%). La fórmula de cálculo de estos indicadores se muestra mas adelante. La ESSA ESP se reserva el derecho de verificar la veracidad de la información suministrada por el PROPONENTE. En caso de encontrar falsedades la propuesta será descalificada.
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OTROS DOCUMENTOS DE LA PROPUESTA
La propuesta debe presentarse en original y dos (2) copias impresas. Al original se deben adjuntar todos y cada uno de los documentos que a continuación se enuncian. A cada una de las copias se le debe adjuntar fotocopias de todos los documentos aportados al original. La propuesta debe presentarse empastada, foliada en forma consecutiva y rubricados todos los documentos. Si se presentan discrepancias entre los datos del original y las copias, prevalecerá la información del original. Son documentos de la propuesta: ü El Índice de la oferta, como una lista ordenada que muestra los capítulos, artículos, anexos indicando el lugar donde aparecen. ü Carta suscrita por el representante legal, según el formato del anexo 2, en donde consta que analizó las cantidades del suministro, montaje e instalación, que calculó sus precios unitarios y que con estos debe cumplir con el objeto de los presentes Términos de Referencia. ü Certificación expedida por el revisor fiscal o por el representante legal, a través de la cual dé constancia del cumplimiento de sus obligaciones con los sistemas de salud, riesgos profesionales, pensiones. ü Certificado de Existencia y Representación Legal expedido por la Cámara de Comercio, con no más de treinta (30) días de antelación a la presentación de la propuesta. ü Certificado de Registro de Proponentes de la Cámara de Comercio, RUP, expedido con no más de treinta (30) días de antelación a la presentación de la propuesta. ü Acta del órgano competente donde conste la autorización al Representante Legal para presentar la propuesta y suscribir el contrato, si es del caso. ü Oferta Económica (Capitulo 9): Deberá ser diligenciada y firmada por el representante legal, en un todo, de acuerdo al formato suministrado por la ESSA ESP en estos Términos de Referencia.
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ü Constancia de visita al sitio de la obra, certificada por el Jefe de la Unidad de Administración del Sistema de Distribución de la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P., UNASDI. El Proponente realizará una visita a las subestaciones que ESSA ESP indique y que harán parte del desarrollo del Proyecto, con el fin de hacer un reconocimiento en campo de las condiciones viales, sociales, políticas y económicas del proyecto. El Proponente deberá adjuntar una declaración señalando que realizó la visita y por tanto conoce todos los aspectos que puedan incidir en el precio y/o en el plazo de ejecución del proyecto. (Anexo No. 4). ü Fotocopia de la cédula de ciudadanía del representante legal que avale la oferta. ü Aportar documento en el cual manifieste bajo la gravedad de juramento, no estar incurso en las inhabilidades, incompatibilidades y en general en las prohibiciones contenidas en la Ley, en especial las consagradas en la Constitución, la Ley 80 de 1993, la Ley 142 de 1994 y demás normas legales que las reformen o adicionen. En caso de Consorcio o Unión Temporal, cada integrante debe cumplir con este requisito. El PROPONENTE escogido deberá tener vigente la garantía de seriedad y validez de la propuesta hasta cuando se constituya la garantía de cumplimiento del contrato correspondiente. En caso de Consorcio o Unión Temporal, cada integrante debe aportar: ü Certificado original de existencia y representación legal de la Cámara de Comercio. ü Fotocopia de la cédula de ciudadanía del representante legal. ü Certificado original de inscripción en el Registro Único de Proponentes (RUP). ü Autorización para presentar la propuesta en Consorcio ó Unión Temporal, por parte de los representantes legales de cada uno de los integrantes. ü Documento en el que conste la integración del mismo. ü La póliza de garantía debe ser tomada a nombre de todos y cada uno de los miembros integrantes del Consorcio o de Unión Temporal. Además deberán indicar: ü Términos y extensión de la participación. ü Designación del representante del Consorcio o Unión Temporal ü Vigencia del Consorcio ó Unión Temporal. El documento debe estar suscrito por todos los representantes de las firmas participantes, legalizado en debida forma. Podrá hacerse efectiva la garantía de seriedad: ü Si el PROPONENTE retira su propuesta después de la apertura, durante el periodo de validez de la misma. Página 24 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ü Si el adjudicatario, dentro del plazo estipulado, no firma el contrato ó no suministra las garantías requeridas. ü Cuando el PROPONENTE se niegue a prorrogar la garantía de seriedad y validez de la propuesta en el caso de que la ESSA ESP decida ampliar el término para presentar o evaluar propuestas, para la adjudicación o el plazo para la suscripción del contrato. NOTA: La falta de los documentos requeridos en la presente invitación que no sean necesarios para la comparación de las propuestas, podrá ser subsanada por los PROPONENTES en un término de dos (2) días hábiles. BALANCE GENERAL: Los PROPONENTES deberán presentar el Balance General y Estado de Resultados, a Diciembre 31 de 2007, los cuales deberán estar debidamente suscritos por el Representante Legal y un Contador Público. En caso de Consorcio o Unión Temporal, cada integrante deberá presentar el Balance General y Estado de Resultados, a Diciembre 31 de 2008. De estos documentos se hará la siguiente evaluación: 22.1 CAPITAL DE TRABAJO Los PROPONENTES cuyo estado financiero presente un capital de trabajo menor a 2.000 SMMLV, serán descalificados. Se empleará la siguiente fórmula: Para PROPONENTES que se presenten individualmente: CT = AC - PC Para PROPONENTES que se presenten en cualquier forma de asociación: CT = (AC P1+AC P2+…+AC Pn) – (PC P1+PC P2+…+PC Pn) Donde: Capital de Trabajo = CT Activo Corriente = AC Pasivo Corriente = PC Proponente 1, 2, ... , ..., n = P1, P2, ..., Pn 22.2 ÍNDICE DE LIQUIDEZ: Los PROPONENTES cuyo estado financiero presente un índice de liquidez menor a 1, serán descalificados. Se empleará la siguiente fórmula: Para PROPONENTES que se presenten individualmente: L = AC / PC Para PROPONENTES que se presenten en cualquier forma de asociación: L = (AC P1+AC P2+…+AC Pn) / (PC P1+PC P2+…+PC Pn) Donde: Página 25 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Liquidez = L Activo Corriente = AC Pasivo Corriente = PC Proponente 1, 2, ... , ..., n = P1, P2, ..., Pn 22.3 ÍNDICE DE ENDEUDAMIENTO: Los PROPONENTES cuyo estado financiero presente un índice de endeudamiento mayor a 0,70 (70%) serán descalificados. Se empleará la siguiente fórmula: Para PROPONENTES que se presenten individualmente: E = Pt / At Para PROPONENTES que se presenten en cualquier forma de asociación: E = (Pt
P1+Pt P2+…+Pt Pn)
/ (At P1+At P2+…+At Pn)
Donde: Endeudamiento = E Activo Total = At Pasivo Total = Pt Proponente 1, 2, ... , ..., n = P1, P2, ..., Pn 23
INTERPRETACION Y ACLARACIONES A LOS TERMINOS DE REFERENCIA
El PROPONENTE deberá examinar cuidadosamente los presentes Términos de Referencia y todos los documentos que hacen parte de los mismos e informarse de todas las circunstancias que puedan afectar en alguna forma su objeto, valor o plazo requerido para su cumplimiento. En caso de contradicción entre lo contenido en estos Términos de Referencia y la propuesta, primará lo que los Términos de Referencia establecen. Si alguno de los PROPONENTES tuviere duda sobre el contenido o alcance de esta Licitación o de los documentos que hacen parte de los Términos de Referencia, podrá solicitar por escrito a la Unidad de Administración del Sistema de Distribución de la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. UNASDI, las aclaraciones del caso, mientras éstos se encuentren en consulta. Si la ESSA ESP juzga conveniente efectuar aclaraciones o modificaciones a estos Términos de Referencia, lo hará mediante la página Web, mientras éstos se encuentren en consulta. Es entendido que el conjunto de documentos que constituyen los Términos de Referencia se complementan entre sí y cualquier mención, especificación o detalle que aparezca en un documento y no esté contemplado en otro se tendrá como válido para las condiciones de las Términos de Referencia. Los Términos de Referencia y todos los documentos que hacen parte de la misma, formarán parte integral del contrato que se genere. Página 26 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
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ENTREGA DE PROPUESTAS
La propuesta debidamente sellada, deberá ser entregada en original y dos (2) copias de forma personal por el PROPONENTE o su delegado, en la oficina de la Gerencia de Transmisión y Distribución ubicada en la carrera 19 Número 24 – 56 en la ciudad de Bucaramanga, el día 20 de Marzo de 2009 antes de las 16:00 horas. El horario de atención al público es: 7:00 a.m. a 11:30 a.m. y de 2:00 p.m. a 4:00 p.m., de lunes a viernes. Los sobres que contengan las propuestas deberán ser marcados con el objeto de la contratación, nombre del PROPONENTE, identificación del original y copias respectivas. Las propuestas deberán ser presentadas personalmente, no se admiten propuestas enviadas por fax, medios electrónicos u otro sistema diferente al aquí previsto. Los documentos de la propuesta no deben presentar tachaduras, borrones o enmendaduras que puedan lugar a diferentes interpretaciones o inducir a error, a menos que se haga la salvedad correspondiente. El contenido de las propuestas será de carácter reservado en la medida en que determine la Ley y después de entregadas, no se permitirá el retiro total o parcial de los documentos que la componen, hasta tanto se devuelvan las pólizas de seriedad de la propuesta, si el PROPONENTE así lo solicita por escrito. 25
SELLADO Y MARCACION DE PROPUESTAS
Cada conjunto o juego de documentos de la propuesta deberá colocarse dentro de un sobre que el PROPONENTE deberá sellar y marcar claramente con la Leyenda “Original”, “Primera copia”, “Segunda copia” y referenciar en la siguiente forma: ü Licitación Pública No. GTD-USD-992-0001-2009 ü Objeto de la contratación ü Original/primer copia/segunda copia ü Nombre del PROPONENTE ü Dirección del PROPONENTE 26
IRREVOCABILIDAD DE LA PROPUESTA
La propuesta es irrevocable. En consecuencia, una vez presentada, el PROPONENTE no podrá retractarse, so pena de indemnizar los perjuicios que con su revocación cause a la ESSA ESP Página 27 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Cuando el monto de los perjuicios que se causen sobrepase el valor de la garantía de seriedad de la propuesta, la ESSA ESP además de ordenar la efectividad de dicha garantía, podrá iniciar las acciones legales que conduzcan al cobro total de los mismos.
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EVALUACIÓN DE PROPUESTAS
La ESSA ESP adelantará los estudios jurídicos, técnicos y económicos necesarios para el análisis y evaluación de las propuestas. La ESSA ESP podrá solicitar a todos o a cualquiera de los PROPONENTES, las aclaraciones o informaciones que estime pertinentes, a fin de despejar cualquier punto dudoso, oscuro o equivoco de las propuestas. La ESSA ESP se reserva el derecho de analizar las respuestas de los PROPONENTES en estos casos y de evaluar, a su exclusivo juicio, si ellas se ajustan a lo solicitado, o si por el contrario, sobrepasan el alcance de la respectiva petición de aclaración. De todas maneras, y si fuere el caso, la ESSA ESP tomará de las aclaraciones de los PROPONENTES, únicamente, los aspectos que satisfagan sus intereses de aclaración. Igualmente, y para los fines de evaluación de la propuesta y para determinar el valor correcto de esta, la ESSA ESP hará las correcciones aritméticas necesarias. Dentro de la fase de evaluación de propuestas la ESSA ESP se abstendrá de suministrar información relativa a dicho proceso. Sin embargo la ESSA ESP si podrá solicitar aclaraciones y explicaciones a los PROPONENTES en aquellos aspectos que se consideren indispensables. 28
CALIFICACION DE PROPUESTAS
Inicialmente se hará la evaluación jurídica de las diferentes propuestas por parte de la Secretaria General y la evaluación financiera por parte de la Unidad Financiera. Aquellas que sean admitidas por estas dependencias (ofertas válidas), pasarán al análisis preliminar de precios 28.1 ANÁLISIS PRELIMINAR DE PRECIOS El valor total de la propuesta será el especificado en el cuadro de “Cantidades y Precios” del (Capitulo 9) y no podrá ser superior al 110% del presupuesto oficial calculado por la ESSA ESP. La propuesta que no cumpla con este requisito, será descalificada. 28.2 EVALUACIÓN DE OFERTAS A las ofertas que continúan en la evaluación, Se les calificará con un máximo total de cien (100) puntos distribuido así: ü Evaluación económica: 60 puntos ü Evaluación de experiencia: 30 puntos ü Evaluación tiempo de entrega: 10 puntos Página 28 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
28.2.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA Un máximo de sesenta (60) puntos para la oferta más favorable económicamente, asignados de acuerdo a la siguiente fórmula: Valor oferta válida mínima [Col $] Puntos oferta analizada = --------------------------------------------------- * 60 Valor oferta analizada [Col $] Donde: Valor oferta válida mínima: Valor oferta analizada:
Es el menor valor de las propuestas válidas ofertadas Es el valor de la oferta que se está analizando.
28.2.2 EVALUACIÓN DE EXPERIENCIA Un máximo de treinta (30) puntos para la oferta que acredite experiencia mínima en cada una de las siguientes áreas: ü Proyectos Scada: 10 puntos ü Proyectos de Calidad de Potencia: 10 puntos ü Proyectos de Suministro, instalación y puesta en funcionamiento de Relés de Protección: 10 puntos El PROPONENTE que no presente experiencia certificada en sistemas Scada y otra de las áreas, será descalificado por incumplimiento técnico. El puntaje se asignará mediante la siguiente fórmula: Puntos oferta analizada = PESCADA + PECPE + PERELES Donde: PESCADA: PECPE: PERELES:
Puntaje obtenido por Experiencia en SCADA. Puntaje obtenido por Experiencia en Calidad de la Potencia. Puntaje obtenido por Experiencia en Suministro, instalación y Puesta Funcionamiento de Relés de Protección.
28.2.2.1 PUNTAJE SCADA Para esta evaluación solo se tendrán en cuenta los proyectos que involucren sistemas Scada con características mínimas idénticas a las estipuladas en el Capitulo 1, numeral 21 CONDICIONES MINIMAS DE PARTICIPACION. No. Proyectos de Scada [u] PESCADA = --------------------------------------------------- * 10 No. Máximo Proyectos de Scada [u] Donde: Página 29 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
No. Proyectos de Scada [u]:
Es el número de proyectos que involucran sistema Scada del proponente calificado.
No. Máximo Proyectos de Scada [u]:
Es el número de proyectos que involucran sistema Scada presentados por el proponente de mayor experiencia
28.2.2.2 PUNTAJE CALIDAD DE POTENCIA No. de medidores instalados Oferta Analizada [u] PECPE = ---------------------------------------------------------------------- * 10 No. máximo de medidores instalados [u] Donde: No. de medidores instalados oferta analizada [u]: Es el número de medidores instalados en los proyectos que involucran al proponente calificado. No. de medidores instalados [u]:
Es el número de medidores instalados en Colombia en los proyectos que involucran al proponente de mayor experiencia.
28.2.2.3 PUNTAJE SUMINISTRO, INSTALACIÓN Y PUESTA EN FUNCIONAMIENTO DE RELÉS DE PROTECCIÓN Para esta evaluación solo se tendrán en cuenta los proyectos que involucren relés de protecciones con características mínimas idénticas a las estipuladas en el Capitulo 1, numeral 21 “CONDICIONES MINIMAS DE PARTICIPACION”. No. de proyectos Oferta Analizada [u] PERELES = --------------------------------------------------------- * 10 No. máximo de proyectos [u] Donde: No. Proyectos oferta analizada [u]:
Es el número de proyectos que involucran relés de protección del proponente calificado.
No. Máximo de Proyectos [u]:
Es el número de proyectos que involucran relés de protección presentados por el proponente de mayor experiencia
28.2.3 TIEMPO DE ENTREGA Un máximo de diez (10) puntos para las firmas que presenten el menor tiempo de entrega de los trabajos descritos en estos pliegos. Las ofertas que superen el plazo establecido de quinientos cuarenta y ocho (548) días, no serán tenidas en cuenta. El puntaje se asignará de acuerdo a la siguiente fórmula: Tiempo Mínimo de Entrega [dias] Puntos oferta analizada = -------------------------------------------------------------- * 10 Tiempo de Entrega Oferta Analizada [dias] Página 30 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Si el CONTRATISTA no termina los trabajos dentro del plazo ofertado, pagará a la ESSA ESP por cada día de mora la suma de $27.000.000,00 moneda legal. 28.3 EMPATE En la eventualidad de un empate, se adjudicará la obra a la oferta de menor valor y si continúa el empate, se le adjudicará a la de mayor puntaje en experiencia. Si persiste el empate, se escogerá el ganador por sorteo mediante el sistema de balotas.
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RECHAZO DE PROPUESTAS
La ESSA ESP podrá abstenerse de adjudicar, cuando las propuestas no se ajusten a los requisitos fundamentales establecidos en los Términos de Referencia ó cuando las propuestas presentadas no resulten convenientes a los requerimientos de la ESSA ESP.
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DECLARATORIA DE DESIERTA O REVOCACIÓN DEL PROCESO DE SELECCIÓN
La ESSA ESP podrá cancelar el proceso de invitación a cotizar, en cualquiera de sus etapas, mediante la declaratoria de desierta o revocación del proceso de selección, cuando a juicio de la entidad las propuestas presentadas sean inconvenientes técnica o económicamente para los intereses de la ESSA ESP, o se presente una justa causa o no se hubiere presentado propuesta alguna. En éste evento se devolverán las garantías de seriedad de la propuesta a cada PROPONENTE, con la comunicación escrita de este hecho, sin que ello genere ninguna clase de compensación a favor de ninguno de los PROPONENTES.
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ADJUDICACIÓN DEL CONTRATO
La ESSA ESP realizará la adjudicación de la propuesta mediante comunicación escrita al PROPONENTE favorecido y será de carácter irrevocable. A los demás PROPONENTES se les enviará copia del oficio de adjudicación. 32
PERFECCIONAMIENTO DEL CONTRATO
El PROPONENTE favorecido con la adjudicación deberá suscribir el contrato dentro de los ocho (8) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la comunicación de adjudicación emanada de la Gerencia General. Si no lo hiciere dentro de tal plazo la ESSA ESP podrá optar por una nueva invitación o adjudicar al PROPONENTE calificado en segundo lugar, dentro de los quince (15) días calendarios siguientes. Lo anterior se estipula sin perjuicio de la posibilidad que tiene la ESSA ESP de hacer efectiva la póliza de seriedad de la propuesta. El contrato se entiende perfeccionado con la firma de LAS PARTES y el pago de los impuestos de Ley. Todos los gastos que implique la legalización del contrato y las ampliaciones a que hubiere lugar, corren por cuenta del CONTRATISTA. Página 31 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Salvo fuerza mayor o caso fortuito debidamente comprobado, si el PROPONENTE favorecido no suscribe el contrato dentro del término aquí estipulado, La ESSA ESP procederá a hacer efectiva la garantía de seriedad de la propuesta.
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GARANTÍAS
El CONTRATISTA se obliga a constituir a su costa y a favor de la ESSA ESP una garantía, con destino a entidades particulares, que avalará el cumplimiento de las obligaciones surgidas del contrato. El CONTRATISTA deberá presentar la garantía en la Unidad de Administración del Sistema de Distribución – UNASDI para su correspondiente aprobación, por parte de la Secreatría General, dicha garantía deberá presentarse dentro de los ocho (8) días calendarios siguientes al perfeccionamiento del contrato. La garantía debe constituirse por los montos y amparos que a continuación se relacionan: ü BUEN MANEJO CORRECTA INVERSIÓN Y REINTEGRO DEL ANTICIPO. Por el cien por ciento (100%) del valor del anticipo y con vigencia por el término de ejecución del contrato y liquidación final. ü CUMPLIMIENTO: Por un monto equivalente al treinta por ciento (30%) del valor del contrato, y con una vigencia igual al término de ejecución del contrato, su liquidación final y tres (3) meses más ü SALARIOS Y PRESTACIONES SOCIALES E INDEMNIZACIONES DE PERSONAL: Por un valor equivalente al veinte por ciento (20%) del valor del contrato y con una vigencia igual al término de ejecución del contrato y tres (3) años más. ü DAÑOS CONTRA TERCEROS (RESPONSABILIDAD CIVIL EXTRA CONTRACTUAL): Por un monto equivalente al treinta por ciento (30%) del valor del contrato y con una vigencia igual al término de ejecución del contrato y tres (3) meses más. ü CALIDAD DEL SERVICIO: Por una cuantía equivalente al veinte por ciento (20%) del valor total del contrato y vigente por el término del contrato hasta su liquidación final y tres (3) meses más. ü CALIDAD DE LOS EQUIPOS SUMINISTRADOS: Por una cuantía equivalente al veinte por ciento (20%) del valor total del contrato y vigente por dos (2) años contados a partir de la fecha de recibo por la ESSA ESP. ü REEMPLAZO O REPARACION DE LAS OBRAS (ESTABILIDAD), cuyos defectos aparezcan después del acta de liquidación final: Por valor del veinte por ciento (20%) del valor total del contrato y vigente por cinco (5) años, contados a partir de la fecha de recibo por la ESSA ESP Este ítem de la póliza se modificará de conformidad con el valor total final del contrato y la fecha de recibo, una vez se liquide el mismo. Si el CONTRATISTA se negare a constituir las garantías ó sus prórrogas, la ESSA ESP dará por terminado el contrato en el estado en que se encuentre, sin que por éste hecho la misma Página 32 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
deba reconocer ó pagar indemnización alguna, quedando a salvo las acciones judiciales que deba emprender la ESSA ESP para obtener el resarcimiento de los perjuicios que ésta renuncia le acarree. Cuando haya una ampliación justificada del plazo contractual, éstas garantías deben ser ampliadas por el mismo lapso en las mismas condiciones anteriores; correrá a cargo del CONTRATISTA el pago correspondiente a la prima causada por ésta razón. Si durante el desarrollo del contrato ocurriesen nuevas ampliaciones justificadas del plazo, en cada caso se dará un tratamiento similar.
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DEVOLUCIÓN DE LA GARANTÍA DE SERIEDAD
Al PROPONENTE ganador se le devolverá la garantía de seriedad de la propuesta, cuando estén perfeccionadas las pólizas objeto del Contrato. A los PROPONENTES no favorecidos, se les devolverá la garantía de seriedad de la propuesta dentro de los tres (3) meses siguientes a la adjudicación o al perfeccionamiento del contrato, previa solicitud por escrito.
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FORMA DE PAGO
La ESSA ESP pagará un anticipo correspondiente al cuarenta por ciento (40%) del valor total del contrato sin incluir IVA. Las actas parciales de pago, aunque se encuentran suscritas por el representante de la ESSA ESP, no implican el recibo o aprobación definitiva por parte de la ESSA ESP del trabajo y servicios ejecutados y, por consiguiente, no exime al CONTRATISTA de su responsabilidad en cuanto a la calidad o a la cantidad del trabajo resultante o de cualquier otra obligación contractual o de responsabilidad civil. Del monto total de cada acta parcial de pago se descontará el 40% para amortizar el anticipo hasta su total liquidación. El pago final se hará después de firmada por LAS PARTES el acta de liquidación final del contrato, previa la constitución de las garantías, según el caso y con la presentación de los siguientes documentos: ü Acta de recibo final debidamente suscrita por el INTERVENTOR, la ESSA ESP y el CONTRATISTA. ü Paz y salvo de todos los trabajadores vinculados por el CONTRATISTA para la realización de los trabajos objeto de contratación, en los cuales se haga constar que han recibido a satisfacción los salarios y prestaciones sociales, derivados del contrato, ü Certificados del ISS o del Fondo privado de pensiones, de la EPS, ARP, SENA, ICBF, Cajas de Compensación, en los que conste que el CONTRATISTA se encuentra a paz y salvo por los respectivos aportes. ü Certificado de pago de impuesto de timbre sobre el valor final del contrato. ü Acta de liquidación final debidamente suscrita. Página 33 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
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SOLUCION DE CONTROVERSIAS
Si surgiere una diferencia, disputa o controversia entre LAS PARTES por razón o con ocasión del presente contrato, LAS PARTES buscaran de buena fe un arreglo directo antes de acudir al trámite arbitral aquí previsto. En consecuencia si surgiere alguna diferencia, cualquiera de LAS PARTES notificará a la otra la existencia de dicha diferencia y una etapa de arreglo directo surgirá desde el día siguiente a la respectiva notificación. Esta etapa de arreglo directo culminará a los treinta (30) días siguientes a la fecha de su comienzo. Si no hubiere arreglo entre LAS PARTES dentro de la etapa antedicha, cualquiera de ellas podrá dar inicio al arbitraje institucional. Toda controversia o diferencia relativa a este contrato, a su celebración, ejecución, desarrollo, a su terminación, a su liquidación, o al cumplimiento de cualquiera de las obligaciones señaladas en el mismo, se resolverán por un Tribunal de Arbitramento que se sujetará a lo dispuesto por el Decreto 2279 de 1989, Decreto 2651 de 1991, Ley 80 de 1993, Ley 446 de 1998, Decreto 1818 de 1998 y demás disposiciones legales que le sean aplicables, los reglamenten, adicionen o modifiquen y de acuerdo con las siguientes reglas: ü El tribunal estará integrado por tres (3) árbitros. ü El tribunal funcionará en la ciudad de Bucaramanga, en el Centro de Conciliación y Arbitraje de la Cámara de Comercio de Bucaramanga. ü LAS PARTES delegan en el Centro de Conciliación y Arbitraje de la Cámara de Comercio de Bucaramanga la designación de los árbitros mediante sorteo de la lista de árbitros que lleve el mismo centro. ü El tribunal decidirá en derecho. 37
LEGISLACIÓN SOBRE SALUD OCUPACIONAL
El CONTRATISTA deberá tener en cuenta lo expresado en los artículos 29 al 31, 34, 37, 56, 58, 60, 65, 108, 205, 206, 208, 217, 220, 221, 230, 349, 350 y 351 del código Sustantivo del Trabajo, Ley 9 de 1979, Ley 776 de 2002, Decreto 614 de 1954, Decreto-Ley 1295 de 1994, Resolución 2400 de 1979, 2013 de 1986 y 1016 de 1989, 1401 de 2007 emanados de los Ministerios de Trabajo y salud, referentes a la legislación sobre salud ocupacional, Código Nacional de Seguridad Industrial del sector eléctrico. Es obligación del CONTRATISTA afiliar en forma permanente durante la duración del presente contrato a personal vinculado a las labores propias del contrato, al sistema de seguridad social (EPS, ARP Y PENSIONES). 38
LEGISLACIÓN SOBRE PRESERVACIÓN DEL MEDIO AMBIENTE
EL PROPONENTE declara conocer toda la normatividad regulatoria de la conservación del medio ambiente y se compromete a cumplir lo dispuesto por la Ley 99 de 1993 sus Decretos reglamentarios y demás normas que lo modifiquen o adicionen. En el evento en que se requiera, previo a la ejecución de la obra o servicio, el CONTRATISTA, tramitará y obtendrá los permisos necesarios ante la autoridad ambiental competente para cumplir con las exigencias legales y además los que llegaren a requerirse durante el desarrollo del contrato. Página 34 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
También el CONTRATISTA responderá por los daños ambientales con ocasión de los trabajos contratados, el CONTRATISTA autoriza para que la empresa le descuente de los saldos pendientes de pago, el valor de las multas que las autoridades ambientales determinen con ocasión de la ejecución de dichos trabajos. Sin perjuicio de que la empresa adelante las acciones judiciales a que haya lugar contra el CONTRATISTA. EL CONTRATISTA se compromete a aplicar una política de especial consideración a la protección de la salud, a la conservación del medio ambiente y al cuidado de los bienes de la ESSA ESP y de la comunidad, dándola a conocer expresamente a sus empleados. En desarrollo de esa política en el campo práctico, deberá prestar la debida atención al medio ambiente, a la salud de sus trabajadores y a la salud de las demás personas del lugar donde se ejecutan los trabajos, preservando el aire, las aguas, el suelo, la vida animal y vegetal de cualquier efecto adverso que pueda surgir de las labores correspondientes al contrato y colaborar estrechamente con la ESSA ESP en el cuidado de sus bienes y equipos. Evitará igualmente cualquier molestia que sus labores puedan ocasionar a la comunidad o a la ESSA ESP y sus trabajadores. El CONTRATISTA antes de iniciar los trabajos que de alguna manera puedan afectar o impactar los recursos naturales como contaminar al aire o al agua, alterar el suelo, afectar a la flora, la fauna o cambiar al paisaje, deberá realizar previamente los estudios de calidad ambiental actual para cada uno de estos recursos y solicitar los permisos ambientales correspondientes si ello aplica. El CONTRATISTA, será el único responsable de cualquier daño o deterioro, así sea leve, que llegare a presentarse por causa suya o de sus trabajadores en el aire, las aguas, el suelo, la salud humana y la vida animal o vegetal, o la polución en daños en carreteras, vías internas, calles, ríos, caños, parques, zonas verdes, zonas residenciales y equipos o plantas, como consecuencia del desarrollo de sus labores y reembolsará plenamente a la ESSA ESP las sumas que esta llegare a pagar por cualquier concepto de estos perjuicios. Cualquier infracción a las normas de protección ambiental y manejo de bienes durante la ejecución de sus labores, será corregida de inmediato, la ESSA ESP se reserva el derecho de suspender total o parcialmente las labores hasta que ello ocurra, corriendo el CONTRATISTA con todos los costos y riesgos que se deriven de la suspensión. En casos de reincidencia la ESSA ESP podrá dar por terminado el contrato sin lugar a indemnización. EL CONTRATISTA declara que conoce la legislación colombiana sobre los recursos naturales y el medio ambiente y se obliga a cumplirla.
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DAÑOS Y PERJUICIOS
El CONTRATISTA es el primer obligado a responder por los daños y perjuicios que se ocasionen a las personas o bienes de la ESSA ESP y de terceros y que le sean imputables. Para los daños que se causen a propiedades de la ESSA ESP, o de terceros, el CONTRATISTA dispondrá de quince (15) días hábiles desde la fecha en que se causen para repararlos. 40
CAUSAL DE ELIMINACION DEFINITIVA Página 35 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
La ESSA ESP eliminará aquellas ofertas que no cumplan los siguientes requisitos: ü Cuando no presenten cualquiera de los documentos exigidos, que se requieran para la comparación de las ofertas. ü Cuando presente documentos falsos. ü Cuando alguno de los miembros de un Consorcio o Unión Temporal no cumpla con el requerimiento de inscripción en el registro único de PROPONENTES – RUP (ó su equivalente por empresas extranjeras)..Cuando el CONTRATISTA no subsane lo solicitado por la ESSA ESP dentro del término otorgado para hacerlo. 41
INFORMACIÓN ADICIONAL
Cualquier información deberá solicitarse, vía fax a los números 6339767 extensiones 1038 ó 1114, ó a los e-mail
[email protected] y
[email protected] ó por escrito en las oficinas de la Unidad de Administración del Sistema de Distribución - UNASDI, hasta tres (3) días calendario antes de la fecha señalada para entrega de las propuestas.
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CAPÍTULO 2: OBJETIVO Y ALCANCE GENERAL La ESSA ESP le invita a presentar su propuesta con el fin de contratar el “PROYECTO SCADA DE LA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P.” de acuerdo con el alcance, condiciones y especificaciones fijadas en los presentes Términos de Referencia.
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OBJETIVO
Suministro tipo “llave en mano” del Centro de Control de la ESSA ESP, el cual incluye la implementación de soluciones para los siguientes aspectos: ü Comunicaciones entre el Centro de Control y las subestaciones de la ESSA ESP ü Calidad de la Potencia Eléctrica ü Solución SCADA del Centro de Control ü Diseño arquitectónico e implementación del área del Centro de Control ü Modernización de Protecciones y Medida ü Integración de IEDs de cada Subestación 2
ALCANCE GENERAL
El alcance general de cada aspecto se define a continuación. 2.1
COMUNICACIONES ENTRE EL CENTRO DE CONTROL Y LAS SUBESTACIONES DE LA ESSA ESP
El PROPONENTE deberá contemplar el suministro, configuración, instalación y puesta en servicio de los siguientes elementos activos en su oferta: ü Equipos de Transmisión para iluminación de Fibra óptica existente entre el Centro de Control y las Subestaciones. ü Unidad UPS en cada una de las subestaciones principales y gabinetes de comunicaciones. ü Canales de comunicación redundante entre las subestaciones principales y el Centro de Control. ü Canales de comunicación satelital con encripción de datos y tecnología VPN, entre las subestaciones principales y el Centro de Control. ü Canales de comunicaciones celulares con encripción de datos y tecnologías VPN y GPRS (o superior), entre subestaciones tipo y el Centro de Control. Página 37 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ü Canales de comunicaciones celulares con encripción de datos y tecnologías VPN y GPRS (o superior), entre reconectadores y seccionalizadores de la red de distribución de la ESSA ESP y el Centro de Control. También deberá contemplarse a cargo del CONTRATISTA, el suministro del servicio de telecomunicaciones por un año después de la puesta en servicio de todo el sistema, para los casos que aplique facturación mensual. En todo caso, deberá mantenerse la conectividad de los sitios ya integrados y puestos en servicio antes de la terminación de los trabajos. El CONTRATISTA suministrará los equipos y canales de comunicación requeridos, por lo cual no se reconocerán en el futuro cargos por arrendamiento de equipos; sin embargo, el cambio de titular del servicio deberá ser notificado a la empresa prestadora del servicio sólo hasta el momento de la puesta en servicio del sistema en su totalidad. 2.2
CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA
La ESSA ESP requiere el suministro, instalación, puesta en servicio del Sistema de Medición y Registro de la Calidad de la Potencia Eléctrica, con el fin de dar cumplimiento a lo exigido en las Resoluciones CREG 024/2005 y 016/2007. El PROPONENTE deberá contemplar en su oferta: ü Medidores de calidad de la potencia eléctrica que cumplan con las características, normas y estándares descritos en las resoluciones CREG 024/2005 y 016/2007. ü Tableros de tipo interior para subestaciones principales. ü Tableros de tipo exterior para subestaciones tipo. ü Servidor basado en la plataforma Intel, con el software necesario para el procesamiento de la información exigida por la CREG. ü Computadores portátiles con el software adecuado, que permitan interrogar los medidores en sitio. 2.3
SOLUCIÓN SCADA DEL CENTRO DE CONTROL
La ESSA ESP requiere contar con modernos y adecuados sistemas de información para dar soporte a los procesos operativos y corporativos que funcionen armónicamente integrados, que compartan información e interactúen entre ellos y además permitan facilitar sus procesos, mejorando la calidad del servicio eléctrico prestado. El Centro de Control tiene como objetivos: ü Control remoto de las Subestaciones mediante un sistema SCADA computarizado de atención de interrupciones de circuitos y transformadores. ü Optimizar el control en Alimentadores mediante una mejor utilización de los recursos. ü Disminución del tiempo promedio de la interrupción en caso de fallas y su restablecimiento. ü Mejoramiento de la confiabilidad del Sistema. Página 38 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
El PROPONENTE deberá suministrar un sistema informático que soporte, de modo integral, la gestión de distribución de la ESSA ESP en sus aspectos técnico, operativo, económico y administrativo, abarcando desde la planificación hasta la puesta en servicio de instalaciones así como su operación y mantenimiento. ESSA ESP cuenta actualmente con sistemas de apoyo a la operación de la red de distribución desarrollados por terceros. Este realiza el registro de los eventos de la red por medio de la Secuencia Operativa de Eventos (SOE). Para esto requiere la información del sistema SCADA sobre los estados y medidas de los elementos de operación que hacen parte de esta. Se requiere el suministro de una interfaz abierta, con protocolo OPC (OLE for Process Control) y en modo servidor, para el suministro de dicha información al área que la requiera. 2.4
MODERNIZACIÓN DE PROTECCIONES Y MEDIDA
La ESSA ESP requiere la modernización de las protecciones electromecánicas y numéricas con el fin de maximizar el uso dado a la herramienta SCADA, por lo que se requiere el suministro, instalación y puesta en servicio de los siguientes elementos: ü Medidores de clase 0.2s y 0.5s ü Relés de protección de línea ü Relés de protección diferencial de transformador ü Relés de protección de sobrecorriente ü Relés de protección diferencial de barraje ü Relés de protección de alimentadores ü Controladores de bahía ü Anunciadores ü Unidades de Supervisión de refrigeración y cambia-tomas de transformadores ü Sistema Centralizado de Gestión de Protecciones Se requiere la coordinación de las protecciones de cada subestación para el adecuado funcionamiento de los relés de nueva tecnología. 2.5
INTEGRACIÓN DE IEDS DE CADA SUBESTACIÓN
Se requiere ejecutar un proceso de parametrización, programación, automatización e integración de los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs), instalados en las subestaciones de la ESSA ESP.
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Para cada subestación se debe realizar un proceso de integración en un Gateway de comunicaciones, para el envío de señalización y recepción de comandos del Scada, de modo que se visualicen todos los datos y las siguientes funciones: ü Unifilar de todas las subestaciones y de cada uno de los transformadores, seccionadores, interruptores de cada subestación. ü Visualización de estados ü Visualización de valores de lecturas. ü Mandos ü Grabación automática de las maniobras con estampa de tiempo. ü Grabación automatizada de lecturas. ü Posibilidad de adquisición de los archivos que contienen datos, reportes de eventos, configuraciones y archivos grabados. ü Generación de alarmas acústicas y visuales por sistema de acuerdo a parámetros máximos y mínimos dados por personal de ESSA ESP ü Manejo de alarmas globales o por áreas. ü Visualización de eventos y alarmas de los anunciadores. ü Desplegar datos individuales por circuito, con solo dar un clic en la pantalla. Se deberá llevar a cabo la integración de IEDs existentes y suministrados por el PROPONENTE favorecido, para integrar las funciones de las subestaciones en el Centro de Control. 2.6
DISEÑO ARQUITECTÓNICO E IMPLEMENTACIÓN DEL ÁREA DEL CENTRO DE CONTROL
Se contempla dentro del alcance del proyecto el diseño y construcción de infraestructura del Centro de Control, partiendo del área volumétrica que será destinada y entregada en obra gris por la ESSA ESP para tal fin. El alcance de este frente de trabajo incluye: ü Piso falso y bandejas portacables. ü Cableado estructurado horizontal y vertical ü Instalación de divisiones y cielo raso ü Mobiliario ü Control de Acceso ü Video vigilancia Página 40 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ü Iluminación corriente y de emergencia ü Video Wall ü Sistema contra-incendios, auto-extinción de flama y puertas de emergencia 3
ASPECTOS GENERALES DE LA PROPUESTA
Para cada una de las áreas que comprende el alcance de este proyecto se deberán contemplar los siguientes requisitos: 3.1
INGENIERÍA DE DETALLE
El PROPONENTE realizará la ingeniería de detalle para el sistema a suministrar. Esta permitirá definir los equipamientos, accesorios y materiales a emplear así como los emplazamientos o ubicación física de los mismos, detalles de alimentación de energía eléctrica, rutas de cableado, etc. Lógicamente dicho estudio debe hacerse antes de ordenar la compra de los equipos, materiales y accesorios. Como parte de la ingeniería de detalle el PROPONENTE debe realizar una visita detallada a los sitios de instalación. Dicho “survey” también será aprovechado para levantar información sobre disponibilidad de fuentes de alimentación eléctrica, disponibilidad de espacio para la instalación de los nuevos equipos, particularidades para la instalación, otros sistemas similares existentes (posibles fuentes de interferencia), verificación de perfiles, cálculo de alturas de antena, trabajos necesarios para la ejecución de las obras, etc. La información contenida en dicho estudio también será de utilidad para la planificación de los trabajos. 3.2
MONTAJE
El PROPONENTE será el responsable de ejecutar el montaje completo del Centro de Control, incluyendo todas las obras complementarias de adecuación para la instalación del sistema completo. El PROPONENTE será responsable del cableado, interconexión y puesta en servicio de todos los equipos objeto del suministro, incluyendo cualquier labor de programación y personalización de los mismos, que fueren requerida para entregar un sistema completamente operativo e integrado. En general, para cada equipo, se deberán cumplir las prescripciones del fabricante para su montaje, y que además no se contrapongan, en su esencia, a las aquí señaladas. 3.3
CAPACITACIÓN Y TRANSFERENCIA DE TECNOLOGÍA
El PROPONENTE deberá entrenar y capacitar al personal de la ESSA ESP, a fin de posibilitar la aplicación y utilización de las metodologías y nuevas herramientas. Para este efecto la ESSA ESP pondrá a disposición del PROPONENTE, los recursos humanos suficientes para la colaboración en el desarrollo de los trabajos. Dichos recursos humanos serán a la vez los beneficiarios de la transferencia de tecnología a ser implementada por el PROPONENTE. Página 41 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Queda entendido sin embargo, que los recursos humanos de la ESSA ESP nada tienen que ver con la responsabilidad del PROPONENTE para el cumplimiento o la ejecución de los trabajos. 3.3.1
CAPACITACIONES PARA PERSONAL DE OPERACIÓN
El PROPONENTE deberá prever la repetición de las capacitaciones orientadas al personal de operación, al menos tres (3) veces, con el fin de permitir que concurra todo el personal de operación y demás interesado. El temario de capacitación deberá abarcar: ü Funciones disponibles y recursos generales del sistema. ü Presentación de la Interfaz Hombre - Máquina. ü Interpretación de las informaciones en el vídeo. ü Interpretación de los registros en impresora. ü Facilidades para comandos. ü Partidas del sistema. ü Gestión de configuración. Duración: 40 horas Pre-requisitos: Ninguno Porcentaje de tiempo en prácticas: 80%. Lugar de capacitación: Sede de la ESSA ESP 3.3.2
CAPACITACIONES PARA PERSONAL DE ADMINISTRACIÓN DEL SISTEMA
El PROPONENTE incluirá en la oferta, la capacitación para personal de la ESSA ESP, en el cual se tratarán aspectos relacionados con el mantenimiento y administración del sistema, componentes de hardware, software y sus interrelaciones, arquitectura del sistema, HMI (Human Machine Interface), aplicaciones SCADA, y las características operacionales en general y objetivos del sistema. Deberá ser de 240 horas, con los siguientes temas a tratar: ü Instalación de servidores ü Mantenimiento de Equipos del Sistema ü Modelado de SCADA y Aplicaciones Ø Funciones del sistema SCADA Ø Tipos de elementos: Mediciones de estado, analógicas y contadores de energía Ø Proceso de adquisición de datos y telecomandos Página 42 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ø Designación de calidad de datos Ø Creación de cálculos Ø Utilización de alarmas y opciones de configuración. Ø Modelado y organización de la de base de datos Ø Diseño de pantallas Ø Diseño de elementos gráficos ü Sistema de Calidad de la Potencia Ø Características técnicas de medidores, medios de comunicación y Software de Gestión. Ø Administración del sistema: Parametrización de medidores, inclusión y remoción de medidores en el Software de Gestión. Ø Labores básicas de mantenimiento, configuración y diagnóstico. 3.4
CONTROL DE CALIDAD
ESSA ESP, tendrá en todo momento el derecho de inspeccionar y probar los bienes a fin de verificar su conformidad con las especificaciones del contrato y de las bases de la licitación. Será motivo de descalificación de la propuesta, el incumplimiento de alguno de los requisitos técnicos de las especificaciones descritas en los capítulos 3 al 9, del presente pliego de condiciones. Los equipos deben ser diseñados y construidos para operar sin presentar fallas ocasionadas por condiciones ambientales extremas e influencias electromagnéticas. El diseño debe haberse comprobado a fin de evitar consecuencias de errores en el mismo. Las condiciones de transporte deben ser consideradas a fin de evitar mal funcionamiento debido al mismo. Es requisito indispensable la seguridad de operación de cada una de las funciones que se asignen al sistema, evitando cualquier posibilidad de falsa operación, inadecuada aplicación de funciones y fundamentalmente de operación autónoma o errónea de telecontroles por interpretación de mensajes erróneos o fallas de equipamiento (hardware). Por lo tanto, se requiere que el sistema cuente con los elementos necesarios de seguridad y verificación a nivel de programación y componentes.
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CAPÍTULO 3: COMUNICACIONES
1
ALCANCE
La propuesta debe incluir todas aquellas actividades, materiales, herramientas, mano de obra, transporte, consumibles y adicionales necesarios para la entrega del servicio a satisfacción de la ESSA ESP en cada una de las subestaciones que se describen en la Tabla 2, la cual indica el medio de comunicaciones requerido para cada sitio. Todas estas actividades serán por cuenta y riesgo del PROPONENTE. El CONTRATISTA seleccionado deberá efectuar las siguientes actividades: ü Suministrar, configurar, instalar y poner en funcionamiento los equipos de transmisión de datos que habilitan los enlaces de fibra óptica en cada una de las subestaciones donde llegue este medio. ü Suministrar, configurar, instalar y poner en funcionamiento los equipos de transmisión de datos vía satélite (antenas, idu, firewall VPN) en cada una de las subestaciones que se haya recomendado la instalación de este medio de comunicaciones, cumpliendo con los requerimientos técnicos indicados. ü Suministrar, configurar, instalar y poner en funcionamiento los equipos de transmisión de datos vía celular GPRS en las subestaciones que requieran de este medio de comunicaciones para su integración a la red de automatización. ü Suministro de UPS de 5KVA en cada una de las subestaciones y gabinetes de comunicaciones donde sea indicado por la ESSA ESP ü Integrar los diferentes sistemas de telecomunicaciones con el rack principal del Centro de Control, de tal forma que las señales de cada uno de los elementos de las subestaciones puedan ser visualizados en el sistema SCADA. Los anteriores equipos y accesorios anexos se describen detalladamente en el Anexo No. 5 de esta Invitación, el cual forma parte integrante de este documento.
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Tabla 2. Sistema de Telecomunicaciones Subestaciones ESSA ESP SUBESTACIONES TRADICIONALES Georeferenciación ITEM
S/E´s
Localización Longitud
Latitud
Altitud
DATOS Medio de transmisión actual
Medio de transmisión proyectado
ÁREA METROPOLITANA DE BUCARAMANGA 1
Bucaramanga Floridablanca
73.11183 7.05311
840
Fibra Óptica
2
Palos
Bucaramanga
73.13266 7.16791
810
Fibra Óptica
3
Palenque
Girón
73.16633 7.09716
704
4
Minas
Bucaramanga
73.12661 7.09563
942
Fibra Óptica
5
Florida
Floridablanca
73.09783 7.05194
955
Fibra Óptica
6
Conucos
Bucaramanga
73.10891 7.10486
950
Fibra Óptica
7
Norte
Bucaramanga
73.12608 7.13
1014
Fibra Óptica
8
Bucarica
Floridablanca
73.0828
7.06655
966
Fibra Óptica
9
Bosque
Floridablanca
73.11044 7.07463
898
10
Sur
Bucaramanga
73.12069 7.11494
960
Fibra Óptica
11
Principal
Bucaramanga
73.12616 7.14094
976
Fibra Óptica
Fibra Óptica
Fibra Óptica
ZONAS Y SUB-ZONAS 12
Barbosa
Barbosa
73.60891 5.95508
1657
13
San Gil
San Gil
73.14883 6.55916
1157
14
Socorro
Socorro
73.2663
1169
15
Vado Real
Vado real
6.47394
Fibra Óptica Fibra Óptica Fibra Óptica Fibra Óptica
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SOLUCIÓN DE COMUNICACIONES A IMPLEMENTAR
SUBESTACIONES TRADICIONALES Georeferenciación ITEM
S/E´s
Localización Longitud
Latitud
Altitud
DATOS Medio de transmisión actual
Medio de transmisión proyectado
SOLUCIÓN DE COMUNICACIONES A IMPLEMENTAR
ZONAS Y SUB-ZONAS 16 17
Cimitarra Sabana
Cimitarra Sabana de Torres
73.95433 6.33275 73.494 7.38
208 210
Fibra Óptica
18
San Alberto
San Alberto
73.38325 7.7453
155
Fibra Óptica
19
Termobarranca Barrancabermeja
73.8955
80
Fibra Óptica
20
Lizama
La Fortuna
73.54963 7.12966
162
Fibra Óptica
21
San Silvestre
Barrancabermeja
73.82919 7.07722
150
Fibra Óptica
22
Parnaso
Barrancabermeja
73.85427 7.07305
100
Fibra Óptica
23
Buenos Aires
Barrancabermeja
73.85702 7.05622
110
Fibra Óptica
24
Málaga
Málaga
72.73077 6.68755
2189
25
Oiba
Oiba
26
Zaragosa
Bucaramanga
27
Palmas
Bucaramanga
28
Caneyes
Girón
Enlace Satelital
29
Calichal
Málaga
Enlace Satelital
30
Servitá
Málaga
Enlace Satelital
7.09725
Enlace Satelital
Enlace Satelital Fibra Óptica Enlace Satelital
73.23038 7.2265
379
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Enlace Satelital
2
INTERCONEXIÓN DE SUBESTACIONES CON TECNOLOGÍA SATELITAL
Se ha determinado que la supervisión y control de las Subestaciones donde se implemente esta tecnología y de las aplicaciones de control mencionadas posteriormente, se haga a través de la implementación de una Red Privada Virtual (VPN) a través de enlace satelital, utilizando la arquitectura del estándar ETHERNET, IEEE 802.3 y/o sus variantes o implementaciones, incluyendo los estándares de WLAN 802.11 si aplican. La topología física debe ser en estrella o cadena de estrellas y se debe diseñar, e implementar para cumplir con los siguientes propósitos, condiciones y/o requerimientos: ü Supervisar o monitorear en un conjunto de servidores, instalados en la red local del Centro de Control, a través de una aplicación tipo SCADA, el funcionamiento y estado de los equipos de las subestaciones. ü Ejercer mecanismos de control a través de la interfase HMI (Diagrama Unifilar) desarrollada en la aplicación SCADA sobre los equipos de la subestaciones desde el Centro de Control. ü Utilizar el canal para la interconexión de las subredes de datos (LAN’s) existentes en las subestaciones, para el uso de aplicaciones de ofimática y otras de propósito especifico bajo topología o esquema Ethernet, utilizando protocolos como TCP/IP. ü El enlace debe permitir acceso a Internet en cada una de las subestaciones, aplicando las políticas de seguridad y navegación requeridas por la ESSA ESP ü Utilizar el enlace para la implementación de soluciones que permitan establecer comunicaciones de tipo Textual (Chat), Visual (Tele/Video-Conferencia), Oral(Voz sobre IP), etc., en soluciones preferiblemente basadas en IP. 2.1 2.1.1
ELEMENTOS A SUMINISTRAR DISPOSITIVOS DE TRANSMISIÓN
ü ANTENA SATELITAL (canal UPLINK Y canal DOWNLINK) ü CABLE: Adecuados a los equipos activos y antenas. ü PROTECCIONES ü UNIDAD DE RECEPCIÓN INTERNA (INDOOR) Y TRANSMISION ETHERNET - IP ü SERVIDOR DE VPN CON UN MÍNIMO DE 8 TÚNELES ü UPS ADMINISTRABLE POR PUERTO ETHERNET. 2.1.2
CONDICIONES
Suministro, instalación y montaje: ü Los equipos deben admitir la asignación de direcciones IP y tener la posibilidad preferiblemente de ser administrados (configurados, supervisados) vía HTTP y/o a
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través de utilitarios. Se deben entregar completamente configurados con las últimas versiones de firmware y software disponibles por el fabricante. ü Deben proveer seguridad basada preferiblemente en IPSEC con encriptación en sistema 3DES de hasta 128-bit. Deben tener firewall embebido o externo para la protección de accesos indebidos desde el exterior. ü Los equipos deben tener la posibilidad de almacenar los parámetros de configuración en archivo externo susceptible de ser guardado en computador a través de la red local o por puerto de administración, a fin de poder ser reconfigurados de manera rápida y precisa en caso de problemas. ü Se deben documentar todos los parámetros de configuración de los equipos, en formato escrito, con gráficos alusivos a cada una de las pantallas. ü Todos los procedimientos se deben ajustar a la normatividad vigente emanada del Ministerio de Comunicaciones de Colombia y/o los organismos reguladores encargados del sector. ü El CONTRATISTA se compromete a entregar los equipos en sitio, instalados, configurados, probados y finalmente operando en las instalaciones de las subestaciones y el Centro de Distribución Local de la ESSA ESP 2.2
TECNOLOGÍA SATELITAL
Se debe utilizar tecnología para las comunicaciones Satelitales del tipo (SCPC, MCPC, VSAT, Etc.) basados en criterios de estabilidad, fiabilidad, rendimiento, tecnología y economía entre otros. Debe permitir integración de manera transparente a redes bajo tecnología ETHERNET (802.11). La VPN debe cumplir con los siguientes requisitos: ü Plataforma Escalable – La habilidad de la VPN para adaptarse a los cambios de Ancho de Banda y las necesidades de conectividad. ü Seguridad – Tunneling (IPSec, L2TP, L2F, etc), Encriptación (DES, 3DES), autenticación de paquetes (AH, ESP, MD-5, SHA), y control de acceso (capacidades de autenticación, autorización y contabilidad, AAA). ü Servicios de VPN inherentes a la calidad de servicio, prevención de congestión de red, servicios de enrutamiento, etc. ü Aplicaciones tales como Firewall, detección de intrusos y auditoria activa de seguridad (registro o logging). ü Administración remota, monitoreo de conexión y verificación de estado de conexión y estabilidad.
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ü Se deben incorporar los equipos adecuados para establecer un enlace de VoIP punto a punto entre las Subestaciones y el centro de control.
3
ENLACES DE FIBRA ÓPTICA
La ESSA ESP, reconociendo la importancia que representa mantener una comunicación bidireccional constante entre sus subestaciones y el Centro de Control, como núcleo de la red de datos, ha planeado la instalación de enlaces de fibra óptica que permitan contar con canales de comunicación propietarios de gran confiabilidad para el manejo remoto de las subestaciones, mejorando en un alto porcentaje el actual sistema de telecomunicaciones. Esta interconexión de fibra óptica de respaldo no solo mejorará la confiabilidad de las comunicaciones, sino que se podrán implementar mejoras en servicios como voz sobre IP (VoIP), permitiendo disminuir de forma notoria los gastos generados por llamadas telefónicas local y de larga distancia y además permitir la realización de videoconferencias con las demás subestaciones y zonas. Estos enlaces de respaldo deben realizarse con Cables ópticos protegidos internamente por coraza metálica que brinde todas las condiciones de seguridad teniendo en cuenta que esta deberá ser instalada en canalizaciones en toda el área metropolitana. Estas fibras ópticas deben ser del tipo monomodo con recubrimiento en acrilato, ubicadas en tubos de holgado rellenos, compuesto hidrófugo para prevenir la entrada y migración de humedad. Los tubos de holgado deben proteger las fibras de esfuerzos mecánicos. Todos los cables deben ser construidos bajo un proceso de control de calidad ISO 9001. Las fibras deben estar recubiertas por capas de material resistente principalmente a la luz ultravioleta e intemperie, que brinden además: ü Protección de la fibra contra atenuación por micro flexión. ü Resistencia contra abrasiones y cortes. ü Mayor resistencia mecánica a la fibra. ü Protección contra la humedad. ü Soportar esfuerzos de contracción del cable óptico y mantener el núcleo cilíndrico. ü Soporte de esfuerzos de tracción. 3.1
CONECTORES
Los conectores SC para la fibra han de tener pérdidas de inserción con valores de perdidas menores ó iguales a 0.2 dB, serán de alta resistencia mecánica, inmunes a la contaminación y a las condiciones ambientales. 3.2
NORMAS
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Se deberá acreditar que todos los procedimientos empleados en la fabricación de la fibra han sido certificados bajo la aplicación de las normas ISO 9001, incluyendo copia de los certificados pertinentes. Así como también cumplir con las normas internacionales existentes para sistemas de fibra óptica según lo determinado en estas especificaciones. De acuerdo a la ITU-T Rec. G.652 para fibra SM. 4
ESTABLECIMIENTO DE ENLACES VIA GPRS PARA AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES
Este esquema de un canal de comunicaciones con tecnología celular permite efectuar los procesos de Supervisión, recolección de datos en línea (on line) y control de cierre y apertura de forma remota de los dispositivos ubicados en las subestaciones donde sea implementado este medio: A continuación se detalla cada una de las subestaciones que contaría con este tipo de canal de comunicaciones. Tabla 3. Subestaciones con comunicación vía GPRS ITEM SUBESTACIÓN
ITEM SUBESTACIÓN
ITEM SUBESTACIÓN
1
VADO REAL
17
LANDAZURI
33
CALIFORNIA
2
OIBA
18
CHARALA
34
RIO NEGRO
3
SAN VICENTE
19
LLANO GRANDE
35
EL CERO
4
ZAPATOCA
20
CAPITANEJO
36
TRINCHERAS
5
LA GRANJA
21
SAN ANDRES
37
LA ESPERANZA
6
VELEZ
22
CABECERA
38
SAN MARTIN
7
SUCRE
23
39
SANTA CATALINA
8
EL CARMEN
24
40
SAN PABLO
9
PUERTO ARAUJO
25
SAN CRISTOBAL MESA DE LOS SANTOS ACUARELA
41
CANTA GALLO
10
POZO NUTRIAS
26
BELLAVISTA
42
CIENAGA
11
CUCHILLA DEL RAMO
27
VILLAS
43
LA FERIA
12
CONTRATACIÓN
28
MATANZA
44
SAN RAFAEL
13
BERLIN
29
VIJAGUAL
45
EL LLANITO
14
CAMPO 22
30
KM 8
46
EL BAMBU
15
SANTA ANA
31
PUENTE SOGAMOSO
47
LAGUNA
16
SAN JOSÉ DE PARE
32
LEBRIJA
48
CAFE CORRIENDO
Adicionalmente existen 65 reconectadores y seccionalizadores que deberán integrarse, cuando sea técnicamente posible a la red de automatización empleando este medio de comunicación.
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Tabla 4. Seccionalizadores y Reconectadores con comunicación Via GPRS PINTADO APOYO
LATITUD
LONGITUD
PINTADO APOYO
LATITUD
1
1148010
7,101,643,527
73,127,351,325
34
1001370
7,104,698,058
73,118,458,286
2
1133837
7,087,857,203
73,108,343,062
35
1219502
7,152,771,319
73,144,367,959
3
1070312
7,117,067,742
73,107,893,217
36
1295721
7,084,567,216
73,160,305,013
4
1069705
7,110,105,530
73,110,693,898
37
1372301
7,112,058,018
73,224,633,129
5
1031694
7,130,596,359
73,112,833,541
38
1480405
7,111,635,508
73,224,923,399
6
1067486
7,115,570,346
73,112,961,372
39
1571613
7,092,241,685
73,101,113,702
7
1077287
7,133,077,252
73,119,310,007
40
2080133
7,133,473,620
73,126,719,160
8
1045351
7,121,864,141
73,109,701,976
41
2065754
7,058,124,067
73,087,122,701
9
1022989
7,066,632,485
73,082,774,366
42
2064073
7,070,511,672
73,104,488,019
10
1083279
7,098,098,958
73,105,057,016
43
2068982
7,072,652,303
73,106,760,686
11
1074091
7,088,958,786
73,144,613,778
44
2068486
6,985,365,266
73,044,280,923
12
1085913
7,109,906,629
73,106,724,592
45
2410206
7,064,907,562
73,164,846,012
13
1051237
7,110,141,180
73,111,906,365
46
2482240
7,157,422,821
73,137,826,999
14
1068326
7,133,747,344
73,123,798,966
47
2493071
7,080,791,378
73,166,214,761
15
1035916
7,108,715,505
73,135,051,410
48
2739534
7,064,755,610
73,165,463,741
16
1033409
7,105,612,270
73,114,780,307
49
2721112
6,892,200,819
73,039,379,249
ID
ID
Página 51 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
LONGITUD
PINTADO APOYO
LATITUD
LONGITUD
PINTADO APOYO
LATITUD
17
1055674
7,121,014,142
73,125,268,172
50
2755670
7,082,595,942
73,168,778,947
18
1035533
7,108,629,902
73,128,439,653
51
1050591
7,115,221,343
73,117,478,102
19
1053507
7,129,404,178
73,130,714,270
52
2980908
6,881,924,666
73,027,164,049
20
1053302
7,129,732,934
73,126,421,855
53
1083074
7,104,848,095
73,109,274,025
21
1032321
7,118,385,648
73,122,451,666
54
1081985
7,105,063,236
73,116,577,103
22
1054422
7,119,994,902
73,134,385,511
55
1060422
7,135,894,045
73,126,450,605
23
1057405
7,118,323,933
73,129,915,996
56
1048775
7,136,655,454
73,122,507,214
24
1040448
7,118,129,211
73,123,151,868
57
3019489
7,358,970,878
73,175,167,702
25
1047752
7,114,428,162
73,129,555,627
58
2751909
7,006,812,787
73,056,028,749
26
1053124
7,125,060,948
73,121,903,925
59
3102998
7,687,851,503
73,352,930,115
27
1060155
7,119,111,051
73,133,374,184
60
3127346
7,885,458,214
73,441,298,195
28
1044451
7,123,849,508
73,116,309,536
61
3090931
7,183,905,439
72,882,723,431
29
1042718
7,137,262,887
73,130,411,707
62
2772108
7,128,982,740
73,181,205,572
30
1065971
7,127,481,241
73,112,434,782
63
2828570
7,129,487,377
73,120,219,672
31
1068539
7,131,041,272
73,118,970,022
64
2848732
7,137,758,549
73,125,828,869
32
1000004
7,113,586,869
73,121,997,964
65
2880199
7,088,507,222
73,119,750,783
33
1005588
7,108,350,639
73,127,662,712
ID
ID
Página 52 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
LONGITUD
4.1
TELECOMUNICACIONES – INTERCONEXIÓN FÍSICA
Se ha determinado que la supervisión y control de los dispositivos, se haga a través de la implementación de una Red Privada Virtual (VPN) a través de enlaces celulares, utilizando La arquitectura del estándar ETHERNET, IEEE 802.3 y/o sus variantes o implementaciones, incluyendo la aplicación de los estándares de WLAN 802.11. La topología física debe ser en estrella o cadena de estrellas y se debe diseñar, e implementar para cumplir con los siguientes propósitos, condiciones y/o requerimientos: ü Que la ESSA ESP pueda integrar y desplegar en el CENTRO DE CONTROL a través del sistema SCADA, las señales provenientes de los dispositivos, a fin de que estas señales se puedan supervisar o monitorear en un PC instalado en la red local del Centro de Control, y permitan a los operadores ejercer mecanismos de control sobre los mismos, a través de la interfase HMI (Diagrama Unifilar) desarrollada en la aplicación SCADA. ü Que la ESSA ESP pueda utilizar el canal para eventuales procesos de interconexión con las subredes de datos (LAN’s) existentes en el Centro de Control, por parte del personal de soporte en sitio. 4.2
FUNCIONES DE RED
Comunicación entre los dispositivos y el Centro de Control, para la transmisión de datos usando los protocolos de comunicaciones IEC 60870-5-101 y/o DNP 3.0 con las siguientes características mínimas de configuración de los dispositivos de comunicación: 4.2.1
SOPORTE PROTOCOLOS CELULARES
ü Global System for Mobile communication (GSM) ü General Packet Radio Service (GPRS) ü Enhanced Data Rates for GSM Evolution (EDGE) ü Universal Mobile Telecommunications Service (UMTS) ü Evolution-Data Optimized (EV-DO, EVDO, or 1xEV-DO) ü High Speed Downlink Packet Access (HSDPA) 4.2.2
SOPORTE PROTOCOLOS IP
ü Transmission Control Protocol (TCP) ü User Datagram Protocol (UDP) ü Dynamic Host Configuration Protocol (DHCP) ü Simple Network Management Protocol (SNMP)
Página 53 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ü Secure Sockets Layer (SSL)/Transport Layer Security (TLS) ü Telnet Com Port Control Option (Telnet) including support of RFC 2217 ü Remote Login (rlogin) ü Line Printer Daemon (LPD) ü HyperText Transfer Protocol (HTTP)/HyperText Transfer Protocol over Secure ü Socket Layer (HTTPS) ü Simple Mail Transfer Protocol (SMTP) ü Internet Control MESSA ESPge Protocol (ICMP) ü Internet Group Management Protocol (IGMP) ü Address Resolution Protocol (ARP) ü IPSEC VPN SUPPORT ü Point to Point Protocol (PPP) ü Network Address Translation (NAT)/Port Forwarding ü Secure Shell (SSHv2) ü Generic Routing Encapsulation (GRE) Passthrough ü Encapsulating Security Payload (ESP) ü ESP Passthrough 4.2.3
INTERFACES FÍSICAS
ü Puerto Ethernet 10/100 en conector RJ-45. ü Ethernet-habilitado ü Puerto serial RS-232/422 y/o 485 en conector DB-9 y/o terminales en bloque ü Nivel de voltaje de Alimentación de 9 a 30 Vdc. 4.2.4
CARACTERÍSTICAS ADICIONALES
ü LED status para señales, encendido. ü Baud rates hasta 230 Kbps
Página 54 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ü HTTP para configuración ü Soporte para protocolos IEC 60870-5-101 y/o DNP 3.0 ü DHCP/RARP para asignación de direcciones IP. ü Telnet ü Flash actualizable para firmware. 4.3
TECNOLOGÍA
Se debe utilizar cualquiera de las siguientes tecnologías para las comunicaciones celulares del tipo (GSM, GPRS, EDGE, UMTS, HSDPA, EVDO, etc.) basados en criterios de estabilidad, fiabilidad, rendimiento, tecnología y economía entre otros. Debe permitir integración de manera transparente a redes bajo tecnología ETHERNET (802.11). La VPN debe cumplir con los siguientes requisitos: ü Plataforma Escalable – La habilidad de la VPN para adaptarse a los cambios de Ancho de Banda y las necesidades de conectividad. ü Seguridad – Tunneling (IPSec, L2TP, L2F, etc.), Encripción (DES, 3DES), autenticación de paquetes (AH, ESP, MD-5, SHA), y control de acceso (capacidades de autenticación, autorización y contabilidad, AAA). ü Servicios de VPN inherentes a la calidad de servicio, prevención de congestión de red, servicios de enrutamiento, etc. ü Administración remota, monitoreo de conexión y verificación de estado de conexión y estabilidad. Para la implementación de este tipo de tecnología se requieren equipos de transmisión que habiliten la VPN tanto del lado de la subestación como del CENTRO DE CONTROL, los cuales van a permitir el establecimiento del canal y brindaran todas las condiciones de seguridad necesarias. 4.4 4.4.1
ELEMENTOS A SUMINISTRAR SUBESTACIONES Y/O RECONECTADORES
ü MODEM DE TRANSMISION IP VIA CELULAR (Y EQUIPOS ASOCIADOS) ü CABLE: Adecuados a los equipos activos y antenas. ü ANTENA: Adecuada a las necesidades de captación de la señal del operador en cada una de las locaciones. 4.4.2
SECCIONALIZADORES
Página 55 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ü MODEM DE TRANSMISION IP VIA CELULAR ü PLC ü CABLE: Adecuados a los equipos activos y antenas. ü ANTENA: Adecuada a las necesidades de captación de la señal del operador en cada una de las locaciones. ü Fuente de Alimentación del PLC 4.4.3
CENTRO DE CONTROL
Incluye el suministro, Instalación y montaje: ü Se debe integrar la señal a un firewall en el CENTRO DE CONTROL que permita cerrar el túnel y establecer políticas de seguridad. ü Los equipos deben admitir la asignación de direcciones IP y tener la posibilidad preferiblemente de ser administrados (configurados, supervisados) vía HTTP y/o a través de utilitarios. Se deben entregar completamente configurados con las últimas versiones de firmware y software disponibles por el fabricante. ü Deben Proveer seguridad basada preferiblemente en IPSEC con encriptación en sistema 3DES de hasta 128-bits. Deben tener firewall embebido o externo para la protección de accesos indebidos desde el exterior. ü Los equipos deben tener la posibilidad de almacenar los parámetros de configuración en archivo externo susceptible de ser guardado en computador a través de la red local o por puerto de administración, a fin de poder ser reconfigurados de manera rápida y precisa en caso de problemas. ü Se deben documentar todos los parámetros de configuración de los equipos, en formato escrito, con gráficos alusivos a cada una de las pantallas, y las notas y/o recomendaciones de configuración. ü El diseño de la solución debe cumplir todas las características técnicas solicitadas como por ejemplo (Servidores de VPN, Clientes de VPN, Antenas, etc.), garantizando la consecución de los objetivos propuestos. ü Todos los procedimientos se deben ajustar a la normatividad vigente emanada del Ministerio de Comunicaciones de Colombia y/o los organismos reguladores encargados de sector. 5
EQUIPOS ACTIVOS DE COMUNICACIÓN
Los diferentes tipos de enlaces de comunicación anteriormente mencionados deben conectarse a cada uno de los equipos activos que deberán ser instalados, configurados y puestos en funcionamiento en cada una de las subestaciones y el centro de control, los cual
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permitirán la integración a la red de cada uno de los dispositivos que en cada una de estas se encuentren. Estos equipos de comunicación deberán cumplir con unas características que permitan su configuración, de acuerdo a las políticas establecidas por la ESSA ESP A continuación se detallan algunas características que deben ser cumplidas. Diseño escalable y apilable, con apilamiento resistente a fallos hasta una altura de ocho unidades, permitir la instalación de un módulo de expansión opcional basado en SFP de 8 puertos. Ancho de banda de apilamiento de 48 Gbps (96Gbps full-duplex). Funcionamiento multi-capa con rutas estáticas, funcionalidad de Capa 3 basada en RIP, OSPF, y PIM-DM y PIM-SM. Seguridad - SNMP v3, SSH, login de red - y apilamiento resistente ante fallos y hotswappable, para una administración y monitorización simplificadas. IEEE 802.Q VLANs, LACP 802.3ad, control de flujo 802.3x full-duplex, STP 802.1D, RSTP 802.1w, Arranque rápido con protección BDPU, filtrado multicast IGMP v1/v2. Routing basado en hardware, ECMP, ARP, interfaces virtuales, routing estático/dinámico, RIPv1/v2, OSPF, transmisión de Capa 3 ASIC, PIM-DM, PIM-SM, snooping IGMP v1/v2, Relay DHCP. El PROPONENTE deberá cumplir con todas las características mínimas solicitadas en el Anexo No. 5, el cual deberá ser diligenciado indicando en cada campo de la columna “Ofertado” las características del equipo cotizado. La oferta que no cumpla con uno o más de los requisitos exigidos en el Anexo No. 5, no será objeto de evaluación.
6
RACKS PARA MANEJO DE CABLE
Deben ser rack diseñados para manejar el hardware de comunicaciones (cableado estructurado y fibra óptica) y soportar organizadores verticales que aseguren la protección del radio de curvatura máximo de cable, por medio de pestañas plásticas individuales limitadoras de radio de curvatura y cilindros (conos) plásticos para proveer el radio de curvatura a los paquetes de cable dentro de los organizadores verticales. Debe venir equipado con un sistema que libere la tensión del cable en la llegada al rack, accesorios de control de radio de curvatura y sistema de canales verticales (organizadores verticales) para la llegada del cable al rack por la parte inferior o superior. ü Construcción: acero laminado en frío calibre 14 ü Color: Negro ü Capacidad de llenado: 40 unidades de rack
Página 57 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ü Ancho: 25” ü Profundidad: 32” ü Alto: 6 ft ü Estándar de cumplimiento: UL y CUL 1863 El rack debe venir equipado con una multitoma horizontal con supresor de transientes de 33 kA, de 10 salidas, con switch de encendido con luz de monitoreo, kit de iluminación y kit de ventilación. La multitoma de debe tener: ü Tres modos de protección: L – N, L – G, N – G ü Clamping o remanente: 280 V máximo ü Filtro EMI/RFI de 60 dB ü Receptáculos eléctricos de 15 A, 120 V, NEMA 5 – 15R ü Debe ser certificada UL y Cul. Debe además contar con barrajes de puesta a tierra que cumplan con la norma ANSI/TIA/EIA JST – 607 A. Todos los barrajes serán identificados con código de colores de acuerdo con la norma NTC 2050.
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7
CONTROLADOR LOGICO PROGRAMABLE PLC
Debido a que en los equipos seccionalizadores es necesario programar sus contactos para poder obtener control y estado del mismo, es necesario suministrar y programar un PLC que ejecute esas funciones. 7.1
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS:
ü 8 puntos de entrada y 8 puntos de salida, expandibles a 16 ü Shift Register 256 puntos ü Data Register 42000 puntos ü Expansion Data Register 6000 puntos ü Counter 256 puntos ü Alimentación 0 – 10 V ü 1 puerto RS 232 ü 1 Adaptador de puerto opcional ü Protocolo Modbus Maestro/ Esclavo ü Alta velocidad de procesamiento ü Firmware actualizable 7.2
FUENTE DE ALIMENTACIÓN DEL PLC
Estas fuentes servirán para alimentar los equipos de comunicaciones tipo celular tanto en Subestaciones como en campo (líneas seccionalizadores). 7.2.1
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
ü Voltaje DC 24 V ü Rango de corriente 1.5 A ü Potencia 36 W ü Entrada universal AC y DC full Rango ü Protecciones: Corto circuito/ sobrecarga y sobrevoltaje ü 3 años de garantía
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CAPÍTULO 4: SISTEMA DE MEDICIÓN Y REGISTRO DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA.
1
ALCANCE.
El CONTRATISTA deberá suministrar los siguientes equipos y servicios: ü Doscientos seis (206) medidores de calidad de la potencia eléctrica que cumplan con las características, normas y estándares descritos en las resoluciones CREG 024/2005 y 016/2007. Ciento ochenta y siete (187) medidores deberán ser instalados en las subestaciones correspondientes e integrados al Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica de ESSA ESP; los restantes diecinueve (19) medidores, deberán ser entregados en sus respectivas cajas para que la ESSA ESP cuente con esa cantidad de respaldo hacia el futuro, por lo cual se deberán suministrar todas las licencias de la totalidad de los equipos. ü Veintisiete (27) Tableros de tipo interior para la integración de los equipos de medida (uno por subestación) con accesorios para conexión, soporte, protecciones eléctricas para sobretensión de alimentación y de puertos de comunicación. ü Cuarenta y nueve (49) Tableros de tipo exterior para la integración de los equipos de medida (uno por subestación) con accesorios para conexión, soporte, protecciones eléctricas para sobretensión de alimentación y de puertos de comunicación. ü Una estación de trabajo tipo Servidor, capaz de centralizar, administrar y almacenar la información proveniente de los equipos de medida del Sistema de Calidad. ü Cuatro (4) computadores portátiles con el software adecuado, que permita interrogar en sitio a los medidores de calidad de la potencia eléctrica. ü Software necesario para el procesamiento de la información proveniente de cada uno de los medidores, manejo y administración de base de datos, visualización del sistema de medición y generación de los archivos exigidos por la CREG. ü Montaje, obras civiles, pruebas y puesta en servicio del Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia. ü Planos de conexionados, direcciones de comunicaciones, catálogos software y licencias. ü Capacitación al personal designado por ESSA ESP ü Soporte técnico durante un año en sitio. Se deberán relacionar en la propuesta, todas las herramientas y dispositivos especiales que sean necesarios para el montaje y centralización de la información de los medidores de Calidad de la Potencia Eléctrica y todos los equipos e instrumentos especiales, necesarios para las pruebas en campo y la puesta en servicio de los bienes suministrados.
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2
DOCUMENTOS PARA PRESENTAR EN LA PROPUESTA
Los siguientes documentos deben ser aportados en las condiciones y con las características exigidas en este pliego de condiciones: ü Informe de la evaluación de producto que se encuentre vigente, de conformidad con los requisitos establecidos en la Resolución 024 de 2005 emanada por la CREG. ü El PROPONENTE deberá presentar el certificado de conformidad del producto de acuerdo a norma IEC62053-22 vigente a la fecha de cierre de la invitación, de los medidores de calidad de la potencia eléctrica ofertados; expedido por una institución debidamente acreditada por la Superintendencia de Industria y Comercio. ü Certificado de Precisión de los equipos de medida. El PROPONENTE deberá presentar las certificaciones de los equipos de medida ofertados, en cuanto a la clase A de desempeño y su reporte de pruebas respectivo, según lo indica el estándar IEC 61000-4-30 Clase A, para las siguientes variables solicitadas: IEC 61000-4-30 Sección
ü Measurement aggregation intervals
4.4
ü Time-clock uncertainty
4.6
ü Flagging
4.7
ü Power frequency.
5.1
ü Magnitude of the supply voltage.
5.2
ü Flicker.
5.3
ü Supply voltage dips and swells.
5.4 IEC 61000-4-30 Sección
ü Voltage interruptions.
5.5
ü Supply voltage unbalance.
5.7
ü Voltage harmonics.
5.8
ü Voltage interharmonics.
5.9
ü Under-deviation and Over-deviation.
5.12
Página 61 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Tal certificación deberá ser emitida por un Laboratorio Acreditado Internacionalmente. El PROPONENTE deberá presentar certificados del laboratorio que lo avalen para la realización de las pruebas requeridas. ü Informe de la evaluación de producto que se encuentre vigente, de conformidad con los requisitos establecidos en la norma IEC61000-4-30 Clase A, de acuerdo al reporte de pruebas presentado. Expedido por una institución debidamente acreditada por la Superintendencia de Industria y Comercio. ü Cuadro de Características Técnicas Garantizadas.(Anexo 6) ü Catálogos de los bienes ofertados (Hardware, software, equipos de medida y tableros de integración). La falta de los documentos solicitados o su presentación en forma incompleta o incorrecta, será causal para que la oferta no sea evaluada.
3
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
3.1
MEDIDORES
3.1.1
ESPECIFICACIONES GENERALES
ü El Medidor de Calidad de la Potencia Eléctrica debe medir y almacenar: Medidas Instantáneas en las tres fases (voltaje, corriente, frecuencia y el factor de potencia), de Energía, Medidas Máximas y Mínimas, de la continuidad del servicio (frecuencia y duración de interrupciones superiores a un minuto) y almacenar todos los indicadores de la Calidad de la Potencia Eléctrica exigidos por la CREG y contenidos en las Resoluciones 024/2005 y 016/2007 (Anexos 8 y 9 de este documento). ü El Medidor debe ser construido de manera compacta IP51 (IEC60529) y tropicalizado, para instalación en tablero (conexión posterior y tipo panel montado sin sobresalir de la cara del tablero donde será instalado) y que pueda colocarse sobre cualquier superficie plana. ü Permitir realizar monitoreo de la Calidad de la Potencia Eléctrica, con precisión 0,2S. ü El Medidor debe tener la capacidad de conexión en cualquier tipo de configuración con los equipos de medida (PT’s y CT’s) conectados a la red; sistemas de 2 elementos, 2 ½ elementos o 3 elementos.; la configuración se debe poder seleccionar por medio de software y por la manera como se conectan las señales provenientes de los equipos de medida al Medidor de calidad de la potencia. ü El Medidor debe incluir puertos de comunicación bidireccional, entre ellos puerto RS232 para conexión local con un computador, puerto RS485 que manejen los protocolos industriales de comunicación DNP 3.0 Nivel II y/o Modbus RTU (Esclavo – Maestro) y con conexión Ethernet 100Base-TX para permitir la transferencia directa de los datos. ü El Medidor deberá garantizar alta seguridad y confiabilidad para el sistema, y cumplimiento interferencia de radio de acuerdo CISPR 22.
Página 62 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ü El medidor deberá cumplir en exactitud con la norma IEC62053-22 Clase 0.2s y en Calidad de Energía debe cumplir con la norma IEC61000-4-30 Clase A. Para ambas se debe presentar certificados y reporte de pruebas hechos en laboratorios certificados internacionalmente en Estados Unidos y/o Europa. ü El Medidor deberá tener una clase de exactitud de 0.2S en conformidad a la norma IEC62053-22 para las variables de Potencia y Energía, y un desempeño Clase A para realizar la medición de las variables de Calidad de la Potencia Eléctrica, según los estándares IEC-61000-4-30. ü Los Medidores deberán almacenar en memoria no volátil todos los parámetros configurables de medida, garantizando que en caso de pérdida de alimentación permanezcan en el dispositivo. Al igual que los datos históricos exigidos por la resolución CREG 024/2005 y 016/2007 y estados de las apertura y cierre de la señal cableada de los interruptores a las entradas digitales, por un periodo igual o mayor a 30 días, permitiendo que al ser auditados por una institución debidamente acreditada por la Superintendencia de Industria y Comercio o por ellos mismos, se puedan descargar. ü El medidor deberá almacenar los diferentes parámetros exigidos medir por la resolución CREG 024/2005 y 016/2007, en lo que se refiere a la norma IEEE519 (armónicos) para las variables THDV, por cada una de sus fases y sus componentes individuales impares hasta el 31avo. ü El medidor deberá garantizar un muestreo mínimo de 512 muestras/ciclo, y en los casos de eventos de calidad CREG, registrar la forma de onda por cada una de sus fases en la señal de voltaje con este mismo muestreo. ü Se deberá garantizar que los equipos cumplen las pruebas ante impulsos de voltaje, y demostrar que estas fueron ejecutadas según el estándar IEC 61000-4-5 o equivalente en un laboratorio reconocido internacionalmente. ü Los medidores deberán tener marquillas para identificar el nivel de tensión al cual se encuentra conectado. Igualmente, se deben identificar todos los equipos y accesorios así como el cableado en los tableros deberá estar completamente identificado. ü Deberá permitir su integración al sistema SCADA suministrando información en tiempo real de las medidas a través del Protocolo DNP3.0 3.1.2 3.1.2.1
REQUERIMIENTOS ELÉCTRICOS TENSIÓN DE ALIMENTACIÓN
Los Medidores deberán alimentarse del banco de baterías (donde exista) y trabajar a una alimentación de 125 Vcc con tolerancia +100% / -20%; también podrán tener una alimentación de 125 Vca con igual tolerancia. Además, el medidor deberá mantener los datos almacenados aún presentándose una reducción o eliminación del voltaje de alimentación. 3.1.2.2
CONEXIONADO
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Todas las conexiones de los Medidores, deberán ser posibles realizarlas con conectores comercialmente empleados en aplicaciones de este tipo. Los Medidores deberán tener la capacidad de configuración en conexiones delta y estrella, de manera que sean autoforma o sea que un equipo de tres fases, cuatro hilos podrá ser instalado en sistemas de tres fases, tres hilos en estrella o delta y funcionar correctamente sin ningún error en las variables que monitorea, adicionalmente, deben permitir recibir señales de secundarios de transformadores de potencial a 115/ 3 Voltios fase-neutro (Rango 57-347 Voltios fase-neutro) y de corriente a 5 Amperios (0.005 – 20 Amperios autorango) de acuerdo a la norma IEC62053-22 Además se deberá garantizar que el equipo cumpla con estándares sobre Requerimientos de Seguridad en Equipos Eléctricos para medición, control y uso en laboratorio. Cada equipo de medición a usar, para medir la Calidad de la Potencia, debe ser conectado al sistema de medida de la ESSA ESP a través de una bornera, que será suministrada por EL CONTRATISTA, que permita cortocircuitar (cortocircuitable) las tres señales de corriente que llegan de los CT´s al equipo y dejar abiertas (seccionable) las señales de tensión que llegan de los PT´s al equipo. 3.1.3
REQUERIMIENTOS MECÁNICOS
Los Medidores que puedan ser sometidos a ambientes corrosivos bajo condiciones de trabajo, deberán ser protegidos efectivamente y tropicalizados. Los conectores de los equipos deberán ser de fácil acceso para el uso de las salidas de pulsos, comunicaciones y salidas independientes. 3.1.3.1
ENTRADAS DE VOLTAJE
Los Medidores de calidad de la potencia deberán contar como mínimo con cuatro (4) entradas análogas de voltaje. 3.1.3.2
ENTRADAS DE CORRIENTE
Los Medidores de calidad de la potencia deberán contar como mínimo con cuatro (4) entradas análogas de corriente. 3.1.3.3
ENTRADAS DIGITALES
Los Medidores de calidad de la potencia deberán contar como mínimo con ocho (8) entradas digitales, estás deberán permitir interrogar el estado de los interruptores y elementos de corte asociados al nivel de tensión del medidor que está instalado y de la misma forma modificar las variables según se exige en las Resoluciones CREG 024/2005 y CREG 016/2007 utilizando una lógica y procesamiento interno. El Medidor deberá permitir la expansión de estas entradas digitales por lo menos hasta dieciséis (16). 3.1.4 3.1.4.1
COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA EMISIONES
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Los Medidores no deberán emitir señales de ruido conducido o radiado, de tal forma que puedan interferir con otro equipo. Se deberá garantizar que el equipo cumpla con estándares internacionales sobre normas generales para la emisión en ambientes industriales y para ello EL CONTRATISTA, deberá suministrar las certificaciones respectivas que permitan verificar el cumplimiento de esta norma CISPR 22. 3.1.4.2
INMUNIDAD
Los Medidores deberán funcionar correctamente, libres de interferencias eléctricas externas dentro de un amplio rango dinámico lineal, estabilidad a largo plazo y altamente insensible a los armónicos y cambios de voltajes y frecuencia. En lo relacionado a este tema se deberá garantizar que el equipo cumpla con estándares internacionales, sobre normas generales para la inmunidad en ambientes industriales; para tal caso EL CONTRATISTA deberá presentar la certificación respectiva, en las normas IEC61000-4-2, IEC61000-4-3, IEC61000-4-4, IEC61000-4-5. 3.1.5
CONDICIONES CLIMÁTICAS DE TEMPERATURA
Los Medidores deberán operar adecuadamente considerando los siguientes rangos de temperatura: ü Rango especifico de operación (-10ºC a 60ºC). ü Rango limite de operación (-10ºC a 70ºC). ü Rango límite para almacenamiento y transporte (-10ºC a 75ºC). 3.1.6
MEDICIONES
Los Medidores deben ser Trifásicos para conexión a transformadores de medida y ser de tipo estático. Los equipos deberán medir y almacenar las variables que se indican a continuación: 3.1.6.1
MEDIDAS DE CALIDAD DE POTENCIA
Los Medidores de Potencia deberán medir, registrar y almacenar respecto a la Calidad de la Potencia Eléctrica, como mínimo: ü Medir el Indicador THDV por fase, de acuerdo con el Estándar IEEE 519 (1992). ü Medir el Indicador TDD según el estándar IEEE 519-1992. ü Medir la Relación entre el voltaje de secuencia negativa y el voltaje de secuencia positiva (V(2)/V(1)), con desempeño Clase A. ü Medir Hundimientos y Picos, de acuerdo con el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02), con desempeño Clase A.
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ü Medir la Continuidad del Servicio (Frecuencia y Duración de Interrupciones superiores a un (1) minuto), con desempeño Clase A. ü Medir la Desviación Estacionaria de la Tensión r.m.s (duración superior a un (1) minuto), por debajo o por encima de la permitida en el numeral 6.2.1 del Anexo de la Resolución CREG 024 de 2005, con desempeño Clase A. ü Medir el Indicador PST directamente, de acuerdo con el Estándar IEC-61000-4-15 (200302), con desempeño Clase A. ü Los Medidores deben contar y almacenar de forma separada el efecto de discontinuidades por interrupciones superiores a un minuto de duración y con tensión menor al 10% de la tensión nominal, dejando constancia de la existencia de éstas en los registros de PST, según el Artículo 4 de la Resolución 016 de 2007 en su literal c). ü Para el caso de los circuitos asociados a los medidores instalados en barrajes principales, el medidor debe registrar y almacenar los estados de estos circuitos. ü Las Desviaciones, en valor absoluto, de la tensión r.m.s de duración superior a un (1) minuto e iguales o superiores al 10% de la Tensión Nominal, se deberán almacenar separadamente de las discontinuidades por interrupción de duración superior a un minuto. Se dejará constancia de la existencia de éstas en los registros de PST. según el Artículo 4 de la Resolución 016 de 2007 en su literal b). Los PROPONENTES deberán presentar las Certificaciones de los equipos en cuanto a la norma IEC61000-4-30 Clase A de desempeño, por un laboratorio reconocido internacionalmente, el certificado deberá presentar todos los puntos de prueba hechos al medidor en todas las variables que incluye la norma IEC61000-4-30 Clase A, para efectos de evaluación de la propuesta. Además del registro de estos eventos, deberá realizar una clasificación de cada evento, donde se indique el momento de inicio y fin de cada evento (en los fenómenos que aplican), de acuerdo a lo especificado en estos estándares. Los parámetros pre-trigger y post-trigger deberán ser ajustables para el registro de eventos. 3.1.6.2
MEDIDAS INSTANTANEAS
El medidor deberá procesar medidas Instantáneas de voltaje y corrientes de línea y fase en tiempo real, con una clase de exactitud mínima de 0.2S para las siguientes variables: ü Voltaje y Corriente Fundamental y RMS (0,1%) ü Secuencia de Voltaje y Corriente. ü Potencia Activa, Aparente y Reactiva, en los 4 cuadrantes. (Según IEC62053-22) ü Factor de Potencia. ü Frecuencia (±0,005 HZ) ü Desbalance de Voltaje y Corriente
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3.1.6.3
MEDIDAS DE DEMANDA
El medidor deberá procesar medidas de Demanda basadas en todos los métodos estándar en lo relacionado a este tipo de cálculo, además la clase de exactitud utilizada será mínimo de 0.2S según IEC62053-22 para las siguientes variables: ü Entradas de Corrientes. ü Potencia Activa en KW de una sola fase. ü Potencia Activa en KW de las 3 fases. ü Potencia Reactiva en kVAR de una sola fase. ü Potencia Reactiva en kVAR de las 3 fases. ü Potencia Aparente en kVA de una sola fase. ü Potencia Aparente en kVA de las 3 fases. 3.1.6.4
MEDIDAS DE ENERGÍA
El medidor deberá procesar medidas de Energía tomadas de forma bidireccional, con precisión en todos los cuatro cuadrantes y clase de exactitud mínimo de 0.2S, de acuerdo a la norma IEC62053-22. 3.1.6.5
MEDIDAS MÁXIMAS
El medidor deberá procesar medidas Máximas y Mínimas; el medidor deberá grabar los parámetros Mín / Máx para las siguientes variables: ü Voltajes y Corrientes. ü Potencia Activa, Reactiva y Aparente (KW, kVAR y kVA). 3.1.7
MEMORIA INTERNA DE LOS EQUIPOS
Los Medidores deberán ser suministrados con un Código Ejecutivo en memoria permanente (firmware) suficiente para garantizar todas las operaciones normales de los equipos en condiciones normales o estándares del sistema. Además, el equipo deberá verificar la validez del código de operaciones que se encuentra en memoria y los puntos de ajuste de parámetros. Los Medidores deberán contar con un circuito de seguridad y corrección de errores, mediante el uso de un método reconocido y confiable (CRC - Cyclic Redundancy Check). En caso de falla en la memoria, el código ejecutivo deberá soportar las comunicaciones básicas de los equipos hasta que éste sea capaz de restablecer las comunicaciones completas con la re-carga (re-load) del código específico. 3.1.7.1
MEMORIA DE PARÁMETROS
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Los Medidores deberán almacenar todos los parámetros de operación en memoria no volátil. No se hará uso de baterías o capacitores para mantener esta memoria. Esta debe ser un área de memoria redundante del área de la memoria de operación. Además, se debe usar un método seguro para prevenir y detectar alteraciones ilegales a los puntos de ajuste. La memoria del medidor deberá tener como mínimo capacidad de almacenamiento de 4MB. 3.1.7.2
ALMACENAMIENTO DE INFORMACIÓN
Los Medidores deberán tener un tamaño de búffers de datos suficiente para permitirle almacenar toda la información. En caso de falla en la comunicación con el medidor, éste debe almacenar los datos (o registros) durante por lo menos 30 días calendarios y permitir la descarga de los mismos posteriormente, sin perder ninguna información para realizar los registros de la CREG. La memoria deberá ser rotativa por tanto una vez esté llena, debe sobrescribir en el registro más antiguo; garantizando que el equipo siga registrando sin esperar que un elemento externo borre su memoria; por lo tanto; el equipo siempre debe registrar y guardar la información en memoria. La capacidad de memoria deberá ser suficiente para la descarga del código ejecutivo y proporcionar programación completa. Esta memoria también deberá ser capaz de ejecutar códigos ejecutivos adicionales para funciones especiales que sean requeridas. 3.1.8
MUESTREO DE VARIABLES
Para el muestreo de Variables, la tecnología empleada en la medición debe ser Conversión Análogo-Digital de todas las Señales de entrada y con muestreo migratorio o una técnica que garantice que se mantiene la precisión en la medida bajo condiciones de distorsión armónica. El Método de Agregación o Algoritmo de Agregación, deberá estar de acuerdo con la Clase A de desempeño en la Medición, tal como se indica en el estándar IEC 61000-4-30:2003. El equipo debe poseer un filtro ANTI-ALIAS ó estar en capacidad de eliminar el efecto ALIASING que causa que señales continuas distintas se tornen indistinguibles cuando se les muestrea digitalmente. El PROPONENTE deberá presentar como medio probatorio el algoritmo implementado para la eliminación del efecto ALIASING. 3.1.9 3.1.9.1
COMUNICACIONES PUERTOS DE COMUNICACIÓN
El equipo de medida debe disponer como mínimo de un (1) puerto de comunicación serial RS232 y un (1) puerto RS485 con una velocidad mínima de 19200 baudios por segundo / máximo 57600 bps, manejando protocolos de comunicación DNP 3.0 Nivel II y/o Modbus RTU (Esclavo – Maestro), sincronización GPS y un puerto Ethernet con una velocidad mínima de 100 Mbps. Adicionalmente, disponer de Protocolo Modbus TCP e interfase SNMP para establecer comunicación (programación y lectura de variables, además de la descarga de datos) con el Centro de Control y protocolo de sincronización a través de protocolo NTP.
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Los puertos seriales RS-232 de todos los dispositivos proporcionados por el PROPONENTE deberán cumplir con las recomendaciones ITU-T V.24/V.28 o con el estándar EIA/TIA-232-E. Los puertos seriales RS-485 deberán cumplir con el estándar EIA/TIA-485. Los puertos Ethernet deberán ser compatibles con los estándares IEEE 802.2/802.3. Los Medidores deben contar con el(los) puerto(s) requeridos para la sincronización, la cual se llevará a cabo a través de dispositivos GPS o mediante el servidor. El PROPONENTE deberá garantizar la sincronización del sistema, para ello podrá proponer la tecnología más adecuada. El sistema de comunicación de datos deberá ser flexible, eficiente y deberá garantizar la compatibilidad de cada uno de los elementos que lo componen. 3.1.9.2
CARACTERÍSTICAS DE COMUNICACIÓN
Los Medidores deberán disponer de Software establecido de fábrica que permita la comunicación con el Servidor (en el Centro de Control) para el registro, análisis, procesamiento, visualización y generación de las medidas y reportes exigidos por la CREG en las Resoluciones 024 de 2005 y 016 de 2007. EL PROPONENTE podrá sugerir modificaciones al esquema de conexión al interior de las subestaciones, las cuales serán evaluadas por parte de ESSA ESP, quien se reservará el derecho de aceptar o no dichas sugerencias. Los medidores contarán con mecanismos de diagnóstico que permitan notificar, al Centro de Control, alguna falla que se presente en ellos. El desempeño de los Medidores no deberá verse afectado o degradado, en caso que se adicionen funciones de comunicación al sistema. Los medidores deberán permitir la descarga de la información, como mínimo, mediante los siguientes procedimientos, a saber: ü Procedimiento automático, el cual será controlado y administrado desde el Servidor (en Centro de Control) por medio del Software de Gestión. Este procedimiento será gestionado a través de la red de comunicación de cada una de las Subestaciones de la Empresa, con la opción de ser administrado por la Intranet de ESSA ESP o vía Internet. ü Procedimiento manual, en caso de falla en la red de comunicaciones, los medidores permitirán descargar los datos a un computador portátil utilizando el software propietario a través de los puertos del medidor y el PC, y la medición de las variables del sistema, no debe verse afectada o interrumpida. Adicionalmente, los datos descargados mediante este proceso, deberán ser reconocidos y ubicados en la Base de Datos de manera automática cuando sean descargados en el Servidor, y no deberá verse alterado el desempeño del manejo de la información del servidor. Por otra parte, este procedimiento no debe implicar una labor de edición o manipulación de archivos por parte de algún usuario del Software. 3.1.10 PROCESAMIENTO Los Medidores deberán utilizar Procesamiento Digital de Señales (D.S.P.) en los procesos de adquisición de datos y cálculos analíticos, y deberán estar diseñados con tecnología basada en Microprocesadores de alta velocidad. Además, deberán permitir la programación,
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registro de medidas y modificaciones de los factores multiplicadores de registro para poder obtener lecturas primarias directas. 3.1.11 RELOJ Y SINCRONIZACIÓN Los Medidores deberán tener un reloj interno de tiempo real, el cual debe cumplir con los requisitos del año 2000 y tener una resolución como mínimo de diez milisegundos (10 ms). Después de ejecutada la sincronización, los relojes deberán contar con una precisión de máximo 1 milisegundo. El Sistema de Sincronización mediante Global Positioning System (GPS), debe ser una opción elegible en el medidor, y deberá realizar la sincronización, como mínimo, cada vez que los equipos sean interrogados por el Servidor; de igual forma podrán ser sincronizados por el servidor mediante conexión a Internet. Todos los eventos registrados deberán tener estampa de tiempo (time stamp). 3.1.12 PROTECCIÓN SUPERFICIAL Y CUBIERTA Todos los elementos a suministrarse conforme al pliego se entregarán con la protección superficial que garantice su durabilidad en aquellos casos en que se cuente con instalaciones a la intemperie, en medio de ambientes tropicales de alta humedad relativa y/o suelos agresivos, por tanto debe ser tropicalizado. Los medidores deberán estar diseñados y fabricados para trabajar en tableros (gabinetes). El diseño de los equipos deberá permitir el fácil acceso a sus componentes electrónicos para mantenimiento y reparación y la posibilidad de adicionar módulos que sean requeridos en un futuro. 3.1.13 INDICADOR OPERACIONAL Los medidores deberán tener diodos que emitan una señal luminosa visible y que permitan diagnosticar su estado de operación. 3.1.14 MARCAS DE IDENTIDAD Las marcas de identidad en la placa deben ser permanentes, visibles e indelebles desde la parte frontal exterior de los medidores y se deberá contar como mínimo de: ü El número serial y el año de fabricación. ü El rango del voltaje nominal del suministro ü El rango de corriente nominal del suministro 3.1.15 CERTIFICADO DE CALIBRACIÓN El CONTRATISTA seleccionado deberá realizar la entrega del Certificado de Calibración que garantice y permita verificar que el equipo ha sido calibrado, según sus especificaciones. Tal certificado deberá ser emitido por un laboratorio acreditado nacional o internacionalmente. Este certificado deber ser suministrado a ESSA ESP a la entrega de los equipos y la calibración debe ser trazable. Además se indicará el período de tiempo para realizar la próxima Calibración.
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3.1.16 DETECCIÓN DE FALLAS ELÉCTRICAS Los Medidores deberán permitir la detección de los siguientes problemas en el momento de realizar la instalación en sitio: ü Polaridad incorrecta, permitiendo al usuario desde pantalla invertir la polaridad por software. ü Falta de Tensión o Corriente en cualquiera de las 3 fases. ü Transformadores de medición abiertos o en corto. ü Funcionamiento interno erróneo de los medidores. ü Circuitos de medida de un elemento de medida con fase cruzada. Además de cualquier otra condición nociva en este tipo de aplicaciones. Por otra parte, durante las labores de diagnóstico, los medidores deberán continuar operando normalmente en sus funciones de medida y cálculo. 3.1.17 DOCUMENTACIÓN TÉCNICA El PROPONENTE deberá entregar la siguiente documentación con su propuesta: ü Entrega de toda la Información Técnica del equipo ofrecido, incluyendo los datos para Programación Manual y Software, en idioma español. ü El PROPONENTE deberá incluir en su propuesta, suficiente información sobre las características del equipo, sus principios de funcionamiento y conexiones, catálogos, descripciones e instrucciones que acrediten la calidad del material ofrecido. ü EL PROPONENTE deberá suministrar el Manual de Comunicaciones donde se especifique claramente los esquemas de conexión, de red y el de protocolos; en referencia a las comunicaciones manejadas por el equipo. 3.2
SOFTWARE DE GESTIÓN DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA
El Software de Gestión estará a cargo de establecer comunicación e interrogar cada uno de los medidores y realizar el diagnóstico acerca de la disponibilidad que poseen para operar e informar su estado. Adicionalmente estará a cargo de procesar los datos que son enviados desde cada medidor, es decir, organizar y generar automáticamente los reportes relacionados con la Calidad de Potencia Eléctrica (CEL y ET), tal y como se solicitan en las Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007, además de permitir la observación de indicadores comunes de medición de variables de calidad de la potencia eléctrica en general. EL CONTRATISTA entregará como mínimo una copia en CD/DVD del software de instalación, tanto de servidor como de cliente a ESSA ESP (se permitirán copias para fines de respaldo); igualmente entregará todas las licencias referentes a la utilización del Sistema
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de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica de ESSA ESP (estas licencias no deberán tener tiempo de caducidad y por ello no deberán ser renovadas). 3.2.1
ARQUITECTURA DEL SOFTWARE DE GESTIÓN
El software deberá ser de fácil interacción con el usuario tipo Cliente / Servidor y tendrá que ejecutarse bajo aplicaciones gráficas tipo Windows que permita manejar el sistema con un mínimo nivel de entrenamiento. A través de una interfaz gráfica, deberán ser visualizados los medidores en tiempo real conectados en las diferentes subestaciones. Las pantallas deberán ser de tipo dinámico. El software deberá mostrar como mínimo los siguientes niveles de visualización y estos niveles deberán ser vistos a través de otras estaciones clientes: ü Primer nivel, con una vista general de la geografía del Departamento (mapa) de Santander y de la ubicación de las Subestaciones con respecto al mapa. En este mapa geográfico, el sistema será capaz de discriminar los diferentes niveles de Sag, por medio de colores, que representarán los diferentes niveles de Sag definidos por el usuario y en las subestaciones, se utilizará el mismo criterio de discriminación por colores en los puntos de medición. ü Segundo nivel, al seleccionar una Subestación en el primer nivel, se debe desplegar el diagrama unifilar de la Subestación seleccionada con la ubicación de los equipos de medida dentro de ella, con sus parámetros de medida básicos, su estado (activo/inactivo) de Comunicación con respecto al Centro de Control y el estado de los interruptores (abierto/cerrado) que son sensados a través de las entradas digitales de los medidores. ü Tercer nivel, con una interfaz gráfica de usuario amigable, que deberá ser propuesta por EL CONTRATISTA, previa aprobación de ESSA ESP Finalmente, toda la información de los medidores conectados en cada Subestación, podrá ser accedida en todas estas ventanas. El software en cuanto a programación y generación de reportes, incluida la configuración de los archivos, archivos de usuarios, comunicación, análisis de datos en intervalos de tiempo, deberá ser en idioma: ü Español o inglés, para el Software Propietario (o del medidor). ü Español o inglés, para el Software de Gestión. NOTA: Los manuales de operación y del usuario, se entregaran en idioma Español (preferiblemente). Adicionalmente deberá incluir y garantizar otras características como las funciones zoom, desplazamientos arriba-abajo y cambio de escala en los gráficos para las formas de onda y eventos. El software deberá ser flexible en cuanto a la posibilidad de seleccionar el tipo de variables a analizar.
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En ningún momento se deberá dejar de producir el reporte semanal de calidad del que hablan los artículos 5 y 6 de la Resolución CREG 024 de 2005 y el artículo 4 de la Resolución CREG 016 de 2007. 3.2.2
FUNCIONES DEL SOFTWARE DE GESTIÓN
A continuación se indican las funciones básicas de este software: ü Sincronizar los equipos de medida que conforman el Sistema. ü El software deberá interrogar cada uno de los medidores, con el propósito de generar los registros requeridos por las Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007. ü El software deberá interrogar cada uno de los medidores, con el propósito de evaluar las variables de Calidad de la Potencia Eléctrica. ü El Software de Gestión deberá permitir la descarga de información que sea extraída manualmente de los medidores y deberá reconocer la Subestación y el circuito (donde aplique), además del período al cual corresponde dicha información, de manera que ésta sea situada automáticamente en la base de datos correspondiente sin que esto requiera una operación adicional en el Software de Gestión. ü El Software de Gestión deberá realizar chequeos de diagnóstico de cada uno de los medidores asociados a cada Subestación. ü El software podrá ser capaz de realizar una “Crítica a los Datos” que registran los Medidores, a través de uno o varios algoritmos, con el fin de evitar el procesamiento de datos errados, en formato o en contenido (número correcto de registros de diez (10) minutos en un período de una semana), antes de su envío en los reportes que requieren las Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007. Un mecanismo similar podrá ser extensivo a toda la información que sea registrada por cada medidor. Específicamente, en cuanto a las Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007, el software deberá: ü Generar los dos (2) reportes solicitados por la CREG, de manera automática, asumiendo el formato especificado en las Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007. Se solicita que los medidores obtengan la posición de cada uno de los interruptores de los circuitos de salida, con el objetivo de aplicar la lógica del interruptor permitida en las resoluciones y calcular el PST y demás eventos donde se requiera medición discriminada por circuito, de acuerdo a las resoluciones mencionadas anteriormente. ü Organizar los archivos solicitados por la Resolución CREG 024 de 2005 en una carpeta comprimida “semana_j.zip”, donde j corresponde al número de la semana (ver numeral 6 en Resolución CREG 024 de 2005). El software deberá además permitir que algunas Subestaciones y circuitos sean extraídos y/o incluidos de esta carpeta, lo cual podrá realizarse, por ejemplo, a través de una opción en el software en la cual se pregunte qué subestaciones, barras y circuitos deberán ser extraídos y/o incluidos de esta carpeta, antes de su envío a la CREG. El Software de Gestión deberá además ser
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dinámico y responder a las modificaciones, que por razones operativas, se puedan presentar en el sistema eléctrico de ESSA ESP ü El software deberá permitir configurar el servidor para el envío y utilización de cualquier tipo de información almacenada en éste a los usuarios y formas que ESSA ESP defina y/o modifique posteriormente, una vez haya agrupado los datos de cada uno de los medidores que interrogó, y se haya centralizado la información de todo el Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica de ESSA ESP En cuanto a las variables relacionadas con la Calidad de la Potencia Eléctrica, se deberá como mínimo, permitir: ü El software deberá mostrar tendencias y estudios estadísticos de las diferentes variables relacionadas con la Calidad de la Potencia Eléctrica, además de permitir a los usuarios llevar a cabo análisis y estudios completos, con información de fechas de ocurrencia y duración de eventos. Se requiere además que el manejo de las tendencias y los estudios estadísticos se puedan realizar con los datos de sólo un medidor (lo cual serviría para evaluar cada barra), o con la información de varias o todos los medidores asociados al Sistema (lo cual permitiría evaluar el comportamiento, en cuanto a Calidad de la Potencia Eléctrica, de la red eléctrica de la empresa); con el propósito de realizar estudios por subestación, niveles de tensión, etc. ü Generar un reporte de los eventos relacionados con la Calidad de la Potencia Eléctrica, ocurridos en un intervalo de tiempo definido por el usuario. Para ejecutar lo anterior, el software deberá disponer de: Ø Una opción que genere un reporte con unas características predeterminadas por el fabricante. Ø Una opción que permita al usuario, personalizar las características que tendrá el reporte en cuestión (por ejemplo, umbrales de detección, período de evaluación, etc). ü Considerar las curvas CBEMA (ITIC) y otras, e histogramas para realizar el análisis estadístico de los eventos. Otras curvas de tolerancia de equipos ante eventos de la CPE, definidas por el usuario, deberán ser fácilmente configurables. El desplazamiento a través de los eventos registrados en el tiempo (de acuerdo al estándar IEEE 1159 de 1995 ó al estándar EN 50160), teniendo la posibilidad de desplegar las formas de onda correspondientes. ü Generar curvas ISOSAGS e índices SARFI para el barraje (según última versión del “draft” de IEEE 1564 “Voltage Sag Indices”). ü Para el cálculo del indicador TDD según el estándar IEEE 519-1992, el software de gestión deberá permitir el ingreso del valor de la potencia de corto circuito y el valor de la corriente de carga para el punto donde se pretenda evaluar éste indicador. ü El software deberá generar el reporte EN50160 y mostrar la información de cumplimiento para todos los puntos de medición del sistema a implementar CREG. Este incluye información de cumplimiento de la frecuencia de la potencia, magnitud del voltaje de suministro, Flicker, hundimientos de voltaje, interrupciones de corta o larga
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duración sobrevoltajes temporales, desbalance del voltaje de suministro, voltajes armónico, voltajes interarmónicos y ‘mains signaling’. ü En cuanto al análisis estadístico, entregar un reporte en cuanto al comportamiento de las variables indicadas en el estándar IEC 61000-4-30:2003. ü Permitir que sea impreso cualquier gráfico o tabla generada a través del software. Así mismo; esta información podrá ser almacenada en dispositivos de almacenamiento masivo y/o memorias portátiles. ü Para este proceso todos los medidores deben cumplir con el requisito de Clase A en el desempeño de la Medición, de acuerdo a lo indicado en el estándar IEC 61000- 4-30, por lo tanto, se requiere que el Software de Gestión permita como mínimo realizar lo siguiente: Ø Ajustar los umbrales (thresholds) de detección y clasificación de los eventos de la CPE indicados en el estándar IEC 61000-4-30. Estos ajustes podrán ser personalizados (definidos por el usuario), Ø Seleccionar entre los voltajes de referencia denominados Usr (Sliding Reference Voltage) y Udin (Declared Input Voltage), para realizar la detección de eventos (dips y swells), según lo indicado en el estándar IEC 61000-4-30. ü La compatibilidad de todos los reportes que generará el Software de Gestión, con un ambiente Windows debe ser garantizada, específicamente para permitir una exportación de información a MS-Office. ü Esta herramienta debe permitir al usuario analizar por cantidad de incidencias y severidad de los diferentes eventos como Sags/Swells y transitorios. ü El software debe permitir ubicar y georeferenciar las diferentes subestaciones electricas (ESSA ESP) y lo diferentes eventos que ocurran de calidad de la potencia como caidas y subidas de voltaje, en un mapa del departamento a través de un proveedor de servicios de mapa satelitales. 3.2.3
ADMINISTRACIÓN Y CONFIGURACIÓN DE LA RED DE COMUNICACIONES
Usualmente desde el Servidor ubicado en el Centro de Control de la ESSA ESP, se realizará la interrogación de la información registrada por los medidores, y este proceso, en condiciones normales, se llevará a cabo las 24 horas del día. En caso que por cuestiones operativas se requiera, el horario de interrogación del conjunto de medidores asociados a cada Subestación podrá ser modificado fácilmente (flexibilidad), sin que esto afecte el desempeño del sistema de gestión como tal. El Software de Gestión deberá permitir que se incluyan nuevos medidores para su gestión. Además de permitir modificaciones en los puertos utilizados para establecer la comunicación, y la realización de cambios en la frecuencia a la cual se llevará a cabo la interrogación de cada medidor.
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El software de Gestión deberá tener perfiles específicos del usuario. Cada perfil puede tener diferentes niveles de fuentes de información y reportar niveles de permisos y páginas hechas a la medida de instrumentación. Los usuarios deberán acceder a su perfil por medio de su navegador de preferencia (Internet Explorer). Cada usuario deberá tener una presentación personalizada que muestra el contenido que sea relevante para éste, el contenido es configurado por el usuario o por un administrador del sistema y el portal de cada usuario deberá personalizado para mostrar diferentes tipos de información incluyendo análisis a la medida, reportes e información en tiempo real. El Software de Gestión deberá indicar, por medio de alarmas (visuales y sonoras), que se han presentado problemas en el proceso de comunicación, dado el caso que se presenten fallas en la comunicación entre determinado(s) medidor(es) y el Centro de Control. El Software de Gestión deberá permitir conocer el estado de ocupación de la memoria de cada medidor, como mínimo, cada vez que los medidores sean interrogados. El Software de Gestión deberá permitir escoger si la información almacenada en los medidores después de la interrogación, es borrada o no. El Software de Gestión deberá estar en condiciones de realizar la configuración de los medidores asociados al Sistema.
3.2.3.1
ADMINISTRACIÓN DE SEGURIDAD
El Software de Gestión deberá configurarse con los siguientes niveles de seguridad: ü Nivel 1: Tener una opción de “Administración de Usuarios”, que permita definir los perfiles y privilegios que tendrán los usuarios del Sistema, así como crear nuevos usuarios, definición de códigos de acceso, limitando la visualización de algunas pantallas y funciones del sistema dependiendo del tipo de usuario y establecer criterios de acuerdo a seguridad informática. Esta opción debe permitir el acceso y modificación de la información de Calidad de la Potencia Eléctrica. ü Nivel 2: En este nivel, el usuario correspondiente podrá acceder a la información de Calidad de la Potencia Eléctrica y modificar parte de los parámetros establecidos. ü Nivel 3: En este nivel, el usuario correspondiente podrá sólo leer y/o visualizar la información de Calidad de la Potencia Eléctrica Además, EL PROPONENTE deberá tener en cuenta lo siguiente: ü Cuando se requiera el acceso al sistema desde otra computadora (diferente al Servidor), el software tendrá la capacidad de informar en la pantalla del servidor el usuario que desea entrar al sistema y de igual forma registrar el nombre, fecha, hora y duración del acceso. ü Permitir de manera simultánea, el acceso de una considerable cantidad (no menor a cuarenta) de usuarios, para visualizar todo el Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica de ESSA ESP, a través de Internet en equipos con Microsoft Internet Explorer.
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ü La parte de administración y funcionalidad del software a instalar no podrá depender de una cuenta que requiera permisos de administrador del sistema operativo local (Entiéndase por la palabra local, el equipo en el cual es instalado el aplicativo). ü En caso que el software posea una consola de Administración, la máquina en la cual se ejecute dicho software deberá validar las credenciales contra el directorio activo del Dominio ESSA ESP, pero no deberá exigir que exista una cuenta de usuario de red o del aplicativo registrada en la máquina local para su correcto funcionamiento. ü En caso que el antivirus residente en la máquina presente cualquier inconveniente con el software, este deberá ser resuelto por EL CONTRATISTA. ü El software debe tener plenamente identificados los puertos (físicos y lógicos) que utiliza para su correcto funcionamiento y suministrar a ESSA ESP esta información. ü El software debe tener un módulo de seguridad de acceso que cumpla con nombre de cuenta y clave encriptada (se prefiere que el módulo de seguridad esté integrado con el directorio activo de Microsoft). ü Si el software depende de un servicio propio, que se ejecuta sobre el sistema operativo, dicho servicio no podrá estar ligado a una cuenta de usuario. (Lo anterior, con el propósito de evitar bloqueos de cuentas). ü Se debe cumplir con los niveles de complejidad y caducidad de contraseñas existentes en ESSA ESP 3.2.3.2
PROTOCOLO DEL SISTEMA DE GESTIÓN
El protocolo del sistema de gestión deberá ser abierto y estándar. El software de gestión podrá establecer la comunicación con los medidores a través de varios protocolos. 3.2.3.3
LICENCIAMIENTO
EL CONTRATISTA deberá suministrar todas las licencias del sistema en general; licencia de servidor con doscientos seis (206) clientes y cuatro (4) computadores portátiles. Todas las licencias que se adquieran, pasarán a ser propiedad de ESSA ESP por tiempo ilimitado y no deberán tener caducidad ni será necesario renovarlas. Se deberá suministrar un original y copia, en CD/DVD’s originales y sellados, con su respectiva licencia de lectura, junto con los manuales respectivos. El software no deberá tener ninguna restricción para uso en Colombia, como por ejemplo: "For use only in..." o "Not For exported". 3.2.3.4
SERVICIO DE ACTUALIZACIÓN
EL CONTRATISTA deberá garantizar la actualización indefinidamente, es decir: ü Para la información que requieren las Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007, se deberá garantizar que EL CONTRATISTA realice cualquier tipo de modificación en
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cuanto al procesamiento de esta información, la cual responderá satisfactoriamente a cualquier cambio que al respecto establezca la CREG. ü Las actualizaciones del Software de Gestión, EL CONTRATISTA deberá entregarla en CD/DVD’s en formato original, a nombre de ESSA ESP y en idioma Español. Se permitirán actualizaciones de este software vía Internet. ü Se deberá garantizar que EL CONTRATISTA realice o permita a ESSA ESP, realizar las actualizaciones que tuvieran lugar debido a desarrollos del software comercial de Calidad de la Potencia Eléctrica. Las posibles modificaciones/actualizaciones que se acaban de indicar no deberán afectar nocivamente el óptimo desempeño de cada uno de los medidores. EL CONTRATISTA deberá entregarla en CD/DVD’s en formato original, a nombre de ESSA ESP y en idioma Español ó Inglés, las actualizaciones del Software Propietario (del equipo). Se permitirán actualizaciones de este software vía Internet. 3.2.3.5
ADMINISTRACIÓN DE BASES DE DATOS
La ESSA ESP, cuenta con un manejador de base de datos Oracle 9i al cuál deberá ser enviada la información generada por el sistema de calidad de la potencia eléctrica, o en su proposito incluir base de datos SQL Server 2005 Standard Edition o superior. Se deberá manejar bajo sistemas de gestión de base de datos con soporte SQL (Structured Query Language), toda la información reportada por los medidores al Sistema de Gestión. Se contará, mínimo con una (1) base de datos que: ü Recopile y permita manejar la información que hará parte de los archivos que serán enviados a la CREG. ü Recopile y permita manejar la información general obtenida de los medidores, con relación a las variables de la Calidad de la Potencia Eléctrica Se deben especificar claramente las configuraciones de la base de datos, con el fin de proyectar almacenamiento inicial y futuro y planear los mecanismos de gestión de la misma, esto para efectos de administración. 3.2.3.6
ADMINISTRACIÓN DE LA INFORMACIÓN
Para la definición del motor se debe tener en cuenta que la base pueda, como mínimo, manejar toda la información histórica de: ü Reportes enviados a la CREG para cumplir con la Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007 por un período mínimo de doce (12) meses. ü Información relacionada con las variables de Calidad de la Potencia Eléctrica por un período mínimo de doce (12) meses. 3.2.3.7
PRUEBAS DEL SISTEMA DE GESTIÓN
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Se deberá verificar por medio del Software de Gestión y la interfaz de comunicaciones, como mínimo, lo siguiente: ü Capacidad de configuración de los medidores. ü Capacidad de configuración del medio de comunicación (con puertos asociados). ü Funcionalidad de lectura y almacenamiento histórico de variables. ü Operaciones de control sobre los medidores desde el Centro de Monitoreo. ü Capacidad de detección de alarmas. ü Velocidad de transmisión de datos desde los medidores al Centro de Monitoreo. ü Gestión para realizar la interrogación diaria de los medidores desde el Centro de Monitoreo. 3.3 3.3.1
EQUIPOS INFORMÁTICOS SERVIDOR
El Servidor o Equipo Informático (PC Industrial), junto con las Unidades de Almacenamiento de Información deberán ser suministrados por EL CONTRATISTA. En este caso, EL PROPONENTE deberá tener en cuenta los requerimientos técnicos que se encuentran en el Anexo 6 “CARACTERISTICAS TECNICAS GARANTIZADAS CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA” de este documento. Tanto el hardware como el software suministrados por EL CONTRATISTA deberán corresponder a una línea estándar de producción y deberán garantizar un funcionamiento satisfactorio. Se permitirá que EL PROPONENTE aumente los requerimientos técnicos solicitados o accesorios (Hardware) que crea convenientes para el servidor, con el fin de garantizar el correcto funcionamiento de todo el sistema; de ser así, deberá informarlo en la propuesta. No se permitirá servidor con características técnicas inferiores a las solicitadas. La visualización del Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica de ESSA ESP, deberá ser mediante las pantallas destinadas para el Sistema SCADA, en el Centro de Control de ESSA ESP 3.3.2
COMPUTADORES PORTÁTILES
EL CONTRATISTA deberá suministrar cuatro (4) computadores portátiles, con las características técnicas descritas en el Anexo 6 “CARACTERISTICAS TECNICAS GARANTIZADAS CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA” de este documento. Estos computadores servirán de respaldo en el momento de configurar o descargar información de los medidores de manera local y directa. Deberán tener todo tipo de Software y licencias para interactuar tanto con los medidores como con el servidor.
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Se permitirá que EL PROPONENTE aumente los requerimientos técnicos solicitados o accesorios (Hardware) que crea convenientes para los computadores portátiles, con el fin de garantizar el correcto funcionamiento; de ser así, deberá informarlo en la propuesta. No se permitirá computadores portátiles con características técnicas inferiores a las solicitadas. 3.4
TABLEROS DE INTEGRACIÓN
En cada una de las subestaciones de la ESSA ESP, incluidas en el Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica, se implementarán tableros de integración para alojar los respectivos equipos de medida. Estos tableros serán para uso exclusivo de los equipos y demás accesorios que conforman dicho sistema. Los tableros serán de tamaño acorde a la cantidad de medidores que contenga, pero siempre cuidando la estética de las instalaciones físicas de ESSA ESP Se deberá entender por tableros de integración al conjunto de tableros y accesorios de conexión interna como regletas, borneras, rieles, soportes, tubería, prensaestopa, conexión a puesta a tierra, equipos de protección y demás accesorios necesarios para un correcto funcionamiento de todo el Sistema. El CONTRATISTA deberá presentar a la ESSA ESP el diseño de la distribución interna de los equipos, cableado y demás accesorios que conforman cada uno de los tableros para su aprobación.
3.4.1
CARACTERÍSTICAS GENERALES
Los tableros deben ser de tipo frente muerto y puerta trasera, fabricados usando láminas de acero, especialmente seleccionada, lisa y de no menos de 2,0 mm de espesor, con ángulos de estructura o bordes acanalados doblados, con radio de 6 mm. Las láminas de los extremos y laterales que puedan ser removidas desde el exterior lo permitirán sin mayores complicaciones. Deben proveerse componentes de acero estructural adecuados para formar estructuras rígidas y niveladas. Las láminas de acero utilizadas en la construcción de los diferentes tableros, deben ser sometidas a diferentes tratamientos, para garantizar que las superficies estén libres de grasa, oxido, impurezas o cualquier otro elemento extraño. La pintura debe ser resistente a rayos ultravioleta y debe cumplir con los más altos estándares de calidad. No se permitirán juntas a tope sobre superficies exteriores. Las bisagras deben permitir que la puerta rote como mínimo 120° a partir de la posición cerrada. La puerta debe suministrarse con manija provista de cerradura con llave, tres llaves maestras apropiadas para el gabinete de la misma subestación deben ser suministradas. El arreglo general de equipos y el diseño del tablero debe ser tal que provea espacios adecuados para inspección y mantenimiento del cableado, terminales, y equipos del tablero, así como también para pruebas. Si el eventual CONTRATISTA considera en su diseño instalar equipos de medida en la parte posterior de los tableros, estos deben ser montados de tal forma que las conexiones a los equipos montados en el frente de los mismos, resulten accesibles sin remover ningún dispositivo. Si algunos pernos y tuercas se encuentran en
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posición inaccesible con llaves normales y es necesaria la utilización de herramienta especial; esta deberá estar incluida en el suministro. Todos los medidores, cables y accesorios que se encuentren dentro del tablero en cada una de las Subestaciones, deberán estar plenamente identificados y de fácil lectura. Estas identificaciones deberán coincidir exactamente con los planos que el CONTRATISTA entregará a la ESSA ESP Las marcas de los terminales no deben ser obstruidas por los conductores y cada designación de terminal debe ser impresa en forma legible con fluido para marca indeleble que contraste con el acabado del panel. Los tableros deben tener aberturas con rejillas en la parte superior e inferior para ventilación de los equipos. La disposición de los equipos a ser montados en el tablero y los planos de los mismos (incluyendo los accesorios instalados) deberá ser presentados a la ESSA ESP para su aprobación, junto con las recomendaciones especiales para adecuar los enlaces de comunicaciones. Todos los materiales, aparatos y equipos incorporados en los tableros suministrados, deben ser nuevos y de la mejor calidad, libres de defectos e imperfecciones y de las clasificaciones y grados especificados donde esto se indique. Los componentes y elementos necesarios que no figuran en los detalles de suministro pero que sean imperiosos dentro del alcance de la funcionalidad del tablero deben ser incluidos, de tal manera que los elementos completos con todos sus accesorios permitan una instalación segura, correcta y listos para operación permanente. El suministro debe incluir además diagramas de circuito, tablas de cableado y diagramas de localización, así como los manuales de operación y mantenimiento.
3.4.2
ACCESORIOS
El diseño de los tableros deberá contar con los requerimientos de ventilación adecuada para garantizar la correcta operación de los equipos electrónicos y evitar problemas de operación de los mismos a causa de mayores temperaturas o condensación de humedad, así como accesorios de conexionado y soportes de comunicación y medida. Los tableros deben tener en su interior una lámpara incandescente a prueba de explosión para proveer iluminación adecuada, que permita la inspección y el mantenimiento. Esta lámpara será controlada por interruptor de puerta en cada uno de los tableros.
3.4.3
PINTURA
El color de la pintura para el acabado de los tableros será según tipo RAL-7035 y deberán ser pintados tanto interior como exteriormente (preferiblemente granulado en el exterior y lisa en el interior).
3.4.4
PROTECCIONES
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Cada uno de los tableros deberá estar provisto de las siguientes protecciones para los equipos de medida: ü Cuatro (4) Juegos de bornas corto-circuitables, por equipo instalado (si aplica). ü Un (1) juego de protecciones de sobrevoltajes para puerto Ethernet, uno (1) por equipo instalado en tablero. ü Protecciones de sobretensiones para alimentación de los medidores, uno (1) por tablero. ü Protección termomagnética para cableado de frontera proveniente de PT´s, uno por equipo instalado en tablero. ü Cable 2x12 AWG apantallado para conexión hasta bornera de frontera para alimentación en tablero existente. ü Marquillas para identificación de cableado. Para un circuito particular cualquier mal funcionamiento o falla interna que pudiera provocar la inhabilitación de uno de los conjuntos de relés de protección frente a una falla del sistema, no deberá tener el mismo efecto sobre el otro conjunto de protección. Los circuitos de potencial deberán protegerse mediante interruptores individuales y estar separados de los circuitos de medición; los circuitos de intensidad directa deberán protegerse a través de interruptores. Los componentes y elementos necesarios que no figuran en las listas de suministro pero que sean imperiosos dentro del alcance de la funcionalidad del tablero, deben ser incluidos en el suministro, de tal manera que los elementos completos con todos sus accesorios permitan una instalación segura, correcta y listos para operación permanente. La disposición de los equipos a ser montados en el tablero, deberá ser presentados a la ESSA ESP para su aprobación. 3.4.5
PLACAS DE IDENTIFICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
En el exterior de cada uno de los tableros y en un lugar totalmente visible (preferiblemente en la parte superior de la cara frontal y centrada), se ubicará una placa de material sintético de fondo negro y letras blancas de tamaño acorde a las dimensiones de los diferentes tableros, que permita una fácil lectura; donde se indicará el nombre de la subestación (o planta de generación) correspondiente al tablero y la frase “CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA”; como se observa a continuación a manera de ejemplo:
SUBESTACIÓN NORTE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA
ó
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PLANTA CALICHAL CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA
De igual forma, en el interior de los tableros deben existir placas de similares características a las explicadas anteriormente, de tamaño acorde a la estética, comodidad y fácil ubicación dentro del mismo. Se colocará una placa en cada uno de los equipos que se hayan instalado en el interior del tablero, en donde se especificara el circuito o barra a la cual pertenece, características relevantes y nivel de tensión. 3.4.6
OTRAS CARACTERÍSTICAS
Los tableros deben ser resistentes al envejecimiento climático y además deberán ser resistentes a la exposición del calor, resistente a los rayos UV, no presentar grietas, sopladuras, poros u otros defectos, tener una buena aplicación y resistencia en la pintura, poseer un sistema de apertura y cierre libre de obstáculos y resistencia al impacto. Los tableros deberán ser diseñados para ser manejados como una unidad y deberán dotarse de argollas o pernos de ojo para su izaje y manipulación. La construcción de los compartimientos debe garantizar una efectiva circulación de aire para eliminar zonas de concentración de aire caliente. El diseño de los aparatos, su disposición, conexiones y cableado interno deben ser de tal manera que los riesgos de incendio y por consiguiente los daños en las instalaciones, sean mínimos. El eventual CONTRATISTA será responsable de sellar en forma adecuada todos los orificios en el equipo que suministra, a través de los cuales pasen cables y de protegerlos contra daños mecánicos o incendios en los lugares donde quedaren expuestos. 3.4.7
CLASIFICACIÓN DE LOS TABLEROS
Según su uso, los tableros se clasifican en dos tipos: 3.4.7.1
TIPO INTERIOR
Son aquellos tableros que se instalarán dentro del cuarto de control de la Subestación para la cual está destinado. El tamaño del tablero estará limitado a las dimensiones de los medidores y accesorios que serán conectados en el interior del mismo; tales como: sistemas de comunicaciones, equipos de protección (alimentación y comunicaciones) instrumentos, borneras, equipos de calefacción, ventilación, termostato, extractores; y demás elementos que el Proponente sugiera para protegerlos contra los efectos de hongos u otros parásitos y contra daños por humedad excesiva, logrando una operación correcta y funcional de acuerdo a lo exigido en la presente invitación. Aún cuando el tamaño del tablero deberá ser acorde a su contenido, en ningún momento las dimensiones de este tipo de tablero excederán; Alto 2200mm, Profundo 600mm y Ancho 900mm; siempre cuidando la estética de las instalaciones donde va a ser instalado. El diseño final del tablero se someterá a aprobación de ESSA ESP Estos tableros podrán estar fijados y anclados a piso o adosados a la pared (según su tamaño), conectados a
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malla a tierra, con cableado interno y externo perfectamente identificado y grado de protección no menor a IP42. 3.4.7.2
TIPO EXTERIOR
Son aquellos tableros que se instalarán a la intemperie. El tamaño del tablero estará limitado a las dimensiones de los medidores y accesorios que serán conectados en el interior del mismo; tales como: sistemas de comunicaciones, equipos de protección (alimentación y comunicaciones) instrumentos, borneras, equipos de calefacción, ventilación, termostato, extractores; y demás elementos que el Proponente sugiera para protegerlos contra los efectos de hongos u otros parásitos y contra daños por humedad excesiva, logrando una operación correcta y funcional de acuerdo a lo exigido en la presente invitación. Aún cuando el tamaño del tablero deberá ser acorde a su contenido, en ningún momento las dimensiones de este tipo de tablero excederán; Alto 2200mm, Profundo 600mm y Ancho 900mm; siempre cuidando la estética de las instalaciones donde va a ser instalado. El diseño final del tablero se someterá a aprobación de ESSA ESP Estos tableros podrán estar sobre postería o pórtico (según su tamaño y características de la Subestación), conectados a malla a tierra, con cableado interno y externo perfectamente identificado y grado de protección no menor a IP55. Tabla 5. Relación de Cantidad de Medidores por Subestación y Tipo de Tablero
ITEM 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
SUBESTACIÓN O PLANTA DE GENERACIÓN Barbosa Cimitarra San Gil Socorro Termobarranca San Silvestre San Alberto Lizama Sabana Parnaso Buenos Aires Palenque Norte Minas Sur Principal Bucarica El Bosque Bucaramanga Palos Calichal Florida Conuco Caneyes
CANTIDAD DE MEDIDORES POR NIVEL DE TENSIÓN NIVEL 4 NIVEL 3 NIVEL 2 1 1 1 1 1 1 1 2 3 0 1 1 1 2 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 2 0 1 2 1 1 2 0 2 2 1 1 2 0 2 2 0 1 3 0 1 2 0 2 3 1 1 0 1 1 1 0 0 2 1 1 1 0 1 4 0 1 1
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TIPO DE TABLERO Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Interior Exterior
ITEM 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70
SUBESTACIÓN O PLANTA DE GENERACIÓN Servita Zaragoza Garcia Rovira Palmas Vado Real Oiba San Vicente Zapatoca La Granja Velez Sucre El Carmen Puerto Araujo Pozo Nutrias Cuchilla del Ramo Contratación Landazuri Charala Llano Grande Capitanejo San Andres Cabecera San Cristóbal Mesa de los Santos Acuarela Bellavista Villas Matanza California Rio Negro El Cero Trincheras La Esperanza San Martin Santa Catalina San Pablo Canta Gallo Cienaga La Feria San Rafael El Llanito El Bambu Laguna Café Corriendo Vijagual KM 8
CANTIDAD DE MEDIDORES POR NIVEL DE TENSIÓN NIVEL 4 NIVEL 3 NIVEL 2 0 0 1 0 0 2 0 1 2 0 1 1 0 1 1 0 1 2 0 1 2 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 2 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1
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TIPO DE TABLERO Interior Interior Interior Interior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior
ITEM 71 72 73 74 75 76 3.5
SUBESTACIÓN O PLANTA DE GENERACIÓN Puente Sogamoso Lebrija Berlin Campo 22 Santa Ana San José de Pare
CANTIDAD DE MEDIDORES POR NIVEL DE TENSIÓN NIVEL 4 NIVEL 3 NIVEL 2 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1
TIPO DE TABLERO Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior Exterior
SOPORTE TÉCNICO
EL CONTRATISTA deberá garantizar el soporte técnico necesario para mantener la operación confiable y controlada de los equipos suministrados, el Hardware y el Software de Gestión que son objeto del presente contrato, por un período de un (1) año contado a partir de la puesta en marcha del sistema de calidad de la potencia, fecha en la cual se suscribirá entre LAS PARTES un acta. Este apoyo debe mantenerse independientemente de que el fabricante haya descontinuado los modelos o tipos de medidores. Este apoyo debe incluir: ü Modificación y reposición de equipos de calidad de la potencia que originen fallas de operación. ü Disponibilidad para atender en sitio, con el personal especializado, los problemas que pudieran presentarse en la operación del equipo. ü Suministro de instructivos y catálogos cuando ESSA ESP así lo requieran. En la propuesta, cada PROPONENTE deberá indicar claramente, en forma documentada, el mecanismo mediante el cual pretende dar soporte técnico, tanto para los medidores, como para el Hardware y Software de Gestión del Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica de ESSA ESP EL CONTRATISTA deberá prestar el servicio en todas o en algunas de las siguientes formas: Vía telefónica, vía fax, correo electrónico, Internet o presencia técnica en el sitio. Con el servicio de soporte técnico se pretende, principalmente: ü Asegurar el mejor desempeño y operación de la aplicación de acuerdo con las especificaciones técnicas y funcionalidades de los productos (Medidores, Medios de Comunicación, Hardware y Software de Gestión). ü Diagnosticar las fallas encontradas en los diferentes recursos de hardware y software y realizar las sugerencias de configuración según sea el caso. 3.5.1
SOPORTE TÉCNICO PREVENTIVO
Es el mantenimiento efectuado con el fin de evaluar el uso, el desempeño y los requerimientos de evolución de la aplicación, evitando la ocurrencia de problemas que interrumpan el normal desempeño del servicio. EL CONTRATISTA realizará mínimo dos (2)
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visitas al año, una por semestre. Esta actividad se realizará en compañía del administrador del contrato y un representante del equipo de servidores en caso de ser necesario. El Representante de EL CONTRATISTA deberá elaborar un acta donde queden registradas las conclusiones, recomendaciones y compromisos de LAS PARTES para corregir problemas o para mejorar el servicio. Las actas deberán ser firmadas por EL CONTRATISTA y por ESSA ESP 3.5.2
SOPORTE TÉCNICO CORRECTIVO
Es el mantenimiento efectuado para recuperar el servicio después de una falla y/o problema, que esté relacionado con cualquier aspecto de la implementación de la aplicación. Tendrá como objetivo mantener el Hardware y Software de Gestión operando satisfactoriamente dentro de la funcionalidad para la cual fue definido, diseñado, construido e implementado. Deberá cubrir el diagnóstico, la formulación de alternativas de solución, la implementación de la solución seleccionada, realización de pruebas, entrega a ESSA ESP de la documentación de la solución y las recomendaciones a que diera lugar la solución realizada. Este servicio será prestado por un período de un (1) año, contado a partir de la puesta en marcha del sistema de calidad de la potencia, fecha en la cual se suscribirá entre LAS PARTES un acta y tantas veces como sea necesario. Los tiempos para el diagnóstico y la solución del mantenimiento de tipo correctivo por parte de EL CONTRATISTA, serán determinados de acuerdo con el impacto que cause sobre el trabajo de los usuarios. En el momento de la solicitud del soporte técnico, un funcionario de ESSA ESP informará a EL CONTRATISTA o al representante del soporte técnico, la prioridad de atención. Con el fin de garantizar la transferencia del conocimiento por parte de EL CONTRATISTA hacia ESSA ESP, facilitar la labor de administración, soporte y capitalizar experiencias obtenidas a lo largo de la ejecución del servicio, EL CONTRATISTA deberá entregar en forma permanente a ESSA ESP la documentación de todas las actividades que realice dentro de los servicios. 3.6
CAPACITACIONES
El PROPONENTE deberá tener en cuenta el valor asociado al entrenamiento y capacitación que se les deberá dictar a los funcionarios que ESSA ESP seleccione para ello. Una vez se reciba a entera satisfacción de ESSA ESP el Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica de ESSA ESP según el alcance de este contrato, se tiene programada una (1) capacitación, la cual será llevada a cabo en las instalaciones de ESSA ESP en la ciudad de Bucaramanga. El número de personas aproximado para recibirla es de quince (15) funcionarios de ESSA ESP y la duración estimada es de mínimo ocho (8) días. EL CONTRATISTA impartirá una capacitación con los siguientes objetivos:
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ü Características técnicas de los productos (Medidores, Medios de Comunicación y Software de Gestión). ü Manejo de los productos (Medidores, Medios de Comunicación y Software de Gestión), parametrización de Medidores y Software de Gestión. ü Labores básicas de mantenimiento, configuración y diagnóstico de los productos (Medidores, Medios de Comunicación y Software de Gestión). ü Este servicio tendrá las siguientes características: ü Previo a la programación de la capacitación, El CONTRATISTA deberá presentar una propuesta que incluya el temario de los cursos y la hoja de vida de los instructores. ü EL CONTRATISTA se encargará de proporcionar y trasladar el instructor, preparar el aula, los datos de pruebas y las configuraciones necesarias para ejecutar la labor. ü La capacitación deberá ofrecerse por módulos y tipos de perfiles (parte técnica y administradores del sistema), según la necesidad y el tipo de grupo a preparar. ü EL CONTRATISTA deberá suministrar los manuales, memorias, instructivos o guías del usuario en CD/DVD. 4
ACLARACIONES PARA EL MONTAJE Y PUESTA EN SERVICIO
EL CONTRATISTA será completamente responsable por el diseño, la fabricación y la ejecución de las pruebas solicitadas en el pliego. Los costos de todos los ensayos y pruebas deberán estar incluidos en los precios unitarios cotizados para el suministro. Las omisiones o ambigüedades que se presenten en estas especificaciones, no exoneran a EL CONTRATISTA en la responsabilidad de hacer un suministro correcto de los elementos. La programación de las actividades será de común acuerdo con el Interventor por parte de ESSA ESP y EL CONTRATISTA. En todo caso, EL CONTRATISTA será responsable e impartirá las directrices requeridas para la ejecución de las labores. LAS PROGRAMACIONES de actividades que ameriten la suspensión del servicio deberán solicitarse y programarse con 15 días calendario de anticipación, con el Interventor. EL CONTRATISTA se obliga a mantener durante la ejecución del contrato, el personal técnico necesario para el desarrollo de los trabajos, principalmente en lo relacionado con la instalación, supervisión y puesta en operación. 4.1
NORMAS DE REFERENCIA
Las condiciones o normas con base en las cuales se deben ejecutar los trabajos estipulados para la prestación de este servicio, son las especificadas en este aparte del presente documento, y deben estar de acuerdo con el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE). En los casos no especificados explícitamente, se aplicarán como normativas las disposiciones de los códigos y recomendaciones que allí se citan. Del mismo modo, se harán teniendo en cuenta: las normas de la última versión o revisión de las Normas NTC promulgadas por el ICONTEC, las recomendaciones de los fabricantes de los
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equipos y los materiales que se instalarán y las normas establecidas por los entes que se citan a continuación: 4.2
ACTIVIDADES PRINCIPALES
Las actividades principales que componen el Montaje del Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica son las especificadas a continuación: ü Almacenamiento de los equipos, accesorios, piezas, herramientas y materiales en el lugar establecido por ESSA ESP y vigilancia de todos los elementos. ü Revisión del estado de todos los materiales y equipos, después de su movilización hasta el lugar de montaje respectivo. ü Ensamble de equipos, de acuerdo a las pautas e instrucciones del fabricante de los mismos, que por motivo de transporte traigan componentes desarmados. ü Montaje de tuberías y conductos en patios de las subestaciones, que permita organizar el cableado del Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica, así mismo la instalación de Regletas, Rieles, Bases y Patch Panel para organizar los cables y los equipos dentro del tablero respectivo. ü Fijación y anclaje de los Tableros donde se instalarán los medidores de calidad. (El CONTRATISTA tendrá en cuenta la implementación de bases metálicas adicionales donde se requiera, para la nivelación de los tableros con los existentes en las Subestaciones). ü Tendido, conexión e instalación de cableado de control hasta Interruptores de potencia, celdas de distribución, PT’s, y alimentación desde los servicios esenciales que provea ESSA ESP para los Medidores de calidad. Se debe revisar la ubicación, fabricante y referencia de los diferentes tipos de Interruptores y PT’s que están instalados en las Subestaciones actualmente, con el fin de conocer los tipos de contactos, configuraciones y facilitar las actividades de cableado respectivas. ü Colocación de todos y cada uno de los elementos para el montaje, incluyendo reparación de abolladuras y otros deterioros ocasionados en los mismos durante el transporte externo e interno en los lugares de trabajo, de igual forma la realización de ensambles, limpieza, pinturas y demás procedimientos previos al montaje. ü Elaboración de protocolos para pruebas individuales, pruebas de operación y puesta en marcha del Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica en las Subestaciones y con el Centro de Control (en donde se ubicará el Servidor). Estos protocolos deberán ser previamente aprobados por el Interventor. ü Realización de pruebas individuales, pruebas de operación y puesta en marcha, con suministro, personal técnico de soporte y equipo especializado para esta actividad, de acuerdo a los protocolos de pruebas aceptados para tal fin. ü Reparación, calibración en donde sea necesario, y ajuste durante las pruebas de cada uno de los equipos en su ubicación definitiva según los planos, las instrucciones de fábrica y aprobación del Interventor.
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ü Cableado y conexión desde el Patch Panel de cada Tablero hasta los Sistemas de Comunicación existentes y adecuados por ESSA ESP Se debe tener en cuenta la ubicación de los Tableros a instalarse en las Subestaciones y sus distancias hasta los sistemas de comunicaciones existentes. ü Mantenimiento y protección de los equipos montados, hasta la aceptación final por parte de ESSA ESP El CONTRATISTA conservará los sitios de trabajo de las obras en completa limpieza, sin acumulación de basura y materiales sobrantes de montaje no reutilizables. 4.3
EQUIPOS, HERRAMIENTAS Y MATERIALES
El CONTRATISTA deberá poseer el equipo y herramienta que sean adecuados para las características y la magnitud del trabajo por ejecutar. EL CONTRATISTA proveerá e implementará, previa aprobación de ESSA ESP, todos los soportes, bases, poleas, equipos de tendido de cables de línea, montacargas, herramientas, elementos de fijación, grúas, equipos para conexionado así como todos los demás elementos, accesorios temporales o permanentes y materiales fungibles que sean necesarios para el correcto montaje de los equipos y puesta en servicio de los mismos de acuerdo a las instrucciones de fábrica, las prácticas normales de ingeniería e instalación para este tipo de obras y las normas aplicables, así como también conductos y tuberías para el cableado del Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica. La ESSA ESP por intermedio del INTERVENTOR, se reservará el derecho de rechazar y de exigir el reemplazo o reparación de aquellos equipos, herramientas y materiales suministrados y que a su juicio sean inadecuados en tipo, clase y cantidad para las características y magnitud del trabajo por ejecutar o que constituyan un peligro grave para el personal. Cualquier material que sea rechazado deberá ser retirado y sustituido de inmediato por otro de Calidad probada, a expensas de EL CONTRATISTA. 4.4
PLANOS
EL CONTRATISTA podrá solicitar los diagramas unifilares de las diferentes subestaciones que conforman el Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica y en general toda la información técnica necesaria para el montaje, como planos de las Subestaciones que muestren las dimensiones principales o secciones que muestren la construcción general y la ubicación de los equipos de patio, catálogos y manuales de montaje para mostrar en detalle los componentes; estará a disposición del CONTRATISTA (donde existan). EL CONTRATISTA, al momento de entregar a entera satisfacción el 100% del proyecto, deberá presentar un informe detallado de instalación de los elementos y los planos “As-built” de cada uno de los montajes realizados en las Subestaciones con relación a este proyecto, en el que se indiquen las configuraciones con las cuales quedaron los equipos y elementos, diagrama de conexión general y de conexión detallado, así como la descripción de pruebas y resultados obtenidos. Este informe deberá entregarse como requisito para la aceptación final de los elementos.
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4.5
PROCEDIMIENTOS DE MONTAJE
El precio global del montaje de los Equipos comprende: ü El suministro de las herramientas propias del montaje. ü El suministro e instalación de pernos de expansión, chazos, soportes especiales, elementos de fijación y demás accesorios temporales o permanentes que se requieran para su montaje. ü La instalación de toda la tubería conduit rígida y flexible, uniones, cajas, boquillas, tuercas, contratuercas, curvas, prensaestopas, abrazaderas, grapas, etc. Las tuberías conduit serán instaladas de acuerdo con el código Eléctrico Nacional y con lo indicado en los planos y especificaciones. ü Las perforaciones en muros, estructuras, bases, pisos, tableros y otros para pasar, empotrar, fijar y/o anclar las tuberías y el tablero, su posterior relleno y resane si es aplicable. ü Las soldaduras que se requieran durante el montaje. ü Las Pruebas de todos los equipos, de aislamiento y continuidad de cables de control. 4.6
CONEXIONES A TIERRA
Todos los equipos, estructuras, elementos de protección, pantallas de cables, tubería conduit, bandejas portacables (de ser necesarias), tableros de integración y en general todos los elementos metálicos, etc., que han de montarse, deben ser conectados a la malla de puesta a tierra en cada Subestación. Para lograr continuidad en los rieles, regletas, bandejas portacables y tuberías se debe instalar puentes de cable de cobre o platina de cobre donde sea necesario, que deberán ser realizados por EL CONTRATISTA. Los cables serán instalados con el mínimo número de curvas y la menor longitud. Para proteger el cable de tierra cuando aflora a la superficie, se debe utilizar tubería conduit metálica. Antes de realizar la conexión de tierra, y en la superficie donde se instale el terminal requerido, se debe remover la pintura o esmalte (salvo el galvanizado); después de instalado dicho terminal de puesta a tierra, se retocarán los espacios adyacentes y se sellarán las uniones para evitar que en el punto de conexión penetre humedad. 4.7
REPARACIÓN DE EQUIPOS DETERIORADOS
En caso de ocasionarse algún tipo de deterioro en la pintura o galvanizado de las estructuras, materiales, equipos y tableros durante el transporte, almacenamiento, montaje, estos deberán ser debidamente reparados de acuerdo a las instrucciones propias de cada caso y sujeto a la aprobación del Interventor. Los retoques o arreglos que se realicen deberán ser los apropiados de acuerdo a las condiciones de las zonas donde se encuentren
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localizadas las Subestaciones. Las reparaciones a que hace referencia éste numeral se llevarán a cabo dentro de los treinta (30) días siguientes a su reclamación. 5
DESCRIPCIÓN DE LOS PUNTOS DE MEDIDA Y ELEMENTOS DE CORTE ASOCIADOS POR SUBESTACIÓN
Los medidores de Calidad de la Potencia Eléctrica, deberán interrogar, mediante sus entradas digitales, la posición (abierto/cerrado) de los elementos de corte asociados a la barra y almacenar su estado en cada una de sus eventos. Dependiendo de la frecuencia y duración de la interrupción, el medidor mediante un algoritmo interno deberá modificar el Pst y asociarlo al circuito donde se presenta la interrupción, como lo indican las Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007. El Proponente deberá tener en cuenta todos los costos derivados para lograr el correcto funcionamiento del Sistema de Medición y Registro de Calidad de la Potencia Eléctrica de ESSA ESP No se permitirá interrogar a los reconectadores mediante puerto de comunicación; esta interrogación se debe realizar por lógica digital, mediante las salidas lógicas de los reconectadores. El PROPONENTE deberá suministrar las tarjetas de salida digital de los reconectadores donde no existan y sean necesarias. La mayoría de reconectadores instalados en ESSA ESP corresponden a las siguientes marcas y referencias: ü ABB PCD 2000. Cat No. 8R37-2041-21-3001 ü ABB PCD 2000. Cat No. 8R3E-2021-21-3001 ü NOJA POWER. Tipo RC-01ES ü JOSLYN. MODELO TRIMOD ü JOSLYN. MODELO JVL ü WHIPP & BOURNE. PANACEA PLUS. TIPO GVR ü WHIPP & BOURNE. PANACEA PLUS 02246-PAN ü NULEC Las señales de corriente deberán ser cableadas desde los CT’s (donde existan) de líneas de entrada o salida a cada barra o nivel de tensión. Si existe más de una línea de llegada a un punto común, se deberá cablear la señal de corriente de la línea que generalmente alimenta a este punto. 5.1
SUBESTACIÓN BARBOSA
El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 115 kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores 205, 105 y 305.
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El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo (34,5KV) del transformador T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores 1H0, 3H0, 4H0, 5H0, 6H0 y el interruptor de reserva. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo (13,8KV) del transformador T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores 88501, 88502, 88503, 88504, el interruptor de la celda de entrada a la barra y la celda de servicios auxiliares. 5.2
SUBESTACIÓN CIMITARRA
El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la línea Barbosa de 115 kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor 105. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo del interruptor D401. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores D416 y D426. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo (13,8KV) del transformador T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores 68501, 68502, 68503, el interruptor de la celda de entrada a la barra y la celda de servicios auxiliares. 5.3
SUBESTACIÓN SAN GIL
El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la línea Bucaramanga de 115 kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor 120 y el de reserva. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados sobre la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 480, 481 y 490. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de acople de la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor de la celda de entrada a la barra y de los otros 7 interruptores asociados a esta barra. El Medidor 4 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV que está conectada a la planta La Cascada mediante 2 transformadores de 1,5MVA cada uno. A través sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los reconectadores asociados. El Medidor 5 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 6,3KV que está conectada a la planta La Cascada. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los reconectadores asociados.
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El Medidor 6 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo del transformador T4 (13,8KV). Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del reconectador asociado al circuito Mogotes. 5.4
SUBESTACIÓN SOCORRO
El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5 kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores IT1 e IL0. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los 3 PT’s ubicados en la barra de 13,8kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores y reconectadores de los circuitos 82501, 82502, 82503, 82504, 82505, Hato y Veredas. 5.5
SUBESTACIÓN TERMOBARRANCA
El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 115 kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores Módulo 1 y Módulo 2. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5 kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores que conectan a la Subestación de ECOPETROL ECP-01. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5 kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores L1, L2, L3, L4, L5, y L7. 5.6
SUBESTACIÓN SAN SILVESTRE
El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 115 kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Lizama y Termobarranca. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5 kV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 463, 464, 470 y 471. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de acople de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 15, 16, 17, 18, la celda de entrada a la barra y la celda de servicios auxiliares. 5.7
SUBESTACIÓN SAN ALBERTO
El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la línea Sabana de 115KV. Este medidor no reportará interruptores. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5 KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado
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de los interruptores de los circuitos 430, 431, la celda de entrada a la barra y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 55501, 55502, 55503, 55504 y la celda de entrada a la barra. 5.8
SUBESTACIÓN LIZAMA
El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 115KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Sabana, Palenque y San Silvestre. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo del interruptor D401. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos ECOPETROL 1, ECOPETROL 2 y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo del transformador T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los reconectadores de los circuitos El Reten y La Renta. 5.9
SUBESTACIÓN SABANA
El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 115KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Lizama y San Alberto. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 433, 434 y 435. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Sabana, La Gómez, Provincia y la celda de enlace T1. 5.10 SUBESTACIÓN PARNASO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Policlínica ECOPETROL, Línea Buenos Aires, Línea San Silvestre 1, Línea San Silvestre 2, Línea 7 Termobarranca y Línea 3 Termobarranca. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 7, 9, 10 y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del reconectador del circuito 8.
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5.11 SUBESTACIÓN BUENOS AIRES El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los 3PT’s ubicados aguas arriba de T2. Este medidor no reportará estado de interruptores. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los 3PT’s ubicados aguas abajo de T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 19, 20 y 21. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 11, 12, 14, 22 y la celda de enlace de T1. 5.12 SUBESTACIÓN PALENQUE El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 115KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Palos, Termobarranca, Lizama y Minas. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Sur, Principal, Minas, Zapatoca, Aeropuerto y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV aguas abajo de T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 2, 3, celda de enlace de T2 y celda de servicios auxiliares. El Medidor 4 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo del transformador T7. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 4 y 5. 5.13 SUBESTACIÓN NORTE El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor Sur y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor Principal. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 2, 3 y 4. El Medidor 4 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 5, 6, 7 y 8.
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5.14 SUBESTACIÓN MINAS El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 115KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Línea Bucaramanga y Línea Palenque. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Sur, Palenque, Conuco, Codisel y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 2, 3, 4 y 5. El Medidor 4 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T4. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 6, 7 y 8. 5.15 SUBESTACIÓN SUR El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en una de las barras (la relacionada con T1) de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Minas, Norte y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en una de las barras (la relacionada con T2) de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Palenque, Conuco y la del reconectador Almacén Éxito. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en una de las barras (la relacionada con T1) de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 2, 3 y 4. El Medidor 4 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en una de las barras (la relacionada con T2) de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 5, 6, 7, 8 y 9. 5.16 SUBESTACIÓN PRINCIPAL El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Conuco, Palos, Palmas II, Palmas I, Palenque, Norte y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T1 (13,8KV). Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 2, 3, 8 y futuro.
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El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T2 (13,8KV). Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 4, 5 y 7. El Medidor 4 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 11,4KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor Zaragoza. 5.17 SUBESTACIÓN BUCARICA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la línea de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor de servicios auxiliares. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T1 a una de las barras de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 2 y 3. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV asociada a T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 4, 5 y 6. 5.18 EL BOSQUE El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Línea 2 y la celda de Servicios Auxiliares. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la Línea 1 de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor Línea 1. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 3, 4 y 6. El Medidor 4 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T2 a la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 2, 5, 7 y la celda de acople de T2 a la barra. El Medidor 5 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T3. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor del circuito 8 y el reconectador del circuito Carrefour. 5.19 SUBESTACIÓN BUCARAMANGA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo del autotransformador T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Minas y San Gil. El CONTRATISTA deberá proponer una solución (por ejemplo con PLC) para conocer el estado de estas líneas,
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debido a que existe más de interruptor asociado a ellas por su configuración de anillo. Esta solución deberá ser aprobada por la Interventoría. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Bucarica y Conucos. 5.20 SUBESTACIÓN PALOS El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los 3PT’s ubicados en la barra principal de 115KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Palenque y Bosconia. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Matanza, Rionegro, Principal y Palenque. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T3 a la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 2, 3, 4, la celda de enlace de T3 a la barra y la celda de servicios auxiliares. 5.21 PLANTA CALICHAL El Medidor 1 de esta Planta, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,2KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los reconectadores asociados. El Medidor 2 de esta Planta, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 7,2KV. Este medidor no registrará estado de interruptores. 5.22 SUBESTACIÓN FLORIDA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 115KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Palos y Bucaramanga. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Futuro I, Futuro II, Piedecuesta, Conuco, ICP y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la celda de enlace de T2 a la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 2, 3, 4 y la celda de enlace de T2 a la barra de 13,8KV. 5.23 SUBESTACIÓN CONUCO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de
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los interruptores de los circuitos Minas, Línea 1, Línea 2, Sur, Principal y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV relacionado a T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 1, 7, 8, 9 y la celda de acople de T1. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV relacionado a T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 2, 3, 5, y la celda de acople de T2. El Medidor 4 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV relacionado a T3. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos 4, 10 y 11. El Medidor 5 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo del transformador T4. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado del interruptor del circuito 6. 5.24 SUBESTACIÓN CANEYES El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la línea de 34,5KV. Este medidor no registrará estado de interruptores. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los reconectadores de los circuitos 1, 2, 3 y 4. 5.25 PLANTA SERVITA El Medidor 1 de esta Planta, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los reconectadores asociados. 5.26 PLANTA ZARAGOZA El Medidor 1 de esta Planta, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 11,4KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los reconectadores asociados. El Medidor 2 de esta Planta, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 2,3KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los reconectadores asociados. 5.27 SUBESTACIÓN GARCIA ROVIRA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los 3PT’s ubicados en la línea de 34,5KV. Este medidor no registrará estado de interruptores. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV relacionado a T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá
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registrar el estado de los interruptores de los circuitos Málaga, Plantas, la celda de enlace de T1 y la celda de servicios auxiliares. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV relacionado a T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Miranda y Molagavita. 5.28 PLANTA PALMAS El Medidor 1 de esta Planta, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores de los circuitos Alimentador No. 1 y Alimentador No. 2. El Medidor 2 de esta Planta, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo del transformador T6. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los reconectadores asociados y de los circuitos Llano de Palmas y El Oso. 5.29 VADO REAL El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.30 OIBA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV aguas abajo de T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV aguas abajo de T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.31 SAN VICENTE El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV aguas abajo de T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá
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registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV aguas abajo de T2. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.32 ZAPATOCA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.33 LA GRANJA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 34,5KV aguas arriba de T1. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.34 VELEZ El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.35 SUCRE El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra.
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5.36 EL CARMEN El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.37 PUERTO ARAUJO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.38 POZO NUTRIAS El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.39 CUCHILLA DEL RAMO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.40 CONTRATACIÓN
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El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.41 LANDAZURI El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.42 CHARALA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.43 LLANO GRANDE El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.44 CAPITANEJO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales
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disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.45 SAN ANDRES El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.46 CABECERA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.47 SAN CRISTOBAL El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.48 MESA DE LOS SANTOS El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión.
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El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.49 ACUARELA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.50 BELLAVISTA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.51 VILLAS El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.52 MATANZA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales
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disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. El Medidor 3 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T2 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.53 CALIFORNIA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.54 RIONEGRO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.55 EL CERO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.56 TRINCHERAS El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión.
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El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.57 LA ESPERANZA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.58 SAN MARTIN El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.59 SANTA CATALINA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.60 SAN PABLO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles
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deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.61 CANTA GALLO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 4,16KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.62 CIENAGA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.63 LA FERIA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.64 SAN RAFAEL El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra.
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5.65 EL LLANITO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en la barra de 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.66 EL BAMBU El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.67 LAGUNA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.68 CAFÉ CORRIENDO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.69 VIJAGUAL
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El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.70 KM 8 El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.71 PUENTE SOGAMOSO El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.72 LEBRIJA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 11KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 4KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.73 BERLIN El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión.
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El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.74 CAMPO 22 El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.75 SANTA ANA El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra. 5.76 SAN JOSE DE PARE El Medidor 1 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas arriba de T1 en el nivel de tensión 34,5KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a este nivel de tensión. El Medidor 2 de esta Subestación, adquiere las señales de tensión de los PT’s ubicados aguas abajo de T1 en el nivel de tensión 13,8KV. Mediante sus entradas digitales disponibles deberá registrar el estado de los interruptores, reconectadores y elementos de corte asociados a esta barra.
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CAPÍTULO 5: SCADA
1
INFRAESTRUCTURA DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA ESSA ESP
El Unifilar general del sistema Eléctrico de ESSA ESP se entregará en medio digital a quienes adquieran la presente invitación a presentar oferta. 2
SISTEMAS ACTUALES DE APOYO A LA OPERACIÓN
ESSA ESP cuenta actualmente con sistemas de apoyo a la operación de la red de distribución desarrollados por terceros (firma Energis). Se han identificado aplicaciones interactúan en los siguientes procesos: ü Registro de eventos en las red ü Análisis de fallas ü Análisis de la red 2.1
REGISTRO DE EVENTOS EN LAS RED
El producto Software EnerGis realiza el registro de los eventos de la red por medio de la Secuencia Operativa de Eventos (SOE), para esto requiere la información del sistema Scada sobre los estados y medidas de los elementos de operación que hacen parte de esta. Al realizar el registro del evento se puede a través del Producto Software EnerGis realizar las siguientes operaciones: ü Determinar los Transformadores y los clientes afectados por un evento en cualquier punto de la red de distribución, tanto en los ramales con en la salida del circuito ó en un elemento constitutivo de las subestación de potencia. ü Al recibir llamadas por partes de los clientes, informando la falta del suministro u otro problema en campo. Se puede realizar el seguimiento del evento y de los trabajos realizados. Si el evento ya había sido registrado, se informa de manera clara a los clientes la causa de la interrupción. ü Analizar la falla y determinar las realimentaciones entre circuitos de Distribución. ü Extraer información del elemento de operación o falla, por medio del diagrama unifilar de la subestación que incluye los valores medidos y los estados de estos elementos. ü Por medio de un grafo que representa la conectividad de la subestación, determinar qué elementos de la subestación o subestaciones son afectados por un evento. ü Visualiza en cartografía el estado de los elementos de la red, la conectividad de estos y las secciones de circuitos afectados por un evento.
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ü Analiza información sobre la localización de la falla, por medio de datos telemedidos por el Scada en tiempo real y otra tipo de información que puede ser registrada al momento en que los clientes realizan llamadas para solicitar el restablecimiento del servicio. ü Representación en cartografía de eventos en subestaciones a nivel de los circuitos de distribución totales afectados. ü Visualización en cartografía del estado actual de los clientes que son afectados por un evento. ü Informes de la Demanda No Atendida (DNA) generada por el evento. ü Realizar estadísticas de: causas, eventos de cierre, eventos de Apertura, elementos de operación, elementos de de falla, circuitos, subestaciones, índices de calidad del servicio FES, DES. ü Generar reportes B1, B2, B3, T1, T2 para la CREG. Se requiere del SCADA (Datos análogos según): ü Identificador del equipo que envía el mensaje (Código interno de Energis-Entero). ü Estado normal del Equipo ü Corriente de Falla por fases ü Potencia Instantánea medida en el momento del Evento ü Fecha y hora del evento Los valores análogos se requieren en Coma flotante o en el estándar IEEE 754. 2.2
ANÁLISIS DE FALLAS
Al reportarse un evento inesperado en la red eléctrica, el Producto Software Energis puede localizar la probable ubicación de la falla, presentar una lista del número de clientes afectados ordenados por prioridad. La interrupción se registra en la Base de Datos y se puede utilizar en una ocasión posterior para realizar informes y análisis de la red. Al localizar la falla, el Producto Software Energis sugiere una forma de aislamiento, corrección y restauración en caliente del servicio por medio de un plan de conmutación, que restaure el mayor número de clientes como sea posible. El operador podrá visualizar en un modo de simulación por medio de escenarios los efectos de realizar esas operaciones, para que pueda escoger y enviar al Scada desde el Proyecto Software Energis, la recomendación más razonable y aislar zonas de red para que de esta forma se minimice el efecto de la interrupción. Para realizar la ubicación de fallas y recomendar forma de restablecimientos del suministro, el Producto Software Energis necesita los valores en tiempo real de las corrientes de corto circuito y las medidas de Tensión, potencia y corriente.
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Se requiere del SCADA: ü Identificador del equipo que envía el mensaje (Código interno de Energis-Entero). ü Estado normal del Equipo ü Corriente de Falla por fases ü Potencia Instantánea medida en el momento del Evento ü Fecha y hora en el momento del evento Los valores análogos se requieren en Coma flotante o en el estándar IEEE 754.
2.3
ANÁLISIS DE LA RED.
Energis permite por medio del análisis de la red, el análisis de los estados de la red (Corrientes, tensiones, pérdidas, etc) y de simular las maniobras de los interruptores. El estado de la red puede corresponder a un momento del pasado. El análisis de la red implica el cálculo de corrientes y de tensiones, para esto Energis realiza una reseña histórica de los estados de la red: mediciones, maniobras de los interruptores, etc. Esto permite reconstruir el estado de la red en cualquier momento y se pueden calcular los resultados eléctricos correspondientes. 3
INFRAESTRUCTURA DE COMUNICACIONES DE LA ESSA ESP
Con relación a los sistemas de telecomunicación el PROPONENTE debe considerar que dispondrá de comunicación vía fibra óptica para la comunicación entre sedes (edificios administrativos, subestaciones y puestos se atención de servicios). Con respecto a los dispositivos a ser instalados en las redes de distribución, ESSA ESP suministrará el servicio a través de un tercero de una red de comunicaciones celular GPRS. Para esto el PROPONENTE deberá entregar como parte de la ingeniería del proyecto la localización y dimensionamiento del servicio a ser requerido para la comunicación de su equipamiento hacia el centro de control de ESSA ESP
4
OBJETIVO
La ESSA ESP requiere contar con modernos y adecuados sistemas de información para dar soporte a los procesos operativos y corporativos que funcionen armónicamente integrados, que compartan información e interactúen entre ellos y además permitan facilitar sus procesos, mejorando la calidad del servicio eléctrico prestado. El proyecto tiene los siguientes componentes: ü Suministro de equipos y software para crear el Centro de Control y automatizar las Subestaciones mediante un sistema SCADA computarizado de atención de interrupciones de circuitos y transformadores.
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ü Optimizar el control en Alimentadores mediante una mejor utilización de los recursos humanos y físicos de que se disponen, disminuyendo el tiempo promedio de la interrupción en caso de fallas y su restablecimiento trayendo como consecuencia el mejoramiento de la confiabilidad del Sistema. ü Suministro de un sistema informático que soporte, de modo integral, la gestión de distribución de la ESSA ESP en sus aspectos técnico, operativo, económico y administrativo, abarcando desde la planificación hasta la puesta en servicio de instalaciones así como su operación y mantenimiento. 5
NORMAS QUE SE APLICAN.
5.1
EN GENERAL
ü Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE) Standards. ü National Electrical Manufacturers Association (NEMA) Standards. ü American National Standards Institute (ANSI) ü Electronic Industries Association (EIA) Standards. ü International Organization for Standardization (ISO) Standards. ü International Telecommunication Union Recommendations (ITU-T,ITU-R) 5.2 5.2.1
EN PARTICULAR: ANSI C37-1-1994
Standard Definition, Specification, and Analysis of Systems Used for Supervisory Control, Data Adquisition, and Automatic Control. 5.2.2
ANSI CM- 770C-1987
Printed Board Component Mounting. 5.2.3
IEEE 91-1984
Standard Graphic Symbols for Logic Functions (R-1994). 5.2.4
IEEE 315-1975
Graphic Symbols for Electrical and Electronics Diagrams. (Including Reference Designation class Designation Letters). (R-1994). 5.2.5
EIA RS-485
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Standard for Electrical Characteristics of Generators and Receivers for Use in Balanced Digital Multipoing Systems. 5.2.6
EIA TIA-232-E-1991
Interface Between Data Terminal Equipment and Data Circuit Terminating Equipment Employing Serial Binary Data Interchange. 5.2.7
IEC 870 PT 5-1-1990
Telecontrol Equipment and Systems, Part 5; Transmission Protocols. 5.2.8
IEC 61970
(Energy management system application program interface (EMS-API)) 5.2.9
IEC 61968
Application integration at electric utilities – System interfaces for distribution management
6
DEFINICIONES
6.1
APLICACIÓN SCADA.
Son todas las aplicaciones de software que residen en la Unidad Central Maestra (UCM) para la Supervisión, adquisición de datos y Control del Sistema Eléctrico. 6.2
CENTRO DE CONTROL DE OPERACIÓN DE DISTRIBUCIÓN.
Área destinada para la concentración de la información operativa de una o más zonas de distribución. 6.3
COMPATIBILIDAD
Capacidad de los componentes de software y/o hardware para funcionar armónicamente y compartir información independientemente del fabricante. 6.4
COMUNICACIÓN A NIVEL INFERIOR
Término empleado en los sistemas SCADA para referenciar el flujo de información entre un dispositivo que se comporta como elemento maestro hacia otro dispositivo que se comporta como elemento esclavo. 6.5
COMUNICACIÓN A NIVEL SUPERIOR
Término empleado para referenciar el flujo de información entre un dispositivo que se comporta como elemento esclavo hacia otro dispositivo que se comporta como elemento maestro.
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6.6
CONJUNTO REDUNDANTE DE DISCOS INDEPENDIENTES (RAID1)
Los datos y una paridad son guardados en los mismos discos por lo que se consigue aumentar la velocidad de lectura, ya que cada disco puede satisfacer una lectura independiente de los demás. Se necesita un mínimo de dos unidades (discos duros) para implementar una solución RAID1. 6.7
IED (DISPOSITIVO ELECTRÓNICO INTELIGENTE)
Dispositivo micro procesado que puede realizar una o varias de las funciones de supervisión, adquisición, procesamiento, protección, comunicaciones, control y funciones lógicas programables. 6.8
"DRIVER" DE APLICACIÓN
Es un programa que contiene las características y comandos de los dispositivos, que les permiten establecer comunicación con el procesador central. 6.9
EVENTO
Es un suceso registrado en la Unidad Central Maestra como puede ser el cambio de una indicación o alarma, alguna acción realizada por un usuario o el cambio de valor en alguna variable del sistema. 6.10 FIREWALL Un sistema diseñado para evitar accesos no autorizados de o hacia una red privada. 6.11 FUNCIONES LÓGICAS PROGRAMABLES. Es la secuencia programable para la ejecución de controles que contienen conjuntos de elementos lógicos tales como “AND”, “OR” y “NOR”, entre otras, tomando como referencia la condición o estado de las entradas las cuales pueden ser señales analógicas, digitales o la combinación de ambas. 6.12 GIS Sistema de Información Geográfico (Geographic Information System). El GIS funciona como una base de datos con información geográfica (datos alfanuméricos) que se encuentra asociada por un identificador común a los objetos gráficos de un mapa digital. De esta forma, señalando un objeto se conocen sus atributos e, inversamente, preguntando por un registro de la base de datos se puede saber su localización en la cartografía. 6.13 GPS Sistema de Posicionamiento Global (Global Positioning System). Es un Sistema Global de Navegación por Satélite (GNSS) el cual permite determinar en todo el mundo la posición de un objeto, una persona, un vehículo o una nave, con una precisión hasta de centímetros usando GPS diferencial, aunque lo habitual son unos pocos metros.
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6.14 HARDWARE Término general para definir los componentes que físicamente integran un sistema sin limitar su función o aplicación. 6.15 "HOT STAND BY" Sistema de respaldo en donde dos equipos se encuentran en línea pero sólo uno de ellos es el activo. Al ocurrir una falla en el equipo activo entra en operación el de respaldo, sin que se perciba un corte o falta de continuidad en el funcionamiento del sistema. 6.16 “HOT SWAP” Capacidad de algunos componentes de hardware que se pueden instalar o sustituir sin necesidad de detener o alterar la operación normal del dispositivo donde se alojan. 6.17 INTERFAZ Término que define la interconexión entre los dispositivos en forma local o a distancia, en dos equipos que manejan señales diferentes o de algún otro medio de programación y/o comunicación. 6.18 INTERFAZ DE DATOS Término que define las reglas de conectividad entre dos sistemas. 6.19 INTERFAZ HUMANO MÁQUINA (HMI). Es el conjunto de Hardware y de Software que crea un medio físico al usuario para interactuar con un sistema de cómputo. 6.20 ISO Organización Internacional de Estándares (International Standard Organization) 6.21 LAN Red de Área Local (Local Area Network) 6.22 MTBF Tiempo medio entre fallas. 6.23 MTTF Tiempo medio para falla. 6.24 MTTR Tiempo medio para reparaciones.
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6.25 NTP Protocolo de tiempo de red (Network Time Protocol). Protocolo para sincronizar relojes entre ordenadores de Internet. 6.26 OSI Interconexión de sistemas Abiertos (Open System Interconection) de acuerdo a la ISO. 6.27 PROTOCOLO Conjunto de normas y reglas que coordinan el flujo de información entre dispositivos teniendo como funciones básicas el establecimiento del enlace, transmisión de información, detección de fallas en la transmisión y corrección de errores. 6.28 RUTEADOR Dispositivo de hardware para interconexión de redes que opera en la capa 3, del modelo OSI 6.29 SISTEMA ABIERTO Entornos diseñados e implantados de acuerdo con normas internacionales públicas ampliamente divulgadas que permitan la interoperabilidad con diferentes fabricantes. 6.30 SCADA Control, Supervisión y Adquisición de Datos (Supervisory Control And Data Adquisition). 6.31 SNMP El Protocolo Simple de Administración de Red o SNMP (Simple Network Managment Protocol) es un protocolo de la capa de aplicación que facilita el intercambio de información de administración entre dispositivos de red. 6.32 SOFTWARE Término general para definir todo tipo de programas informáticos cuyo uso no se limita a una sola aplicación o a un sólo trabajo. 6.33 SWITCH Dispositivo de hardware para interconexión de segmentos de redes que opera en la capa 2 y 3, del modelo OSI. 6.34 UCM Unidad Central Maestra. 6.35 RTU
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Unidad Terminal Remota. Figura 1. Área del Centro de Control
7
SISTEMA DE PROYECCIÓN
7.1
MATRIZ DE CUBOS DE RETROPROYECCIÓN (VIDEOWALL)
Estará compuesta por 8 cubos en configuración 2 x 4. Cada cubo será de 67 pulgadas con pantallas grandes (53.6” de ancho y 38” de alto), haciendo un área de visualización mínima total de 214.4” de ancho x 72” de alto, la relación de aspecto será de 4 a 3. Los cubos en conjunto conformarán una única pantalla que soportará las mismas funciones de la interfaz hombre máquina que soporta una consola de operación. La profundidad del cubo deberá ser de 37.8 pulgadas para efectos de mantenimiento. El sistema estará constituido por una matriz de cubos de retroproyección, de tecnología DLP (Digital Light Processing), con 67” en la diagonal, con resolución SXGA+ de 1,400 x 1,050 píxeles por cubo (resolución total de 5,600 de ancho x 2,100 de alto), conjuntamente con su sistema de anclaje y cables. Las lámparas de 100W, tendrán una vida útil típica de 10,000 horas de trabajo continuo las 24 horas del día durante los 7 días de la semana, es decir este tiempo de vida debe haber sido probado en condiciones 24/7. La capacidad de expansión máxima final del sistema será de 40 salidas SXGA+ con la simple adición de salidas gráficas y la adición de cubos. Los cubos utilizan la tecnología de procesamiento foto digital de Texas Instruments vía el Chip DMD que asegura larga vida de uso continuo 24/7 sin distorsión de imagen (100,000 horas).
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La pantalla deberá ser clara y nítida con buen contraste de amplio ángulo de visión (Ángulo de Visión Completo = 180º), buena uniformidad de color natural, emisión de imágenes claras evitando los reflejos de la luz de ambiente, la ganancia de la pantalla será mayor o igual a 1. La pantalla deberá ser negra del tipo Reflex II, pantalla de policarbonato de alta ganancia, siendo la separación entre pantallas mayor o igual a 1mm. 7.2
RETROPROYECTOR
Es el componente que despliega o proyecta las imágenes en las pantallas de los cubos. Estos proyectores serán duales (Sistema de Lámparas Dual Redundante) y de resolución SXGA+ (1,400x1,050 píxeles). Sus lámparas funcionarán a 100W (con vida útil típica = 10,000 horas @ 100 W en condiciones 24/7). Utilizará tecnología DLP de 12° de deflexión, la más avanzada que hay en el mercado. Esta tecnología utilizará micro espejos en lugar de Cristal Liquido (tecnología LCD). El DLP es una tecnología reflexiva en lugar de transmisiva (tecnología del LCD) lo que significa mayor luminosidad y menor consumo. Otras características son: ü Brillo (flujo luminoso) Máximo 875 ANSI Lúmenes típico con lámparas de 100 Watts. ü Lámparas de tipo Ultra Alta Presión de Mercurio (UHP) de 100W. ü Vida de lámparas mínima 10,000 horas @ 100 W probado en condiciones 24/7. ü Disipación térmica Máxima para cualquier régimen de trabajo 785 BTU/hr. ü Lente de Baja Distorsión 1.2:1 Lentes de proyección trasera. ü Bajo Consumo 230W (2.3A @ 100V, 1 A @ 240V). ü Ajuste de Brillo 100% Automático. ü Luminancia 210 Cd/m2 ±10%. ü Entorno operativo de 5º a 35º C. (Humedad: Hasta 80% s/condensación). ü Tensión Entrada de 100 a 240 V ±10% (50/60Hz) ü MTBF del proyector (Rueda de Color) mayor a 30,000 Horas. 7.3
PEDESTALES
Estructura metálica que sostiene los cubos. El sistema estará compuesto de cuatro (04) pedestales, cada pedestal soporta el peso de dos columnas de cubo. Las dimensiones de largo se adecuaran a la pantalla de 67 pulgadas de diagonal, la altura deberá ser de 30 pulgadas y el ancho de 37.8 pulgadas.
7.4
SERVIDOR DE IMÁGENES
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Conocido también como unidad de control. El modelo a suministrar será de diseño industrial, el cual es un controlador de sistemas de cubos diseñado específicamente con el propósito de cumplir las altas demandas de los Centros de Control en cuanto a despliegue, control de datos y video, asegurando calidad, alto desempeño durante toda su vida útil, confiabilidad y seguridad. El Servidor de Imágenes proveerá la flexibilidad y versatilidad para proyectar todas las aplicaciones en cualquier parte y con la más alta resolución sobre el Sistema de Cubos. Múltiples programas podrán mostrarse simultáneamente, dirigidas por el controlador y mediante fuentes externas como enlaces de video, computadoras y redes LAN. Las características más importantes del Servidor de Imágenes serán alto desempeño, alta confiabilidad, calidad y diseño industrial. Este incluirá: ü Dos (2) tarjetas gráficas para 4 cubos cada una (4 canales por tarjeta de salida RGB) ü Dos (2) procesadores Dual Core Intel Xeon de 2.8 GHz cada uno. ü Memoria RAM 4 GB DDR2 SDRAM (667 Mhz o superior) ü Tipo y capacidad de disco duro 2X146GB Hot Swap U320 SCSI, 15 K RPM ü Tarjeta de red dual incorporada 10/100/1000 MBit onboard LAN (redundante). ü Fuente de poder redundante, retirable encendida (hot swappable) ü Alojamiento Industrial Rack 19” ü Software Windows Server 2003 ü Tarjeta de video ampliable hasta 40 cubos ü Puertos Ethernet (1), RS232 (2), USB (3), mouse y teclado. ü Entorno operativo de 10º a 35º C. (Humedad: Hasta 80% s/condensación). ü Tensión Entrada de 90 a 264 V (47 a 63 Hz). 7.4.1
TECNOLOGÍA DEL SERVIDOR DE IMÁGENES
Debe tener una arquitectura de tecnología de servidores de alta performance, es decir, debe haber disponibles en el mercado comercial los repuestos de Memoria, disco Duro, Tarjetas de Red, etc. En marcas reconocidas tales como HP. IBM, etc. 7.5
SOFTWARE DE ADMINISTRACIÓN DEL VIDEOWALL
El Oferente deberá suministrar un software completo con todos sus componentes, que permite controlar, supervisar, configurar y administrar todas las funciones del Videowall.
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Este sistema deberá ser totalmente compatible con Windows 2000, Windows XP y Windows Server 2003, según las recomendaciones API 32 de Microsoft, permitiendo compartir cualquier estación NT conectada a la red: Teclado, pantalla, ratón, importación y exportación de despliegues. El Software proveerá y simplificara la administración y manejo del Controlador vía remota desde una o más Workstation pertenecientes a redes LAN o Stand Alone. Ejemplo: ü Permitirá controlar el sistema desde cualquier equipo conectado a la red. ü Permitirá controlar el sistema de cubos desde cualquier posición con múltiples configuraciones, permitiendo modificar el Brillo, Contraste, Color, etc. ü Permitirá crear y lanzar aplicaciones desde cualquier posición ü Permitirá generar Layouts de las aplicaciones en cualquier computador conectado a la red. ü El sistema deberá permitir ser manejado por cuantos usuarios haya en la sala, dependiendo de los privilegios de cada uno (Sistema de seguridad). ü Permitirá la disponibilidad de seleccionar la cantidad de pantallas (monitores) que serán presentadas en la pantalla del Sistema de Video proyección. ü Deberá permitir posicionar las aplicaciones, como los despliegues del sistema SCADA, en una subpantalla y en cualquier posición del Sistema de Video proyección. Asimismo, podrá ampliar o reducir cada subpantalla. ü Protocolo de comunicación de red será TCP/IP. ü Número de licencias para el software de gerenciamiento será ILIMITADO. 7.6
CONSUMIBLES
El oferente deberá proporcionar el detalle de consumibles para la operación del sistema video wall por un tiempo no menor a dos (02) años, la lista itemizada con los costos asociados de los repuestos necesarios en dicho periodo, así como la frecuencia y periodo del mantenimiento predictivo y/o correctivo. 8
CARACTERÍSTICAS MAESTRA.
Y
CONDICIONES
GENERALES
UNIDAD
CENTRAL
La Unidad Central Maestra incluye lo siguiente: Hardware, software de operación, software de aplicación, configuración del sistema, protocolos de comunicación, equipos de comunicación, pruebas de funcionalidad y de aceptación, puesta a punto, puesta en servicio, capacitación de operación y administración del sistema, garantías, planos, catálogos e instructivos, lote de refacciones, licencias de software adquirido para operación del sistema así como de las herramientas para su funcionamiento.
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Los requerimientos adicionales a esta especificación en hardware y aplicaciones de software, además de capacitación, puesta en servicio y refacciones deben ser especificados en Características Particulares.
8.1
ARQUITECTURA Y CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA.
La unidad central maestra (UCM) se compone de: ü Hardware ü Sistema operativo ü Software SCADA y software de aplicaciones, La arquitectura de una UCM debe estar conformada por equipo de cómputo: servidores SCADAhistóricos, de proyección y seguridad, estaciones de operación e ingeniería, impresoras, GPS, servidores de terminales, switches, ruteadores, UPS y simulador de UCM de acuerdo a lo indicado en la Fig.2 La arquitectura de la UCM mostrada en la figura 2, presenta el modelo conceptual y no determina necesariamente el hardware y software requeridos. Por lo anterior, la arquitectura mínima de una Unidad Central Maestra está compuesta por: dos servidores SCADA/ICCP/DMS y seis estaciones de Operación operando en una red Ethernet redundante, hasta una configuración completa tal como se muestra en la Fig. 2. Figura 2. Arquitectura conceptual del Centro de Control de ESSA ESP (Ver página siguiente)
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8.2
8.2.1
DESCRIPCIÓN DE LOS ELEMENTOS FUNCIONALES DE LA UNIDAD CENTRAL MAESTRA. SERVIDOR SCADA/ICCP/DMS:
Adquiere en tiempo real la información de IED’s en campo a través de protocolos SCADA. El Servidor SCADA debe soportar al menos 10 estaciones de operaciones locales y/o remotas operando en forma concurrente, sin necesidad de ningún tipo de cambio y/o actualización de hardware y/o software ni pago adicional de licencias para agregarlas. Únicamente será necesario el hardware propio de la estación de operador y configurarlo e integrarlo a la red del sistema. Este servidor albergará los aplicativos DMS/ICCP. 8.2.2
SERVIDORES HISTÓRICOS
Almacena en forma masiva y procesa la información en una base de datos relacional de los eventos y registros sucedidos en la Unidad Central Maestra. 8.2.3
SERVIDOR DE SEGURIDAD INFORMÁTICA
El servidor del Sistema de Seguridad Informática (SSI), deberá proveer protección informática completa e integral al sistema UCM y a las subestaciones a través de la funcionalidad de alerta, monitoreo, bitácora y reporte. 8.2.4
SERVIDOR WEB
Soporta las aplicaciones Web de la UCM poniéndolas a disposición de los usuarios de la intranet de ESSA ESP 8.2.5
ESTACIÓN DE MANTENIMIENTO
Permite al administrador del sistema realizar cambios y configuraciones en la base de datos de la UCM y gestionar todas las características del sistema 8.2.6
ESTACIONES DE OPERACIÓN (WS OPERACIÓN Y DESPACHO) Y ANÁLISIS
Son las estaciones que utilizan los operadores y despachadores del sistema y donde la HMI presenta la información en tiempo real del sistema eléctrico, y puede ser consultada la información de la base de datos histórica en forma tabular o gráfica 8.2.7
IMPRESORAS DE REPORTES
Esta impresora tiene como finalidad la impresión de reportes y gráficas de la información proveniente de campo o generada por el propio sistema. 8.2.8
RUTEADOR/FIREWALL
El Ruteador debe proveer una vía de comunicación entre las computadoras conectadas a la red local de la Unidad Central Maestra y otras computadoras que no están conectadas
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físicamente a la red local de la UCM. El Firewall es un sistema diseñado para evitar accesos no autorizados de o hacia una red privada. 8.2.9
RELOJ GPS
Sincroniza el reloj de todos los servidores y dispositivos de la Unidad Central Maestra.
ü Next generation, High-Bandwidth NTP Time Server ü Stratum 1 Operation Via GPS Satellites ü 3 Independent 10/100Base-T Ports ü High-Resolution Vacuum ü Florescent Display ü Full numeric keypad ü IPv6 and IPv4 Compatible ü Secure Web-Based Management ü SSH, SSL, SCP, SNMP v3, Custom ü MIB, HTTPS, Telnet, FTP, and more ü Stratum 2 Operation via NTP Servers ü Nanosecond time accuracy to UTC ü Dedicated Sysplex Timer output ü Email Alerts for Alarms or Error ü Single Satellite Timing ü Dual USB ports ü Dos años de garantía ü Rubidium & OCXO Oscillator Upgrades ü 110 vac con opción dual 8.3
EQUIPAMIENTO (HARDWARE).
El esquema de una UCM consta de los siguientes componentes:
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8.3.1
SERVIDORES SCADA/ICCP/DMS, HISTÓRICOS Y WEB
Los servidores deben cumplir con al menos lo siguiente:
ü Arreglo de discos duros en “RAID1 y Hot Swap”, ü Capacidad para doble fuente de alimentación redundante para 120 VCA con una tolerancia de ± 20 %
ü Monitor plano LCD 17” ü Montaje en “rack” de 19” ü Teclado en español ergonómico y Mouse óptico ü Doble interfase Ethernet 10/100/1000 Las cantidades y características particulares son las siguientes: ü Dos (2) Servidores de Aplicación SCADA/ICCP Ø Computador – Servidor con sistema operativo Windows Server 2003 Ø Intel® Xeon 3.0 GHz, 4 GB Memoria, Dos (2) discos duros Ultra SCSI 250 GB, RAID 1, Dual NIC Gigabit, Unidad DVD +/- RW. Tarjeta de Red 10/100/1000. Monitor 17-inch color Flat Panel LCD con keyboard-video-mouse. Sistema operativo MS Windows 2003 Server. Los servidores para SCADA deben tener las características de velocidad y desempeño necesarias para que pueda mostrar y manipular los diagramas unifilares de subestación y redes de distribución a partir de bases de datos GIS, haciendo que los despliegues en la HMI se muestren en tiempos menores a 2 segundos. ü Dos (2) Servidores del Sistema de Información Histórica (HIS) Ø Computador – Servidor con sistema operativo Windows Server 2003 Ø Ø Intel® Xeon 3.0 GHz, 4 GB Memoria, Dos (2) discos duros Ultra SCSI 250 GB, RAID 1, Dual NIC Gigabit, Unidad DVD +/- RW. Tarjeta de Red 10/100/1000. Monitor 17-inch color Flat Panel LCD con keyboard-video-mouse. Sistema operativo MS Windows 2003 Server. ü Un (1) Servidor Web Ø Computador – Servidor con sistema operativo Windows Server 2003 Ø Intel® Xeon 3.0 GHz, 4 GB Memoria, Dos (2) discos duros Ultra SCSI 250 GB, RAID 1, Dual NIC Gigabit, Unidad DVD +/- RW. Tarjeta de Red 10/100/1000. Monitor 17-inch color Flat Panel LCD con keyboard-video-mouse. Sistema operativo MS Windows 2003 Server.
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8.3.2
SERVIDOR DE SEGURIDAD INFORMÁTICA.
ü Dos (2) servidores del Sistema de Seguridad Informática (SSI). Ø Ø Computador – Servidor con sistema operativo Windows Server 2003 Ø Ø Intel® Xeon 3.0 GHz, 4 GB Memoria, Dos (2) discos duros Ultra SCSI 250 GB, RAID 1, Dual NIC Gigabit, Unidad DVD +/- RW. Tarjeta de Red 10/100/1000. Monitor 17-inch color Flat Panel LCD con keyboard-video-mouse. Sistema operativo MS Windows 2003 Server. Las Especificaciones Técnicas Mínimas del servidor de seguridad son: ü Interfaces:
4 Ethernet 10/100/1000 1 Puerto serie – RS232 DB-9 500 Mbps
ü Firewall Throughput ü VPN Throughput: Ø Ø Ø Ø
IPSec SSL Túneles VPN Latencia
250 Mbps 200 Mbps Mínimo 200 1 milisegundo
ü Algoritmos de Encriptación: DES-CBC, DES-EDE-CBC, DES-EDE3-CBC, DESX-CBC, AES 128-CBC, AES-192-CBC, AES-256-CBC 8.3.3
ESTACIONES INGENIERÍA.
DE
OPERACIÓN/DESPACHO
Y
DE
Las estaciones de Operación y de Ingeniería están conformadas por: ü Procesador ü Memoria RAM ü Disco Duro ü Unidad de respaldo masivo ü Tarjeta de vídeo ü Teclado y Mouse ü Monitores ü Puertos ü Tarjeta de red
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MANTENIMIENTO
E
Deberán suministrarse seis (6) estaciones de trabajo de operador y/o Despacho de SCADA con cuatro (4) monitores de cristal líquido (Flat Panel) por cada estación, de las siguientes características: Intel® Dual Core®2, 2.4 GHz, 4 GB RAM DDR3, 250 GB HDD, 2 NIC, 48XCDRW + 16XDVD+/-RW combo, cuatro (4) Monitores de 20-inch Flat Panel LCD con adaptador gráfico con resolución 1280 x 1024 pixeles o superior, tarjeta gráfica aceleradora 1024 MB, keyboard y mouse. Sistema Operativo MS Windows XP Professional o Vista. Una (1) estación de trabajo de Mantenimiento con un (1) monitor de cristal líquido (Flat Panel). De las siguientes características: Intel® Dual Core®2, 2.4 GHz, 4 GB RAM DDR, 250 GB HDD, 2 NIC, 48XCDRW + 16XDVD+/-RW combo, Un (1) Monitor de 20-inch Flat Panel LCD con adaptador gráfico con resolución 1280 x 1024 pixeles, tarjeta gráfica aceleradora 512 MB, keyboard y mouse. Sistema Operativo MS Windows XP Professional o Vista 8.3.4
IMPRESORA
La impresora es con tecnología láser para uso continuo con tarjeta de red con todos sus periféricos y cables de conexión incluidos. Se deberá suministrar lo siguiente: ü Dos (2) impresoras láser de blanco y negro de alta velocidad, con las siguientes características: Ø Impresión de por lo menos 16 páginas por minuto. Ø Buffer de datos de 8 Mbyte o más. Ø Capacidad de HPPCL (Hewlett Packard Plotter Control Language). Ø Cargado de fuentes a través de software como también fuentes permanentes. Ø Capacidad de salida de gráficos. Ø Velocidad de transmisión de datos seleccionables por el hardware. Ø Por lo menos 6, 8, 10, 12 y 16 caracteres por pulgada, seleccionables desde el software. Ø Formatos de impresión horizontal y vertical, seleccionables por software. Ø Botones del tablero frontal para seleccionar las operaciones fuera de línea. Ø Indicador visible de atascamiento del papel y de finalización del mismo. Ø Nivel audible del ruido que se mide en cualquier punto a tres pies de distancia del dispositivo menor de 55 dBA cuando se está imprimiendo Ø Diseño para hojas sencillas de formato ANSI Letter en papel bond comercial; deberá incluir las bandejas para la postura del papel (capacidad de 500 hojas) y una bandeja que reciba las hojas impresas.
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Ø Impresión a doble cara automatizada. ü Dos (2) impresora láser a color. Estas impresoras deberán imprimir a todo color cualquier página de despliegue de cualquier monitor. Estos dispositivos cumplirán con las siguientes especificaciones mínimas: Ø Impresiones tamaño ANSI Setter Ø Memoria de 20 Mbytes, expandible a 36 Mbytes. Ø Velocidad de impresión de 3 páginas por minuto en color y 10 páginas por minuto en blanco y negro. Ø Resolución de 1.200 puntos por pulgada Ø Un mínimo de 256 colores. Ø Soporte de lenguajes de impresión: Estándar HPPCL 5 Color y Opcional Adobe PostScript Nivel 2. Ø Bandeja de entrada de papel con una capacidad mínima de 250 hojas y máxima de 500 hojas. Ø Manejo de tipos de letras (fuentes) escalables. Ø Botones ubicados en el panel frontal que permitan seleccionar el apagado o encendido de la impresora. Ø Nivel audible del ruido que se mide en cualquier punto a tres pies de distancia del dispositivo menor de 55 dBA cuando se está imprimiendo Ø Deberán utilizarse hojas sencillas de papel no térmico y se deberán suministrar bandejas para postura (mínimo 250 hojas, máximo 500 hojas) y recepción del papel Ø Impresión a doble cara automatizada. 8.3.5
SWITCH PARA INTERCONEXION DE IEDS
Switch Industrial administrable para subestaciones eléctricas, específicamente diseñado para funcionar de manera confiable en ambientes eléctricamente y climáticamente exigentes. Alta inmunidad a la interferencia electromagnética (EMI) y a las altas sobrecorrientes eléctricas, típicas de las subestaciones eléctricas. Con amplio rango de estándares industriales, incluyendo el estándar de comunicaciones libre de errores IEEE 1613 Clase 2 bajo la norma EMI e IEC 61850-3 para subestaciones eléctricas. Amplio rango de temperatura de operación de -40°C a +85°C. Funciones avanzadas de red en capas 2 ó 3 de OSI y administración de red, permite implementar arquitecturas de red tolerantes a falla en anillo y malla mediante el protocolo IEEE 802.1w Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP), el cual ha sido optimizado para soportar
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anillos de hasta 80 switches y tiempos de recuperación de falla del orden de menos de 5ms por switch Principales Características: ü Puertos Ethernet Ø 06 puertos 10/100BaseTX Ø 02 puertos 100BaseFX con conectores MTRJ ü Alimentación Ø 88-300VDC Ø 85-264VAC ü Consumo de potencia 20W máximo ü Grado de Protección IP40 ü Carcasa en acero galvanizado de espesor 18 AWG ü Montaje en rack de 19” ü Cumplimiento de Normas Ambientales y de Inmunidad a Interferencia Electromagnética (EMI) Ø IEC 61000-6-2 Industrial (Generic) Ø IEC 61800-3 Industrial (Variable Speed Drive Systems) Ø IEC 61850-3 Electric Utility Substations Ø IEEE 1613 Electric Utility Substations Ø NEMA TS 2 Traffic Control Equipment ü IEEE Ø 802.3-10BaseT Ø 802.3u-100BaseTX, 100BaseFX Ø 802.3x-Flow Control Ø 802.3d-MAC Bridges Ø 802.1d-Spanning Tree Protocol Ø 802.1p-Class of Service
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Ø 802.1q-VLAN Tagging Ø 802.1w-Rapid Spanning Tree Protocol ü Características de Seguridad Cibernética (Cyber Security) Ø Password de usuarios Multinivel Ø Encriptamiento SSH/SSL Ø Activacion /Desactivación de puertos , basado en seguridad de puertos MAC Ø Control de Acceso basado en puertos (802.1x) Ø VLAN (802.1q ) para segregar trafico. Ø Protocolo SNMPv3 8.3.6
RUTEADOR/FIREWALL
Para realizar el enlace con sistemas externos se debe incluir un sistema de seguridad tipo "Firewall" que es el encargado de proteger el ambiente de visualización en tiempo real de los usuarios externos. Debe permitir a los usuarios tener acceso a aplicaciones confiables de la mayoría de los servicios comunes de Internet (ftp, www, mail, news). Cisco 2800 series o Ruggedcom RX1000 8.3.7
SISTEMA DE SINCRONIZACIÓN DE TIEMPO POR GPS
El sistema de sincronización de “tiempo” debe incluir: ü Doble interfaz de red Ethernet 10/100/1000 ü Ajuste automático de uso horario. ü Como parte de este equipamiento se debe incluir antena, cables necesarios y alimentación para su instalación. ü Debe incluir el protocolo de comunicación SNMP y NTP. Precisión igual o superior a 10 microsegundos. ü Equipo receptor de reloj sincronizado por satélite (satellite synchronized clock receiver) ü Condiciones de operación de la antena de -10 a 75 °C ü Condiciones de operación del receptor de 0 a 50 °C ü Indicador frontal de día, hora, minutos, y posición
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8.3.8
SIMULADOR DE UCM.
Se debe incluir un equipo de cómputo portátil con las características de Hardware y Software suficientes para ejecutar con buen desempeño las aplicaciones del servidor SCADA incluyendo protocolos solicitados e HMI. Se deben incluir todos los periféricos necesarios para la conexión del simulador con dispositivos de campo. Tabla 6. Características de equipos de cómputo portátil. Sistema Operativo
Und
Windows Vista posterior.
Bussiness
ó
Unidad de Procesamiento Central (CPU) ü Procesador Intel Core 2 duo. ü Frecuencia del Reloj GHz ≥ 2,8 Memoria RAM ü Tipo DDR2, 667MHz, o superior ü Capacidad GB ≥4 Disco Duro ü Capacidad GB ≥ 250 ü Tipo de Interfaz SATA, ≥ 5400 rpm Pantalla ü Tipo Wide Screen ü Tamaño Pulgadas ≥15,4 Unidades de Almacenamiento Óptico ü Formato 16xDVD –RW/+RW ü Cantidad 1 Tarjeta de Comunicación Ethernet ü Velocidad de Transferencia de Mbps 10/100 Datos ü Protocolo de Acceso TCP/IP Wifi Compatible protocolo b/g Office 2007 (Word, Excel y Outlook) SI Antivirus (McAfee) SI. El equipo debe ser entregado con todas sus licencias de uso correspondiente.
9
MÓDULOS DE SOFTWARE
9.1
SERVIDOR SCADA
9.1.1
PLATAFORMA SISTEMAS OPERATIVOS.
La aplicación SCADA debe ser modular y configurable a diferentes tipos de hardware. Debe correr en plataformas MS Windows Server 2003 o superior. 9.1.2
PROTOCOLOS Y FUNCIONES SCADA
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El servidor SCADA debe incluir los siguientes protocolos: ü Protocolo DNP3 nivel 3, maestro-esclavo sobre TCP/IP. ü Protocolo IEC-60870-5-104, maestro-esclavo sobre TCP/IP. ü Protocolo Modbus maestro sobre TCP/IP. ü Protocolo ICCP (IEC-60870-5-6) cliente y servidor: Protocolo de Intercambio de información entre centros de control (Inter Control Center Protocol). ü Protocolo OPC (OLE for Process Control) que brinde interfaz de tiempo real al Software ENERGIS. Los protocolos disponibles en el sistema deben ser configurables por el usuario para ser enviados a través de cualquier línea de comunicación hacia nivel superior y/o inferior. La implementación de protocolos adicionales debe ser transparente para los operadores del sistema y no debe implicar hardware adicional ni módulos de software adicionales ajenos al nuevo protocolo. Todos los protocolos deben residir directamente en los servidores SCADA, sin requerir ningún tipo de convertidor de protocolos externo (hardware) o interno (software de terceras partes). Las certificaciones de experiencia deberán acreditar la implementación del Protocolo ICCP. En caso de no tenerse, dicha certificación será descartada. La transmisión de un comando de control debe ser prioritaria en todos los arreglos de ciclos de tiempo de escaneo. Los servidores SCADA deberán funcionar en configuración redundante; en caso de falla de alguno de ellos, el sistema de la UCM no debe suspender el tiempo de escaneo u otras tareas relacionadas con los servidores SCADA. Los servidores SCADA deben permitir la configuración de los tiempos de escaneo o tiempo de escaneo para cada IED. Los reintentos de tiempo de escaneo por IED deben ser configurables por el usuario. Los servidores SCADA deben permitir al operador la función de adquisición de datos en cualquier RTU/CDS en forma manual independientemente de los ciclos de tiempo de escaneo programado. El funcionamiento de los canales debe ser individual, a solicitud del administrador, quien definirá en qué momento detener o activar el tiempo de escaneo por canal. La UCM debe funcionar con los equipos de campo, por ejemplo: RTUs, IED’s, radios, medios de comunicación, que la ESSA ESP tenga en operación al momento de la puesta en servicio. 9.1.3
MONITOREO DE TRAMAS DE PROTOCOLO.
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La aplicación SCADA debe contar con un módulo para analizar los protocolos implementados en la UCM. Esta utilería debe tener la facilidad de monitorear las comunicaciones en cada puerto, incluyendo preguntas y respuestas. Esta información debe tener la función de exportar a un archivo de texto para su análisis y debe llevarse a cabo en línea sin afectar la operación normal de la UCM. 9.1.4
INTERCONECTIVIDAD.
La aplicación SCADA debe implementar los siguientes mecanismos de intercambio de información con otros sistemas además de los protocolos SCADA incluidos: ü API’s: Interfaces de programación para aplicaciones (Application Program Interface) para crear aplicaciones especificas con personal de ESSA ESP ü Transacciones entre bases de Datos Relacionales, para ejecutar intercambio de información entre bases de datos y aplicaciones particulares de ESSA ESP a través de consultas SQL. ü Intercambio de información a través de archivos XML. ü Servicios Web: Para compartir información en protocolos basados en la Internet. Las funciones anteriores no deben ser a través de otras bases de datos relacionales (solo la base de datos existente) ni por otros servidores adicionales a los propuestos para la UCM. Deberá proporcionarse los siguientes enlaces e interfaces:
ü Enlace de comunicación ICCP TASE.2 con el Centro Nacional de Despacho. ü Interfaces con la red LAN/WAN Corporativa de ESSA ESP ü Interfaces con el Sistema GIS – ENERGIS ü Interfaces con el Sistema de gestion de medidores – PRIME-READ ü Interfaces con el Sistema de Análisis de Potencia – EASYPOWER ü Interfaces con el Sistema Comercial – SIC ü Interfaces con el Sistema de Vigilancia Satelital de Vehículos – SKYTRACK ü Interfase con el Contact Center 9.1.5
INTERCAMBIO AUTOMÁTICO RELACIONALES
DE
DATOS
ENTRE
BASES
DE
DATOS
El sistema debe integrar una aplicación que permita intercambiar información de tiempo real, histórica, operaciones, eventos y secuencia de eventos de manera bidireccional (enviar y/o recibir información) con al menos las siguientes bases de datos relacionales Microsoft Access, MS SQL Server, Oracle 9i y Sybase. Dicha aplicación debe soportar al menos 10 conexiones simultáneas e intercambio con cualquiera de las bases de datos antes
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mencionadas. El envió de información con esta aplicación debe ser configurable, para definir qué información se debe enviar a qué bases de datos y en qué horarios, independientemente si las bases de datos se encuentran en el mismo o en diferentes servidores o estaciones de trabajo. El intercambio podrá ser manual o automático sin necesidad de programación. El sistema debe ser capaz de comunicarse con otros servidores SCADA, DMS O EMS independientemente del tipo y modelo del sistema o fabricante, mediante el protocolo ICCP "Inter Control Center Protocol". Asimismo, el sistema debe funcionar como cliente y/o servidor de información y debe venir configurado para poder manejar al menos 15 nodos (servidores remotos). En caso de necesitar crecer el número de nodos en el futuro, el sistema debe permitir el crecimiento sin necesidad de pagar licencias adicionales ni expansión de hardware o software. No se aceptarán servidores por separado ni software de terceros para lograr esta función; el protocolo ICCP debe ser residente en los servidores SCADA por lo que la definición de puntos que deben ser transferidos vía ICCP será la misma que la ya existente en el sistema SCADA. Es decir, no se debe requerir el redefinir o configurar adicionalmente estos puntos en otras bases de datos y/o servidores y no debe afectar el desempeño en tiempo real del SCADA. Se requiere que esta aplicación sea eficiente, por lo que no debe funcionar a través de otra(s) bases de datos relacionales (solo la base de datos existente) ni por otros servidores adicionales a los propuestos para el sistema SCADA. 9.1.6
INTERCAMBIO AUTOMÁTICO Y/O MANUAL DE INFORMACIÓN CON HOJAS DE CÁLCULO
El sistema debe incluir una herramienta que permita extraer cualquier tipo de información disponible en el sistema SCADA (en tiempo real, histórica, operaciones, eventos, etc.) con hojas de cálculo (por ejemplo para la creación de reportes, gráficos, etc.). Este intercambio de información no requerirá de ningún tipo de programación por parte del usuario, sino únicamente apuntar hacia la información que se requiere. El usuario podrá especificar si se requiere actualizar dicha información y de ser así cada cuando se requiere la misma. 9.1.7
EDICIÓN EN LÍNEA
Todos los cambios y actualizaciones del sistema deben poder hacerse y validarse completamente en línea. El sistema jamás debe requerir la reinicialización del sistema ni para la edición ni para la validación de cualquier cambio en la base de datos y/o gráficos del sistema, por muy extensos o complicados que estos sean. La información en las bases de datos en tiempo real e histórico siempre debe estar disponible en cada uno de los servidores y para cualquiera de las estaciones de trabajo (locales y/o remotas) que existan en el sistema. 9.1.8
REDUNDANCIA EN SERVIDORES SCADA.
En condiciones normales solo un servidor SCADA debe ser el encargado de realizar la adquisición de información. A este servidor se le conoce como ‘Servidor Primario’ y los demás servidores deberán estar en estado pasivo como ‘Servidor Secundario’, el servidor Primario podrá ser asignado por el sistema o por el administrador del mismo. Los servidores Secundarios estarán como ‘Hot Stand By’, es decir que en caso de falla del servidor primario, un servidor Secundario asignado por el sistema o definido por el
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administrador, se convertirá en Servidor Primario. Esta secuencia de operación continuará en tanto se tengan servidores SCADA Secundarios disponibles. Una vez corregida la falla en el servidor primario este se reincorporará al sistema como servidor primario o secundario, dependiendo como lo configure el administrador. Por ningún motivo el suceso de falla en algún servidor SCADA afectará la continuidad en la operación del sistema en su conjunto, en tanto existan servidores secundarios. Todos los eventos de falla en los servidores SCADA deben ser notificados a través de alarmas al administrador del sistema o el operador según sea configurado. 9.1.9
REDUNDANCIA EN CANALES POR DISPOSITIVO (TIEMPO DE ESCANEO REDUNDANTE).
Todos los IED’s configurados en el servidor SCADA se le deben asignar al menos dos canales de comunicaciones IP considerando la dirección TCP/IP y el puerto, las cuales deben funcionar en forma redundante entre ellas de la siguiente forma: En caso de falla de algún canal de comunicaciones, el servidor SCADA se comunicara a través del canal de comunicaciones alterno, sin que esto afecte la continuidad en la operación del sistema. 9.1.10
CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO.
El sistema debe ser capaz de procesar un mínimo de 1.000 alarmas y/o eventos por segundo y desplegarlas en la HMI de las estaciones de operación. El tiempo máximo de salida de un comando ejecutado por el operador debe ser menor a 2 segundos. 9.1.11 CAPACIDAD MÍNIMA DE LA BASE DE DATOS. La capacidad mínima de la base de datos en términos de registros de entradas y salidas digitales y puntos analógicos deberá ser de Trescientos Mil (300.000). Así mismo, el sistema debe estar preparado para que de acuerdo a las necesidades de ESSA ESP la base de datos pueda crecer mínimo un 50% de su capacidad inicial sin necesidad de requerir ningún tipo de expansión de hardware, codificación o pago de licencia adicional. El software de la UCM debe almacenar en la base de datos históricos todos los eventos, alarmas, controles, cambios manuales y reconocimientos ocurridos. Ningún evento debe perderse debido a sobre flujo de buffer interno o falla de algún equipo. 9.1.12 ACTUALIZACIÓN EN LÍNEA. El sistema debe operar bajo el concepto de actualización y validación en línea. El sistema UCM debe permitir actualizar la base de datos (por ejemplo: puntos digitales, diagramas unifilares, información georeferenciada, dispositivos, canales de comunicación), sin recurrir temporalmente a dejar fuera de servicio la operación del sistema en ninguno de sus componentes tales como servidores y estaciones de operador.
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La información en las bases de datos en tiempo real e histórico siempre debe estar disponible en cada uno de los servidores de la aplicación SCADA.
9.2
SERVIDOR DE HISTÓRICOS
Todo evento que suceda en el sistema debe ser almacenado en este servidor, registrando fecha, hora, minuto, segundo y milisegundo en que sucedió, dichos eventos pueden ser por ejemplo: Ejecuciones de Controles, cambios de estado y Alarmas (de campo o propias del sistema) y estadísticas de comunicaciones. El sistema deberá poseer la capacidad de almacenar información histórica de variables analógicas con periodicidad configurable. El sistema debe permitir seleccionar desde una variable, un grupo o todas las variables configuradas en el servidor SCADA para este fin. La ESSA ESP podrá cambiar el criterio de almacenamiento sin necesidad de programación adicional. La información debe estar disponible para la generación de reportes periódicos automáticos por tiempo, por evento o por solicitud (históricos de mediciones, demandas, calidad de la energía, operación de interruptores, operación de puntos de control, operación de puntos de seccionamiento, estadísticas de comunicación, alarmas operadas, analógicas máximas y mínimas). De igual forma debe dejar disponible la información a otras bases de datos o sistemas a través de consultas SQL y transacciones. La base de datos histórica debe ser comercial y no propietaria. La documentación de la estructura de la base de datos histórica debe ser entregada a ESSA ESP, incluyendo la definición de cada tabla y su descripción por cada campo.
9.3 9.3.1
SERVIDOR DE SEGURIDAD INFORMÁTICA FUNCIONES DE SEGURIDAD INFORMÁTICA.
El Sistema de Seguridad Informática (más adelante referido como SSI), deberá proveer protección informática completa e integral al sistema SCADA y a las subestaciones al través de la funcionalidad de alerta, monitoreo, bitácora y reporte requeridos por la normatividad NERC CIP vigente. ü El SSI, deberá desempeñar funciones de escaneo de puertos en todos los dispositivos de red o en cualquier equipo que cuente con una dirección IP. El reporte generado, deberá indicar todos los puertos abiertos en algún dispositivo o equipo. ü El SSI, deberá poder escanear cualquier dispositivo de red para descubrir cualquier vulnerabilidad. La herramienta de evaluación de vulnerabilidad, deberá poder mostrar las vulnerabilidades existentes en el sistema e indicar los procedimientos recomendados para corregir las mismas. ü El SSI, deberá incluir un “Firewall” del tipo SPF (“Stateful Packet Filtering”). Las reglas y características de bloqueo de “ping” deberán poder configurarse para tres diferentes tipos de zonas (Externa, Interna y DMZ). Para cada zona, el tráfico de entrada y salida deberá poder ser administrado independientemente. El “Firewall” deberá incluir controles de direcciones IP de origen y destino entre diferentes zonas de red. Deberá
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soportar múltiples direcciones IP externas con Traducción de Direcciones de Red (“Network Address Translation” – NAT). Deberá permitir la función de “Port Forwarding” para aplicaciones internas que requieran acceso a Internet, como pueden ser “web hosting” o el servicio de correo electrónico. Además, deberá ser un ruteador basado en Traducción de Direcciones de Red (NAT-based router), que soporte el manejo de bitácoras basadas en políticas de control de acceso y permita el agrupamiento por direcciones y servicios. ü El SSI, deberá incluir un Sistema de Detección de Intrusiones – SDI (Intrusión Detection System – IDS). Dicho sistema deberá utilizar un conjunto de reglas para detectar cualquier intento de penetrar la red SCADA o la de las subestaciones y hacer mal uso de las mismas. La reglas de intrusión deberán estar divididas en tres diferentes tipos: “Estándar”, “Moderado” y “Avanzado”. El SDI deberá utilizar verificadores para asegurarse que detectará cualquier tipo de intrusión como pueden ser saturaciones simuladas de “buffer”, escaneos de puertos en modo oculto (“stealth”), ataques del tipo CGI (“Common Gateway Interface”), pruebas SMB (“Server MESSA ESPge Block”) e intentos de identificación de claves del sistema operativo. Cuando se presenten cualquiera de esos eventos, el SSI deberá reportarlo inmediatamente como una alarma. ü El SSI deberá integrar la funcionalidad de Red Privada Virtual (VPN) mediante el protocolo PPTP (“Point to Point Tunneling Protocol”). ü El SSI deberá integrar la funcionalidad de Red Privada Virtual utilizando túneles VPN basados en SSL (“Secure Sockets Layer”) y/o IPSec. El túnel deberá establecerse utilizando llaves pre-compartidas. La transmisión de datos entre los sitios deberá utilizar compresión del tipo LZO con encriptadores (“ciphers”) seleccionables por el usuario, como pueden ser AES-128-CBC. ü El SSI, deberá soportar todos los encriptadores DES, AES y DESX disponibles en el momento de su instalación y deberán ser actualizables vía software, en caso de que se publiquen nuevos encriptadores en el futuro. ü El SSI, deberá integrar software anti-virus a nivel de red. Cuando algún virus sea detectado, éstos deberán ser puestos en cuarentena y deberán generarse alarmas electrónicas que deberán ser distribuidas y reportadas inmediatamente por el sistema SCADA. Los archivos de definición de virus deberán ser actualizados periódicamente de acuerdo al itinerario de actualización configurado por el administrador del sistema SCADA. ü El SSI, deberá integrar un servidor proxy basado en un servidor HTTP y FTP. ü El SSI deberá integrar un servidor DHCP, el cuál deberá poder configurarse en modo primario o de respaldo. ü El SSI deberá incluir un servidor DNS, el cuál deberá poder configurarse en modo primario o de respaldo. ü El SSI deberá incluir un servidor de tiempo de red para la sincronización de tiempo de dispositivos de red específicos.
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ü El SSI deberá poder incluir protección informática para dispositivos seriales y en su momento actualizar su configuración, en caso de que éstos sean actualizados a comunicación IP. 9.3.2
FUNCIONES DE MONITOREO
ü El SSI deberá incluir toda la funcionalidad de monitoreo que le permita monitorear el estado de todos los dispositivos y equipos de red que se encuentren dentro de las redes internas (protegidas). El monitor deberá poder utilizar ICMP (“Inter Control MESSA ESPge Protocol”) ping y TCP Port ping para poder monitorear el estado de cualquier equipo. Incluso, la pérdida de la señal de estado saludable del equipo o recuperación de sistema deberá generar una alarma electrónica que deberá ser reportada inmediatamente por el sistema SCADA. ü El SSI deberá ser capaz de monitorear dispositivos compatibles con SNMP (“Simple Network Management Protocol”), mediante el uso de su función de monitoreo SNMP. ü El SSI deberá poder monitorear el desempeño de cualquier dispositivo o equipo de red dentro de las redes internas mediante el uso de comandos SNMP para solicitar información de los dispositivos monitoreados que sean configurados como agentes SNMP. Una lista predefinida de MIBs (“Management Information Base”) deberá suministrarse para el monitoreo de dispositivos de red genéricos bajo las plataformas LINUX, UNIX, Windows NT, Windows XP, Windows Vista, Windows 2000 y Windows 2003. Estadísticas sobre la utilización del enlace WAN (“Wide Area Network”) y la CPU, la memoria y disco duro, de servidores y estaciones de trabajo, deberá ser presentada en formato gráfico. 9.3.3
COMUNICACIONES
ü El SSI deberá incluir por lo menos 4 puertos de comunicación Ethernet del tipo 10/100/1000 Base-T, para el monitoreo de la red doble redundante del sistema SCADA, la red WAN y garantizar además su capacidad de crecimiento en el futuro. ü El SSI deberá incluir un puerto adicional RS-232 DB-9 para configuración y mantenimiento. 9.3.4
REPORTES Y BITÁCORAS
ü Las bitácoras de auditoria deberán cumplir con todos los requisitos de la norma NERC CIP-005 (“Electronic Security Parameters”) y NERC CIP-007 (“Systems Security Management”). ü Todas las bitácoras de auditoria deberán incluir el estampado de tiempo con resolución de milisegundos provenientes del reloj de sincronización de tiempo del sistema SCADA (dicha conexión deberá ser sobre la red doble redundante en caso de pérdida de cualquiera de las dos redes LAN SCADA). ü Las bitácoras y reportes originales deberán ser archivados en el SSI en cumplimiento con los lineamientos de la norma NERC CIP.
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ü La funcionalidad de servidor “Syslog” deberá estar disponible en el SSI para archivar información operativa de otros activos presentes en el sistema. ü Todas las actividades de administrador en el SSI deberán ser archivadas con detalles suficientes que permitan recrear cualquier secuencia de eventos. ü Todas las sesiones de usuarios e intentos de acceso de usuarios al SSI deberán ser archivados. ü Reportes detallados de detección de intrusiones deberán estar disponibles y deberán ser archivados de acuerdo con los requerimientos de la norma NERC CIP. ü Reportes detallados de escaneo de vulnerabilidades y reportes de escaneo de puertos deberán estar disponibles y deberán ser archivados para cumplir con los requerimientos de la norma NERC CIP. ü El SSI deberá permitir la generación de resúmenes y análisis de tendencias de cualquiera de los indicadores de seguridad informática que se solicitan. ü El SSI deberá incluir un portal web para reportes, con las correspondientes restricciones de acceso y control de usuarios; el cuál permita presentar la información y el tipo de datos disponibles dependiendo del perfil de usuario. ü El SSI deberá incluir herramientas que permitan al usuario personalizar sus reportes. 9.3.5
HERRAMIENTAS DE ADMINISTRACIÓN
ü El SSI deberá incluir por lo menos las siguientes herramientas de diagnóstico: Ping, Rastreo de Ruta, Rastreo de Paquetes y Rastreo de Conexiones del “Firewall”. ü El SSI deberá incluir un servidor de monitoreo de otros SSIs remotos, que incluya información sobre el estado de los CPUs, Disco, Memoria y servidor de administración. 9.3.6
CONTROL DE ACCESO ADMINISTRATIVO
ü El SSI deberá incluir una interfaz de operación basada en línea de commandos, además de la interfaz gráfica de usuario. Deberá incluir niveles de sólo lectura y administrador total, entre otros. 9.3.7
INTEROPERABILIDAD CON EL SISTEMA SCADA
ü El SSI deberá ser administrado por el sistema SCADA, tal y como si fuera un Dispositivo Electrónico Inteligente (“IED”) más. ü Los indicadores de seguridad informática deberán ser manejados utilizando protocolos SCADA estándar. ü La interrogación de la información de seguridad informática desde el sistema SCADA deberá ser definible por el administrador, en base a un itinerario que vaya de acuerdo con la naturaleza de cada tipo de datos.
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ü Los indicadores claves de seguridad informática deberán ser registrados en el sistema SCADA para propósitos de análisis. ü Los elementos de red y los enlaces que representan las condiciones de seguridad informática deberán representarse gráficamente en el sistema SCADA como parte de la topología de red. ü Los mapas deberán estar arreglados en diferentes capas para mostrar diferentes niveles de detalles y con una codificación de colores dependiendo de las condiciones de estado y/o valores de los elementos de red. ü Cuando se presenten problemas de seguridad informática, el sistema SCADA deberá reportar tanto en forma gráfica como auditiva, las alarmas que se hayan presentado. Mediante el uso de mapas y gráficos, la localización y señalización de la falla deberá hacerse con un solo clic para lograr un acercamiento al área afectada. ü Los indicadores claves deberán incluir el estado de los activos informáticos, riesgos de vulnerabilidad, riesgos de intrusion, accesos administrativos e intentos de acceso sobre activos informáticos y riesgos de virus 9.4
MÓDULO DE ADMINISTRACIÓN.
El sistema debe proveer una aplicación para la administración de la UCM que es independiente a la aplicación de la HMI y a la aplicación del Servidor SCADA. Este módulo de administración debe acceder como cliente al servidor SCADA para autentificarse y poder configurar los atributos para el funcionamiento del sistema de acuerdo al nivel de seguridad asignado a cada usuario. Este módulo de administración debe permitir la configuración de la base de datos SCADA: entradas y salidas digitales, analógicos, parámetros de red, canales de comunicación, configuración de protocolos, impresoras, GPS, dispositivos de campo, reportes, servidor de proyección, servidor de seguridad, puertos de los servidores de terminales, definición de usuarios, passwords y al menos cinco diferentes niveles de acceso con distintos atributos definibles por el administrador, anunciación de alarmas remota y todas las configuraciones requeridas por el sistema para proporcionar las funcionalidades y aplicaciones solicitadas en esta especificación. Todos los letreros de alarmas, lógicas, colores, tipo de fuente de letra deben ser configurables a solicitud del usuario administrador. Este módulo administrador debe permitir la configuración de los distintos protocolos solicitados a cualquier línea o canal de comunicación a solicitud del usuario. Así mismo, debe permitir la configuración de los tiempos de escaneo, tiempos de pre/post transmisión, los reintentos de tiempo de escaneo por dispositivo. Debe permitir la función de escaneo o tiempo de escaneo rápido en cualquier RTU ya sea en forma manual a solicitud del usuario o por control automático vía software. Entre las funciones de edición que debe permitir este módulo, se encuentran las siguientes: ü Creación de la base de datos en una hoja de cálculo y su importación/exportación a la UCM.
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ü Modelado de puntos existentes para la creación de nuevos puntos, tal como, copiar, pegar, cortar y eliminar cualquier registro de la base de datos. ü Función arrastrar y soltar (drag & drop). ü Clonación de subestaciones completas ü Disposición de librería de dispositivos electrónicos inteligentes y debe permitir crear una librería de plantillas de los mismos. Las plantillas deberán ser modificables. Debe tener la función para almacenar en archivo de texto a solicitud del usuario, todas las comunicaciones y transacciones de protocolo entre la UCM y los dispositivos de campo en forma independiente por canal. El software debe proveer escalas flexibles para conversión a unidades de ingeniería. 9.5
EDITOR GRÁFICO
El sistema debe proveer un editor Gráfico en el cual permita la importación de archivos de imágenes y con información geográfica, para la edición de los unifilares de subestación, así como de la topología de la red eléctrica, además de la importación y visualización de la base geográfica georeferenciada. Los formatos de los archivos a importar deben ser de tipo comercial, incluyendo formatos de Auto CAD (*.dwg, *.dxf). El editor gráfico, debe contar con barras de herramientas y menús tipo caSCADA en los cuales se pueda acceder a las funciones requeridas por el usuario, tales como: ü Menú de alineación hacia la izquierda, derecha, arriba, abajo, centrar horizontal, centrar vertical, distribuir horizontal, distribuir verticalmente, mismo tamaño, mismo ancho. ü Cuadrícula (GRID) que permita ubicar al usuario en el área de trabajo ü Menú para creación de formas geométricas, ü Menú para insertar texto, el cual debe contener los parámetros de configuración de la fuente de letra (tamaño, color, negrita, subrayado, alineación). ü Menú de símbolos: Menú de librerías predefinidas de iconos que representen todos los elementos de la red eléctrica, así como de subestación, y debe permitir la creación de nuevos iconos. ü Estilos de líneas. ü Debe permitir agregar iconos especiales para accesos directos y paso de parámetros a otras aplicaciones como el Internet Explorer, software propietarios de IED’s o cualquier otro programa que se quiera desplegar en la HMI. Dado que el espacio de trabajo y visualización en la HMI debe ser georeferenciado, todos los elementos contenidos dentro de esta área deben mantener la relación de georeferencia en las coordenadas ‘x’, ‘y’ y ‘z’ aún y cuando sean movidos dentro del espacio de trabajo.
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Para realizar la configuración y relación de la base de datos SCADA con la parte gráfica de la HMI, el editor debe permitir a los símbolos, textos o cualquier elemento gráfico, la asociación de cualquier punto de la base de datos SCADA a través de la selección del elemento mediante el ratón, que a su vez debe desplegar un menú tipo caSCADA en el cual se tenga acceso a la base de datos SCADA para selección del punto que se desea asociar. En este menú se debe contar también con las opciones de cambio de tipo de línea, color, letra, tamaño, comportamientos del elemento tal como, aparecer, cambiar figura, parpadeo, panel de control que se desea asociar, agrupar, selección y modificación. Dentro del área de trabajo se debe permitir las funcionalidades de copiar, pegar, eliminar, seleccionar área, zoom, panning, arrastrar y soltar (Drag and Drop) y selección de capas para inserción de los objetos deseados. 9.6
SISTEMA OPERATIVO MANTENIMIENTO.
DE
LAS
ESTACIONES
DE
OPERADOR
Y
El sistema operativo que se requiere para la estación de operador e ingeniería es Windows XP en su versión profesional o superior. Se debe proporcionar todo el software de sistema operativo con las licencias requeridas para la implementación del software de aplicación en los servidores y estaciones de operación. No deberá existir diferencia entre las funcionalidades que se puedan acceder entre las estaciones de operación o de ingeniería. La funcionalidad operativa la define el nivel de acceso del usuario y la aplicación que se esté ejecutando, ya sea el módulo administrador o el módulo HMI. La estación de Ingeniería, tiene como función la administración remota de la UCM, siendo de las mismas características de hardware que la estación de operación y en un momento dado puede ser utilizada como tal. 9.7
INTERFAZ HUMANO MÁQUINA (HMI).
La interacción del Operador con la UCM es a través de la interfaz gráfica del usuario o HMI, la cual debe estar totalmente en español y debe ser del tipo gráfico en su totalidad. Esta interacción debe ser a través de iconos y menú guiados por dispositivos de control de cursor como el ratón (Mouse). La HMI debe estar diseñada de tal manera que permita a los operadores seleccionar las funciones mas frecuentes con activar un solo icono sin necesidad de acceder altas jerarquías en los menús. La HMI se ejecutará en cada estación de operación como “cliente” del servidor SCADA y debe estar disponible desde el “escritorio” de la computadora cliente mediante un icono para ejecución de la aplicación. La HMI deberá ser intuitiva para el operador considerando tres pasos como máximo (clicks) para habilitar la función requerida de la UCM.
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La HMI debe manejar el menú en barras de herramienta desplegables tipo caSCADA. La HMI debe solicitar al usuario la introducción de la contraseña de acceso (previamente definida en el módulo administrador), para habilitar y tener acceso al menú. Debe permitir la visualización de múltiples ventanas en la misma pantalla, la posición y dimensión de éstas ventanas debe ser ajustable individualmente horizontal o vertical. Todas las ventanas deben desplegar datos en tiempo real correspondiente a los datos particulares de cada ventana. Cada ventana desplegable dentro de la HMI debe contar con las opciones Minimizar, Maximizar y Cerrar. La HMI debe permitir personalizar las “vistas” mediante la selección de ventanas disponibles para el usuario y guardar esa configuración por usuario. La HMI debe contar con pantallas o tabulares que muestren las eficiencias de comunicación por dispositivo remoto que este interrogando el sistema. El administrador del sistema UCM debe contar con las herramientas para poder establecer los colores, tamaño y forma de todos los elementos que forman la HMI. Debe tener la función de búsqueda de cualquier elemento de la red para fácil localización, a partir de cualquier dato proporcionado. Dentro de la HMI se debe permitir las funcionalidades de seleccionar área, zoom, panning, arrastrar y soltar (Drag and Drop) y selección de capas para visualización de los objetos deseados. La HMI solo debe contener logotipos propios de la ESSA ESP 9.7.1
ÁREAS DE RESPONSABILIDAD
El sistema debe tener la habilidad de asociar lógicamente grupos de puntos en Áreas de Responsabilidad basadas en requerimientos de seguridad, operación y/o geográficos. Un usuario asignado a determinada área de responsabilidad tendrá la posibilidad de desplegar datos, ventanas del sistema, opciones de control y reconocimiento de alarmas solo dentro del área de responsabilidad asignada por el administrador del sistema. En ningún momento un usuario debe tener acceso a puntos de control, objetos, base de datos, recepción o reconocimiento de alarmas fuera de su área de responsabilidad permitida. 9.7.2
ALARMAS.
Las alarmas registradas por la UCM deberán ser configurables por el administrador en al menos cinco niveles de prioridad, siendo éstos personalizados al menos en las siguientes propiedades: Tamaño y tipo de letra, color y sonido audible asociado. El mensaje de una alarma debe aparecer en una ventana denominada “sumario tabular de alarmas”. Este mensaje debe incluir la hora y fecha de la alarma con resolución de milisegundos, la estación, la descripción del punto que causó la alarma, la severidad de la alarma, el valor, estado, o condición. Las alarmas deberán aparecer en el tabular de alarmas en orden cronológico por orden de aparición y debe ser configurable si se desea de manera ascendente o descendente.
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Las alarmas deberán aparecer y archivarse dependiendo del Área de Responsabilidad asociada. 9.7.2.1
JERARQUÍA DE ALARMAS
Se debe contar con un módulo de alarmas jerárquico que permita asociar a una alarma rangos de jerarquías destinados a asistir en la reducción del número de las alarmas innecesarias que se le presentan al operador. Cuando una alarma de mayor jerarquía se genere, las alarmas de menor jerarquía asociadas a ésta no serán anunciadas en la HMI. El tiempo de expiración debe ser configurable y para cuando se culmine dicho tiempo, todas las alarmas deben volver a su condición de anunciación normal. No importando la jerarquía de alarmas ni si son o no anunciadas en la HMI, todas deben ser registradas en la base de datos de históricos. 9.7.2.2
ALMACENAMIENTO DE ALARMAS Y EVENTOS
Todas las alarmas del sistema deberán también almacenarse en un registro de eventos en forma detallada, en el cual se debe incluir adicionalmente, en que estación de operación, cuándo y quien reconoció dicha alarma. Debe de tener la funcionalidad de ser consultado por varios operadores a la vez. 9.7.2.3
FILTRADO DE ALARMAS
El sumario de eventos y alarmas debe tener facilidades de filtrado por diferentes criterios. Para esto, se debe proveer una herramienta de consulta en línea en un ambiente amigable, con interfase gráfica, que permita la combinación de uno o varios parámetros de filtrado, cuyo resultado, puede a su vez ser filtrado de nuevo o simplemente ser presentado en pantalla. Entre los parámetros de filtrado se incluyen al menos: ü Por fecha y hora ü Por período de fecha ü Por tipo de Alarma ü Por dispositivo ü Por área de responsabilidad ü Por severidad ü Por usuario que reconoce. ü Por usuario que emite el comando. ü Por descripción 9.7.2.4
CONTROL DE ALARMAS
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Las alarmas se manejarán de acuerdo a su severidad y deberán presentarse en sumarios tabulares tales como, ü Alarmas no reconocidas. En principio, todas las alarmas permanecen en este sumario, hasta que sean reconocidas por el despachador ü Alarmas reconocidas. ü Sumarios de alarmas que pueden ser definidas por filtrado de alarma. 9.7.2.5
RECONOCIMIENTO DE ALARMAS
Para realizar el reconocimiento de alarmas, el sistema debe proveer diferentes medios para este efecto, ya sea mediante el ratón, iconos o combinación de teclas, además de permitir reconocer alarmas individuales, por grupo o por página. Debe tener un botón que realice la función de reconocimiento de página, el cual sólo reconocerá las alarmas visibles en el tabular. El reconocimiento también silenciará la señal audible asociada a las alarmas. Las alarmas sin reconocimiento deberán aparecer con fondo iluminado para distinguirlas de las ya reconocidas. Cabe mencionar que el reconocimiento debe ser limitado a usuarios con acceso autorizado a la estación de operación y con la correspondiente autorización de las áreas de responsabilidad. 9.7.2.6
LÍMITES
Los límites de alarmas deben ser configurables en el módulo administrador para las entradas analógicas de medición, al menos para valores: alto-alto, alto, bajo y bajo-bajo. Adicionalmente, debe permitir la configuración de bandas muertas para el envío de alarmas. Al cumplirse las condiciones configuradas, se deberá generar las alarmas dependiendo de los límites en que se encuentren dichas mediciones. 9.7.2.7
ALARMA AUDIBLE
Las alarmas recibidas y/o generadas dentro del sistema deben activar una alarma audible. Se deben configurar diferentes tonos de alarma que se relacionan a la severidad de la alarma, los cuales, se definen previamente en la Base de Datos. La HMI en cada estación de operación, debe permitir la inhibición audible de alarmas por nivel de severidad a solicitud del operador, sin embargo todas las alarmas deben ser registradas en el histórico de eventos. El origen de los sonidos configurados debe ser tomado a partir de archivos de sonido ubicados en una carpeta específica para este fin. Dichos archivos de sonido pueden ser copiados o sustituidos por el administrador del sistema. El formato de los archivos de sonido debe ser comercial. La opción de silenciar alarmas debe estar disponible a través de un icono definido para el caso o a través de una secuencia de teclas configurable por el administrador, que al momento de seleccionarlo no implique el reconocimiento de una alarma. Cuando nuevas
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alarmas se generen, la función de este botón perderá efecto debiendo generar la nueva alarma audible. Al registrarse un operador en la HMI, el audio de todos los niveles de alarmas debe regresar a su configuración original (habilitado). 9.7.2.8
INHIBICIÓN DE ALARMAS
Debe ser posible la inhibición de alarmas mediante la selección directa de la misma en el tabular de alarmas y seleccionando la opción de inhibición en un menú contextual. Cuando se inhabilite una alarma de un punto que se muestra en un sumario de alarmas, ésta será eliminada de ese sumario, pasando al sumario de alarmas inhibidas. De igual forma, la opción para inhibir las alarmas por niveles de prioridad debe estar accesible desde la ventana tabular de alarmas. 9.7.3
ORDENES DE CONTROL
La ejecución de controles debe ser bajo la filosofía seleccionar antes de operar, es decir la ejecución de un control debe requerir al menos dos pasos de validación. 9.7.4
PROCESADOR DE TOPOLOGÍA Y CONECTIVIDAD.
El sistema debe contar con un procesador de topología y conectividad que procese el estado de la red eléctrica para representar su estado mediante un color y/o tipo de línea definibles por el usuario. La configuración de esta función no debe requerir programación por el usuario, debe ser a través de un módulo en el cual mediante selección se indique la fuente para cada segmento de la red. Esta aplicación debe considerar todas las configuraciones válidas posibles, de manera que en el caso que se haya seleccionado una opción equivocada o errónea, el sistema notifique al administrador el error durante la edición. El sistema debe permitir la edición simultánea en línea de al menos 2 usuarios de esta aplicación, para modificar, eliminar o dar de alta cualquier configuración de la red. La HMI debe manejar y representar circuitos trifásicos y/o monofásicos, manejar la lógica de las tres fases de manera independiente de forma que sea posible identificar aquellos circuitos que estén operando con una, dos o tres fases. La información de estado de los equipos de campo podrá ser recibida como un valor de tele medida o colocada manualmente, de tal forma que la HMI pueda representar la totalidad del sistema eléctrico y su estado de conectividad, aún cuando no todos los equipos de campo estén monitoreados remotamente (cuchillas monofásicas, cuchillas de operación en grupo, fusibles, seccionadores y seccionalizadores). El sistema debe manejar y representar mediante distintos colores configurables, los siguientes estados de red: ü Desenergizada ü Desenergizada en anillo ü Energizada
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ü Energizada en paralelo ü Energizada en anillo ü Energizada en paralelo ü Energizada en paralelo y en anillo ü Interrupción calculada ü Parcialmente energizada en anillo ü Parcialmente energizada ü Parcialmente energizada en paralelo ü Parcialmente energizada en paralelo y en anillo ü Interrupción parcial calculada La HMI debe representar objetos por capas (layers) con capacidad para manejar un mínimo de 500 capas independientes, con manejo de zoom, incluyendo, acercamiento y alejamiento continuo y por niveles, así como descongestionamiento automático (declutter) para controlar automáticamente las capas visibles en determinados niveles de acercamiento o alejamiento, para que el operador controle las capas que aparecerán, independientemente de la configuración del descongestionamiento automático. La HMI debe incluir una ventana que muestre el área de visualización que se seleccione, así como el nivel de acercamiento o alejamiento dentro de las coordenadas geográficas del área de responsabilidad del operador. Esta funcionalidad debe permitir al operador que se ubique dentro del área geográfica y/o determinada sección del diagrama unifilar general del sistema que opera. Esta ventana debe ser independiente de la ventana principal y el operador podrá activarla y desactivarla a solicitud. 9.7.5
HERRAMIENTAS DE EDICIÓN
El sistema debe incluir herramientas de edición que permitan reducir no sólo el tiempo de integración inicial, sino el mantenimiento de la base de datos en forma permanente. Como mínimo el sistema debe incluir las siguientes herramientas de edición de la base de datos: ü Creación de la base de datos en una hoja de cálculo, así como permitir su importación o exportación al sistema SCADA para dar de alta una nueva instalación. ü Modelado de puntos existentes para la creación de nuevos puntos (con las utilerías de copiar, pegar, cortar, eliminar cualquier registro de la base de datos). ü Borrado de puntos existentes.
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ü Automatización de mapeo de puntos de base de datos para dispositivos electrónicos inteligentes (IED´s) y representación grafica de su panel de control sobre la interfase gráfica del sistema. ü Clonación de estaciones completas. ü Incluir librería de dispositivos electrónicos inteligentes y tener capacidad de crear una librería de plantillas de los mismos. las plantillas deben ser modificables y se podrán almacenar y utilizar tantas versiones de las mismas como sea necesario, todas estás herramientas deben poder ser utilizadas completamente en línea. De igual manera, la validación de éstos cambios debe ser totalmente en línea sin la necesidad de reiniciar ni el sistema SCADA, ni los servidores ni ninguna de las estaciones de trabajo. 9.7.6
ORDENES DE OPERACIÓN Y CONSIGNACIONES
9.7.6.1
ETIQUETAS
La HMI debe incluir la función que permita definir las órdenes de operación y consignaciones directamente, asociándole a un punto de la base de datos una etiqueta de identificación. Esta función debe permitir acomodar hasta 8 etiquetas por punto. El sistema debe registrar el autor de la etiqueta y permitir escribir comentarios para cada uno de ellos. Estos puntos con etiqueta no deben aceptar comandos de control de ninguna estación o algoritmo de control, cualquier intento de control sobre un punto con etiqueta debe generar un mensaje de alarma para el operador del sistema. Cada etiqueta debe soportar al menos 6 tipos de indicadores: ü Etiqueta de precaución. ü Etiqueta no comandos por programa. ü Etiqueta no comandos por operador. ü Etiqueta no comandos de abrir. ü Etiqueta no comandos de cerrar. ü Etiqueta no comandos. El sistema debe asegurar la eliminación de toda la información de texto relacionada a una etiqueta, una vez que a un punto de la base de datos le ha sido removida dicha etiqueta. 9.8
LÍNEAS DE COMUNICACIÓN
El sistema no debe estar limitado en el número de líneas de comunicación, por lo que debe ser capaz de crecer ilimitadamente en el número de líneas de comunicación seriales y sobre TCP/IP en la medida que sea necesario, sin requerir el pago de ninguna licencia adicional o la actualización del software del sistema. 9.9
CONFIGURACIÓN DE DISPOSITIVOS ELECTRÓNICOS INTELIGENTES
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El sistema debe de ser capaz de integrar un número ilimitado de dispositivos de campo (subestaciones, puntos de seccionamiento, RTUs, medidores, relés de protección, controles, etc.) sin necesidad de alguna expansión o actualización de software. 9.10 SERVIDOR WEB. El sistema debe incluir un navegador dentro de un servidor Web que permita la visualización de cualquiera de los puntos y las pantallas del sistema SCADA, este servidor deberá estar basado en un servidor independiente el cuál deberá estar sincronizado totalmente en tiempo real (la base de datos del servidor Web se debe actualizar al mismo tiempo que la base de datos en tiempo real de los servidores SCADA). El funcionamiento del servidor Web no debe de requerir de ningún tipo de mantenimiento especial. En el momento en que un punto se da de alta, modifica o actualiza en la base de datos del sistema SCADA, dicho punto se debe crear o actualizar automáticamente en la base de datos del servidor Web. De igual manera, los gráficos del servidor Web deben ser procesados por la misma aplicación de interfaz gráfica de usuario de manera que no requiera de ningún tipo de procesamiento adicional y de manera automática sean convertidos a un formato Web compatible 100% con los navegadores Web comerciales (por ejemplo, Internet Explorer). El esquema de aplicación deberá ser "thin-client" por lo que no se requerirá de ninguna aplicación adicional al propio navegador web para visualizar el sistema completo. La cantidad de usuarios concurrentes del servidor Web será de 300 como mínimo. 9.11 MÓDULO DE REPORTES El operador debe tener la opción de seleccionar para impresión: reportes, pantallas completas y/o sumarios de eventos a la impresora definida para el caso, ya sea en blanco y negro o color. El sistema debe incluir un módulo generador de reportes donde el usuario pueda seleccionar alguna o varias variables binarias o analógicas bajo diferentes criterios y condiciones como puede ser por ejemplo zona, subestación, dispositivos y líneas. La fuente de información son las bases de datos histórica o de tiempo real. Los reportes obtenidos deben ser exportables a una hoja de cálculo de tipo comercial. Los reportes deben ser programables para generarse en forma periódica, por evento o por solicitud. Los reportes que deben estar implementados en el sistema son: Reporte de operaciones por dispositivo por día y durante un periodo de tiempo definido por el usuario. Tiempo en que un dispositivo está fuera de barrido acumulado en un periodo de tiempo. Reporte de estadísticas de comunicaciones por hora indicando la eficiencia de comunicaciones Se debe entender por eficiencia: (Mensajes enviados - Mensajes no contestados)/mensajes totales *100 Reporte de máximos y mínimos sobre una variable analógica con periodos de muestreo y durante un periodo de tiempo definido por el usuario.
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9.12 UTILERÍAS 9.12.1 MÓDULO DE RESPALDOS DE INFORMACIÓN. El sistema de la UCM debe tener la opción de recuperar y respaldar toda la información que contiene como puede ser: ü Configuración del servidor SCADA. ü Base de Datos de Históricos. ü Diagramas Unifilares y GIS. ü Configuración de usuarios Este módulo permite bajar la información almacenada en los discos duros de cualquier servidor del sistema UCM a una unidad de almacenamiento masivo. El proceso de respaldo debe permitir mostrar los archivos a respaldar. El sistema debe incluir la opción para respaldar la información en DVD o en un dispositivo de almacenamiento óptico. 9.12.2 FUNCIONES DE ENVÍO DE MENSAJES DE EVENTOS Y ALARMAS. El sistema debe incluir la función de envío selectivo de alarmas a través de correo electrónico y mensajes SMS (short mESSA ESPge service) de telefonía celular (ESSA ESP adquirirá el servicio con la compañía de celulares así como los equipos a ser utilizados) de los eventos y/o alarmas existentes en el sistema. Debe soportar la configuración de jerarquías de alarmas, de forma tal que ante algún evento solo se envíen las alarmas que previamente se defina a que correo electrónico o teléfono celular enviar. Debe ser capaz de integrar la relación entre las diferentes condiciones de alarmas, de manera que una condición de alarma que dependa o sea efecto de otra, sea reconocida o suprimida automáticamente. El propósito principal de esta función es la de enviarle al destinatario del mensaje única y exclusivamente las condiciones de origen y evitar el envío de una avalancha de alarmas que sean consecuencia de la anterior. 9.12.3 MÓDULO DE FUNCIONES DE SECUENCIAS DE AUTOMATISMO. Debe de contener un módulo para la formulación de funciones que permitan hacer secuencias de maniobras de manera autónoma, las cuales pueden ser creadas y modificadas por el administrador del sistema, además de activadas o canceladas a solicitud del operador. Esta funcionalidad sirve para definir las secuencias de maniobras. La programación debe ser en ambiente gráfico, de manera ágil y amigable para el usuario, tomando en cuenta cualquier variable propia de la UCM. 9.13 MÓDULO DE BALANCES
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En forma periódica (de una hora o diaria) y automática, está aplicación recibirá del SCADA los datos de potencia (activa y reactiva) inyectada a cada alimentador, los voltajes RMS (por fase y entre fases) en la salida de dichos alimentadores, las corrientes de cada fase en las salidas, el factor de potencia (por fase) y la energía activa inyectada en el periodo comprendido entre la lectura anterior y la actual. Una vez recibida esta información, la aplicación procederá, automáticamente, a realizar el balance de energía de cada circuito mediante la siguiente secuencia: 9.13.1 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS TOTALES EN EL ALIMENTADOR Con los datos que se leen del SCADA y con los registros de circuito y transformador, se deben calcular las pérdidas técnicas totales de cada circuito mediante la aplicación de su algoritmo rápido de cálculo de perdidas. Se deben compaginar las lecturas del SCADA con las curvas normalizadas y los datos estáticos de kWh facturados. (Estáticos porque solo variaran cada mes ya que se consignaran después del proceso de interfaz con facturación). 9.13.2 CÁLCULO APROXIMADO DE LA ENERGÍA VENDIDA EN LA HORA Una vez calculadas las pérdidas técnicas discriminadas según el procedimiento del párrafo anterior, se debe aproximar, mediante la compaginación y modulación de las curvas de carga típica de cada tipo de cliente con la energía horaria inyectada al circuito (dato leído del SCADA). Con ello se aproximara un dato que es la energía horaria probable consumida por los clientes conectados al circuito durante la hora en cuestión. 9.13.3 BALANCE DE ENERGÍA Habiendo calculado las pérdidas técnicas y aproximando la energía vendida, se debe hacer un balance para cada alimentador para el periodo definido, arrojando los siguientes datos: ü Nombre y código del alimentador ü Fecha y hora ü Energía inyectada en la hora (kWh) ü Energía perdida en la red primaria (kWh) ü Energía perdida internamente en los transformadores (kWh) ü Energía perdida en la red secundaria (kWh) ü Energía consumida por los clientes (kWh) ü Complemento del balance (perdidas no técnicas) (kWh)
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Los porcentajes se darán con base en la energía inyectada en el periodo. Estos balances periódicos y por circuito se grabaran en un archivo secuencial que quedará disponible para su consulta. 9.14 MÓDULO SIMULADOR Y ANALIZADOR DE SISTEMAS DE POTENCIA AVANZADO Debe ser un software gráfico amigable que permite simular, analizar y optimizar un sistema eléctrico de potencia de cualquier sistema de transmisión y distribución eléctrica. Debe cubrir los requerimientos para el Software de Análisis y Optimización avanzada de sistemas de potencia, configurable para trabajar en línea con la base de datos de distribución del sistema geográfico y con sistemas SCADA, que incluya el modelamiento complejo de sistemas de potencia, incluyendo la generación y equipos de control con las siguientes funcionalidades integradas: ü Incluye y modela todos los elementos de un sistema de potencia, incluyendo generadores ü Modelamiento exacto de líneas ü Interfaz Gráfico amigable para dibujo y manejo de pantalla ü Análisis Básico: Flujos de Potencia y Análisis de Fallas, todos los casos ü Coordinación de Protecciones con opción de coordinación Visual ü Coordinación de Protecciones Automática ü Análisis de Armónicos ü Análisis de Estabilidad Transitoria con resultados graficados ü Análisis probabilístico de confiabilidad para una configuración de red dada ü Reconfiguración óptima para circuitos radiales ü Ubicación óptima de Condensadores También debe contener funciones de simulación maniobras de elementos de protección y control con el fin de simular diferentes condiciones del sistema de potencia: optimización de sistemas de potencia como flujo de energía óptimo, reconfiguración óptima de redes radiales, ubicación óptima de nuevas subestaciones, localización óptima de condensadores.
10
DATOS GENERALES DE LA UNIDAD CENTRAL MAESTRA
En lo referente a la información específica del lugar en donde el sistema será instalado y que debe ser proporcionada por el personal de ESSA ESP para la configuración del sistema, considerando al menos lo siguiente: ü Nombre de la Zona
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ü Diagramas unifilares de Subestación autorizados, en formato Autocad 2000. ü Diagramas unifilares de red y bases geográficas de la Zona en capas por circuito y tipo de elemento ü Tierras físicas disponibles ü Direcciones IP válidas para la Zona ü Listado de personal para acceso al sistema Web ü Listado de correos y teléfonos para envío de mensajes Esta información no es limitativa, debiendo ESSA ESP incluir toda la información que sea requerida para la configuración de la UCM. 10.1 CONCENTRADOR DE SUBESTACIÓN El Concentrador de Subestación (CDS) deberá tener las siguientes características: 10.1.1 ARQUITECTURA DEL SISTEMA El CDS tendrá las funcionalidades de RTU, Concentrador de Datos y PLC. Deberá ser de tipo modular, y manejar protocolos de comunicación completamente abiertos. Deberá ser de fácil mantenimiento, actualización y expansión a través de tarjetas de entradas digitales, entradas analógicas DC y salidas de control según requerimientos del sistema. Los CDS deberán contar con las siguientes capacidades mínimas: ü Módulo de Procesamiento Central – MPC ü Interfaces de Comunicación ü Módulos de interfaz IED ü Módulos para manejar puntos de Entrada/Salida (I/O) directas ü Capacidad de Autómata Programable – PLC. ü Funcionalidad Pass-Through ü Software para integración y configuración. ü Servidor Web interno (configuración, operación y mantenimiento con navegador Web sin necesidad de conectarse a Internet) ü Software de Configuración (integración amigable y rápida de IEDs y envio de parámetros hacia el sistema SCADA).
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La arquitectura completamente abierta de los CDS, harán posible que las tarjetas de entradas digitales, entradas analógicas DC y de control que se requieran para etapas posteriores del proyecto se integren completamente al Concentrador. Asimismo, los CDS deberán integrar los diferentes relés multifunción, medidores de energía adicionales, registradores de energía, RTU y cualquier tipo de IED de la ESSA ESP que cuente con protocolos abiertos. 10.1.2 MÓDULO DE PROCESAMIENTO CENTRAL – MPC Deberá contar con un MPC que contendrá el microprocesador, memoria e interfaces seriales RS232. El procesador deberá ser de 32 bits, e integrar controladores seriales (SCC), dos (2) controladores 10 Base T ó 10/100 Base TX, un (1) puerto RS232 de mantenimiento/configuración, al menos dos (2) RS232 para Maestra/IEDs y al menos 8 puertos seriales configurables RS232/RS485 para comunicación con IEDs. El CDS deberá poseer memoria tipo FLASH (no volátil) para almacenamiento del programa del sistema, SRAM para almacenamiento de datos y programas de usuario y EEPROM para almacenamiento de parámetros de configuración. Deberá contar con un conjunto de LEDs de señalización que indicaran las actividades de los puertos seriales, así como de los puertos de Ethernet. Contara con al menos 4 LEDs designados para diagnostico incluyendo la indicación de estado del programa En Ejecución. 10.1.3 INTERFACES DE COMUNICACIÓN El CDS facilitara las comunicaciones múltiples con IEDs a través de sus interfaces de comunicación, tendrá tantos puertos de comunicación seriales asíncronos como sean necesarios de acuerdo a la cantidad de equipos instalados en la subestación. Cada puerto podrá ser configurado como RS232 ó RS485. Tendrá LEDs indicadores de actividad Tx, Rx, RTS y CTS en sus puertos y deberán soportar hasta 38,4 kbps. Con relación a la comunicación hacia la estación Maestra, deberá tener la capacidad de reportar información hacia al menos 4 estaciones Maestras, con selección de reportes de datos separados. Dispondrá de dos conexiones Ethernet, con suficientes puertos virtuales para la adquisión de datos de los IEDs de la subestación, las cuales deberán soportar protocolos DNP sobre TCP/IP e IEC 61850, y podrán ser usados como medio de comunicación hacia la o las estaciones Maestras y los IEDs esclavos. 10.1.4 MODULO INTERFAZ IEDS El CDS recolectará la información de los parámetros del mapeo interno de los IEDs conectados a uno de sus puertos seriales configurables (RS232/RS485) y los escribirá dentro de su propia base de datos. También será posible efectuar el control y setpoint de los IEDs conectados. El CDS tendrá la capacidad de funcionar como traductor de protocolo, permitiendo la interacción entre las redes de relés (funcionando en Protocolo IEC 61850), con la red WAN
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que comunica con el Centro de Control (funcionando en Protocolo IEC 60870-5-104 o DNP 3.0 sobre TCP/IP). 10.1.5 MÓDULOS PARA MANEJAR PUNTOS DE ENTRADA/SALIDA (I/O) DIRECTAS El CDS tendrá la capacidad de controlar 03 tipos de interfaces: Interfaz de tarjetas de control, de entradas digitales y analógicas DC. El número de entradas digitales, salidas de control entradas análogas, será dimensionado según el requerimiento de puntos a concentrar en el CDS por cada subestación, según se detalla en el siguiente cuadro: Tabla 7. IED´s a integrar por cada subestación
ITEM
SUBESTACION
CANTIDAD DE IEDS A INTEGRAR
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
SAN ALBERTO SABANA DE TORRES LIZAMA TERMOBARRANCA CANEYES PALENQUE BUCARAMANGA FLORIDA MINAS PALOS BUCARICA NORTE PARNASO BUENOS AIRES SAN SILVESTRE CIMITARRA PRINCIPAL SUR BOSQUE CONUCOS SAN GIL SOCORRO BARBOSA GARCIA ROVIRA PALMAS ZARAGOSA CALICHAL SERVITA TOTAL RELÉS
31 32 35 82 18 78 48 53 65 65 33 39 39 33 50 24 56 47 46 67 67 28 43 37 49 37 27 27 1,256
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Independientemente de lo anterior el CDS tendrá la posibilidad de expansión de entradas digitales, salidas de control y entradas análogas, las que tendrán las siguientes características: ü Entradas Digitales: Este tipo de interfaz proveerá 16 entradas de estado por tarjeta y podrá conectarse hasta 16 tarjetas y en total proveer hasta 256 entradas de estado por CDS. ü Salidas de control: Tendrá 16 relés por tarjeta y podrán conectarse hasta 16 tarjetas para activar hasta 256 relés de interposición por CDS. ü Entradas Analógicas DC: Tendrá 16 entradas analógicas DC configurables en los siguientes niveles: 0-1 mA, 0-20mA, +/- 5V DC, +/- 10 V DC y podrán conectarse hasta 16 tarjetas y en total proveer 256 entradas analógicas DC por CDS. 10.1.6
PROTOCOLOS DE COMUNICACIONES
El CDS estará diseñado en conformidad con los sistemas abiertos, al incluir protocolos de comunicaciones abiertos para las comunicaciones con estaciones maestras así como para la adquisición de datos desde los dispositivos de campo IEDs. El CDS ofertado deberá incluir los siguientes protocolos: 10.1.6.1 COMUNICACIONES SERIALES HACIA IEDS ü IEC 61850 ü DNP3.0 serial y TCP/IP ü IEC-870-5-103 ü IEC-870-5-101 ü SEL ü SPA BUS ü COOPER 2179 10.1.6.2 PROTOCOLOS HACIA MAESTRAS ü DNP3.0 TCP/IP ü IEC 870-5-104 El CDS usara los puertos seriales para comunicaciones con los dispositivos de campo y los puertos virtuales para conexiones de red, para comunicación hacia Maestras (hasta 4) o IEDs esclavos, simultáneamente en diferentes protocolos. 10.1.7
FUNCIÓN DE ADQUISICIÓN DE DATOS
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El CDS ofertado proporcionara múltiples capacidades para la recolección de datos análogos y digitales desde los dispositivos de campo y efectuar operaciones de control desde el sistema SCADA en el Centro de Control. Las capacidades de adquisición de datos análogos podrán ser habilitadas con tarjetas adicionales que se integrarán si es que se necesita para futuros proyectos de expansión. El CDS además de las funciones tradicionales de adquisición de datos de entradas de estados, salidas de control, entradas análogas AC/DC podrá incluir opcionalmente otras funcionalidades tales como: Protección y Diagnostico de las interfaces ante posibles fallas, Funcionalidades de control y secuencias de maniobra mediante lógica programable y sincronización de tiempo y fecha a través de uno de sus puertos seriales configurable vía software como IRIG –B No Modulado. Asimismo, deberá ser capaz de sincronizar todas las IEDs conectadas a través de protocolo DNP3, IEC60870-5-101 o IEC 61850. 10.1.8
INTEGRACIÓN CON DISPOSITIVOS ELECTRÓNICOS INTELIGENTES
El CDS posibilitara la integración de datos desde múltiples IEDs a un sistema SCADA-HMI en forma completamente transparente (diferentes equipos de distintos fabricantes). Es decir, podrán integrarse medidores, analizadores de red, relés multifunción, PLC’s, registradores de falla y otras RTU de diferentes fabricantes que incluyan protocolos de comunicaciones abiertos. Adicionalmente, el concentrador presentara una herramienta vía software, que automatizara la creación de la base de datos de un IED, solamente efectuando algunos pasos sencillos. Esta herramienta permitirá integrar IEDs de terceros que estén configurados como esclavos del CDS, y además facilitará la creación de puntos requeridos por el sistema SCADA. La herramienta de creación de la base de datos de IEDs, permitirá mapear puntos de los IEDs y las tarjetas I/O en un ambiente grafico amigable e intuitivo para el usuario. Incluirá una amplia librería de los más comunes IEDs que están disponibles en el mercado. Esto hará más versátil la integración rápida de IEDs de otros fabricantes. 10.1.9 TERMINAL SERVER A través de la operación del CDS como Terminal Server, los usuarios autorizados del Centro de Control podrán conectarse en forma virtual con cualquier IED conectado al Concentrador para realizar la transferencia de información desde y hacia los IEDs. Cuando el Concentrador esté conectado a una red LAN Ethernet uno o más de los puertos seriales podrá ser configurado para actuar como Terminal Server. Esto significa que el personal de ingeniería / operaciones / mantenimiento podrá iniciar, usar y concluir lo que parece ser una conexión de comunicación directa desde su PC a un relé, medidor u otro dispositivo sin necesidad de una conexión física directa (por ejemplo RS-232, módem directo, etc.) entre los dos. Esto permitirá el uso de un computador basado en la interfase utilitaria para comunicarse directamente con el dispositivo para cambiar un ajuste, recuperar registros oscilográficos o realizar cualquier otra función que no necesita ser realizada con exigencia del tiempo real. 10.2 10.2.1
SERVICIOS A SUMINISTRAR SERVICIOS DE MANTENIMIENTO A SOLICITUD (ON-CALL)
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El PROPONENTE deberá tener a disposición, durante el periodo de garantía del sistema, servicios de asistencia de mantenimiento de emergencia a solicitud de la ESSA ESP para el Sistema, con el fin de asistir al personal de la ESSA ESP, de acuerdo con lo siguiente:
ü El servicio deberá estar basado en un sistema bajo solicitud de llamada ü Tiempo de respuesta no deberá ser mayor a doce (12) horas después de la solicitud de servicio, cuando sea requerido el soporte presencial en sitio.
ü Asistencia con problemas de mantenimiento para todo el software del Sistema. ü El PROPONENTE deberá asignar personal a cada tipo de llamada de emergencia de acuerdo con el nivel de experiencia requerido para la solución del problema.
ü Los costos de mantenimiento cotizados deberán incluir los costos de viajes, transporte local, viáticos y honorarios.
ü Se deberá tener disponible servicios de asistencia de emergencia por medio de diagnóstico remoto. En este caso, el tiempo de respuesta deberá ser menor a 2 horas. 10.2.2
CONTRATOS DE MANTENIMIENTO DESPUÉS DE GARANTÍA (OPCIONAL)
La ESSA ESP desea recibir del PROPONENTE una propuesta opcional para el mantenimiento de los componentes del Sistema, una vez finalizado el periodo de garantía. El contrato de mantenimiento deberá ser propuesto en periodos anuales, detallando los costos del mismo y el cubrimiento tanto en hardware como en software. 10.2.3
INGENIERÍA DE DETALLE
El PROPONENTE realizará la ingeniería de detalle para el sistema a suministrar. Esta permitirá definir los equipamientos, accesorios y materiales a emplear así como los emplazamientos o ubicación física de los mismos, detalles de alimentación de energía eléctrica, rutas de cableado, etc. Lógicamente dicho estudio debe hacerse antes de ordenar la compra de los equipos, materiales y accesorios. Como parte de la ingeniería de detalle el PROPONENTE debe realizar una visita detallada a los sitios de instalación. Dicho “survey” también será aprovechado para levantar información sobre disponibilidad de fuentes de alimentación eléctrica, disponibilidad de espacio para la instalación de los nuevos equipos, particularidades para la instalación, otros sistemas similares existentes (posibles fuentes de interferencia), verificación de perfiles, cálculo de alturas de antena, trabajos necesarios para la ejecución de las obras, etc. La información contenida en dicho estudio también será de utilidad para la planificación de los trabajos. 10.2.4
MONTAJE
El PROPONENTE será el responsable de ejecutar el montaje completo del Centro de Control, incluyendo todas las obras complementarias de adecuación para la instalación del sistema completo.
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El PROPONENTE será responsable del cableado, interconexión y puesta en servicio de todos los equipos objeto del suministro, incluyendo cualquier labor de programación y personalización de los mismos, que fueren requerida para entregar un sistema completamente operativo e integrado. En general, para cada equipo, se deberán cumplir las prescripciones del fabricante para su montaje, y que además no se contrapongan, en su esencia, a las aquí señaladas. 10.2.5
ORGANIZACIÓN DE LA PRESTACIÓN DE LOS SERVICIOS
El PROPONENTE deberá entrenar y capacitar al personal de la ESSA ESP, a fin de posibilitar la aplicación y utilización de las metodologías y nuevas herramientas. Para este efecto, la ESSA ESP pondrá a disposición del PROPONENTE los recursos humanos suficientes para la colaboración en el desarrollo de los trabajos. Dichos recursos humanos serán a la vez los beneficiarios de la transferencia de tecnología a ser implementada por el PROPONENTE. Queda entendido, sin embargo, que los recursos humanos de la ESSA ESP nada tienen que ver con la responsabilidad del PROPONENTE para el cumplimiento o la ejecución de los trabajos.
11
CONTROL DE CALIDAD.
ESSA ESP, tendrá en todo momento el derecho de inspeccionar y probar los bienes a fin de verificar su conformidad con las especificaciones del contrato y de las bases de licitación. Los equipos deben ser diseñados y construidos para operar sin presentar fallas ocasionadas por condiciones ambientales extremas e influencias electromagnéticas. El diseño debe haberse comprobado a fin de evitar consecuencias de errores en el mismo. Las condiciones de transporte deben ser consideradas a fin de evitar mal funcionamiento debido al mismo. Es requisito indispensable la seguridad de operación de cada una de las funciones que se asignen al sistema, evitando cualquier posibilidad de falsa operación, inadecuada aplicación de funciones y fundamentalmente de operación autónoma o errónea de telecontroles por interpretación de mensajes erróneos o fallas de equipamiento (hardware). Por lo tanto, se requiere que el sistema cuente con los elementos necesarios de seguridad y verificación a nivel de programación y componentes. 11.1 NOTIFICACIÓN Y DOCUMENTACIÓN DE LAS PRUEBAS Previo a la construcción del sistema, el PROPONENTE adjudicado debe entregar a ESSA ESP los planos de la arquitectura para su aprobación. Una vez que se tenga esta aprobación, el PROPONENTE adjudicado en conjunto con personal de ESSA ESP, deben establecer el programa de pruebas a efectuarse, cuyo documento debe presentarse por lo menos con 20 días de anticipación a éstas, para la aprobación final por parte de la ESSA ESP Al término de las pruebas en fábrica se debe presentar el reporte con todas las condiciones, características y resultados obtenidos. Cada prueba debe reportarse conteniendo:
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ü Identificación del equipo sometido a pruebas. ü Descripción de la prueba. ü Resumen de resultados incluyendo descripción de los eventos y fallas. ü Descripción de todas las intervenciones, correcciones, modificaciones y preparaciones llevadas a cabo en los equipos. Los reportes son responsabilidad del PROPONENTE adjudicado y deben ser entregados con original y 2 (dos) copias a ESSA ESP en formato electrónico, una copia debidamente autorizada es devuelta al PROPONENTE adjudicado y otra copia debe enviarse al área usuaria. Los procedimientos de prueba serán discutidos y acordados por el fabricante y ESSA ESP antes de efectuar las mismas. 11.2 PRUEBAS DE ACEPTACIÓN 11.2.1
EN FÁBRICA
Previo a las pruebas de aceptación en fábrica por parte de ESSA ESP, el PROPONENTE adjudicado debe realizar todas las pruebas de rutina al 100 % de los equipos a suministrar. Requerimientos mínimos que debe de cumplir el PROPONENTE adjudicado para efectuar las pruebas de aceptación: ü El PROPONENTE adjudicado o fabricante tiene la obligación de proporcionar el personal y equipo necesario para la realización de las pruebas en fábrica, así como las instalaciones y áreas de pruebas adecuadas y seguras. ü Las pruebas e inspección final deben ser efectuadas en presencia del personal de ESSA ESP o un representante debidamente autorizado por ésta, ü Los equipos de medición y pruebas que intervengan en el escenario deben de contar con certificado de calibración vigente, ü El sistema integrado debe ser probado a plena capacidad, ü Los resultados de las pruebas realizadas en fábrica por el PROPONENTE adjudicado ü La ESSA ESP incluirá personal en la realización de las pruebas. Dicha participación no limita la responsabilidad del PROPONENTE adjudicado, total o parcial de la calidad satisfactoria de los equipos. El personal de ESSA ESP debe participar en: ü Preparación anticipada de los programas de cada prueba, ü Desarrollo de la prueba,
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ü Reuniones para interpretación de los resultados de las pruebas, así como las medidas a tomar en caso de fallas, ü Decisiones sobre nuevas pruebas, derivadas de los resultados obtenidos en la implementación del programa establecido. Las pruebas de aceptación deben incluir: ü Inspección visual.- Para detectar defectos de manufactura y asegurar que el sistema se fabrique de acuerdo a lo indicado en la presente especificación y normas de referencia proporcionadas por el fabricante. ü Pruebas a la UCM.- Verificar las características funcionales y técnicas de cada uno de los elementos del sistema. ü Pruebas e inspecciones.- Verificar que los distintos componentes electrónicos y eléctricos proporcionen una operación segura, correcta y confiable. El CONTRATISTA debe proponer un programa de pruebas, el cual debe incluir las siguientes, no siendo limitativo a las mismas: 11.2.1.1 PRUEBAS FUNCIONALES Y COMUNICACIONES ü Funcionamiento de cada red de comunicación y concentración de datos en la UCM. ü Comunicación de la UCM hacia nivel inferior y nivel superior. ü Pruebas funcionales (verificación, entradas digitales, mediciones, controles) a través de las IEDs y CDS. ü Integración de mediciones y estados procedentes de campo a la información del SCADA. ü Programación de los tipos de entradas digitales. ü Deshabilitación / habilitación de salidas de control para pruebas. ü Desplegado y procesamiento de alarmas y eventos. ü Sincronización del sistema. ü Registro de eventos y alarmas. 11.2.1.2 PRUEBAS DE LOS PROGRAMAS DE APLICACIÓN ü Generación de reportes periódicos automáticos por tiempo, por evento o por solicitud (históricos de mediciones, demandas, operación de interruptores). ü Prueba del sistema en condiciones de respaldo o contingencia para verificación del "hot stand-by" (falla de uno de los CPU´s).
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ü Entrada del sistema de respaldo por falla principal y viceversa, ü Falla puerto de comunicaciones, falla de la red. ü Monitoreo de la UPS 11.2.1.1 BASES DE DATOS ü Validar las transacciones a otras bases de datos relacionales, ü Pruebas de configuración del sistema, ü Configuración (capacidad y definición de puntos digitales de medición y control), ü Edición de diagramas unifilares, ü Edición de circuitos sobre bases geográficas, ü Programación de funciones lógicas tipo PLC, edición y compilación. 11.2.1.2 PRUEBAS DE RENDIMIENTO ü Tiempos de actualización en pantalla de entradas digitales, mediciones y puntos calculados, tiempos de ejecución de control desde estación maestra. ü Avalancha de eventos al 100 % de la capacidad total. 11.2.1.3 VERIFICACIÓN DE AUTO DIAGNÓSTICO ü Simular fallas y verificar. ü Autodiagnóstico global, periféricos, redes, fuentes de alimentación. ü Reporte de los diagnósticos. 11.2.1.4 PROCEDIMIENTO A SEGUIR EN CASO DE FALLAS Cualquier falla origina la suspensión de la prueba corriente y debe reiniciarse ésta desde el primer paso. En caso de una interrupción causada por una avería sólo se repetirán las pruebas que involucren al componente defectuoso. Al producirse una falla, se deben tomar las acciones siguientes: ü Suspensión de la prueba. ü Identificación y análisis de falla. ü Corrección de la falla. El inspector de ESSA ESP podrá requerir la repetición de la prueba completa de acuerdo a su criterio, determinado si la falla es crítica y es el resultado de un mal diseño.
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PUESTA A PUNTO Y PUESTA EN SERVICIO DEL SISTEMA.
Las actividades de instalación, puesta a punto y puesta en servicio son responsabilidad del PROPONENTE adjudicado. La puesta a punto del sistema son todas aquellas actividades para dejar en condiciones operativas comerciales a la UCM, considerando todos los protocolos de comunicaciones solicitados. Esto incluye: montaje, alambrado, ajustes y pruebas de aceptación en campo. En esta etapa el PROPONENTE adjudicado debe tener un supervisor quien será responsable de éstos trabajos. En estos trabajos, el PROPONENTE adjudicado debe de proporcionar la mano de obra y material misceláneo requerido para la conexión de la UCM. Durante esta etapa, ESSA ESP dispondrá como mínimo de un residente quien la representará en estos trabajos. Las pruebas de aceptación en campo del sistema forman parte de este concepto. 12.1 PUESTA A PUNTO Durante la instalación y puesta en servicio de los sistemas el PROPONENTE adjudicado será responsable de realizar todas las actividades necesarias para que los sistemas queden preparados para su operación. Se deben incluir al menos las siguientes: ü Instalación física e interconexión de todo el equipamiento del sistema. ü Suministro e instalación de etiquetas de identificación de todo el equipo así como del cableado. ü Conexión, encendido del equipo y pruebas funcionales. ü Configuración del hardware y software de todos los dispositivos que forman la UCM. ü Configuración y verificación de las bases de datos. ü Configuración y verificación de diagramas unifilares y pantallas. ü Configuración y verificación de impresora. ü Pruebas de validación de las bases de datos. ü Pruebas de comunicación con los equipos de campo "estadísticas del sistema". ü Configuración y pruebas operativas con los equipos remotos instalados en las subestaciones y redes de distribución. Este punto debe incluir la configuración y prueba del 100% de la base de datos configurada en los servidores SCADA. ü Pruebas del servidor de históricos. ü Pruebas del servidor de proyección.
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ü Pruebas del servidor Web. ü Pruebas del "firewall" y niveles de seguridad y acceso. El PROPONENTE adjudicado debe integrar en la UCM la totalidad de la información georeferenciada del sistema eléctrico, incluyendo los mapas con las calles, los recorridos de los alimentadores y todos los elementos de conexión y desconexión automatizados y manuales con los que cuenta en el sistema eléctrico. Todo esto además de lo incluido en los diagramas unifilares de cada una de las subestaciones del sistema. Cada uno de los alimentadores debe incluirse en capas independientes, de manera que los operadores puedan visualizar únicamente las capas que les sean de relevancia en determinado momento. 12.2
PUESTA EN SERVICIO DEL SISTEMA
La puesta en servicio del sistema, es aquella etapa en donde el personal operativo de ESSA ESP efectúa conjuntamente con el PROPONENTE adjudicado, las pruebas definitivas necesarias para garantizar la confiabilidad operativa del sistema y así proceder a su puesta en operación. La puesta en servicio se considerará concluida con la entrada en operación del sistema.
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INFORMACIÓN Y DOCUMENTACIÓN
13.1 INFORMACIÓN QUE EL PROPONENTE ADJUDICADO DEBE ENTREGAR COMO PARTE DE LA PROPUESTA TÉCNICA. ü El cuestionario técnico incluido en está especificación debidamente contestados en cada uno de sus puntos, indicando en que pagina y párrafo de la información técnica impresa por el fabricante o desarrollador del sistema se describe la característica que cumple lo indicado en cada pregunta. ü Catálogos, folletos, manuales, instructivos y en general toda la información técnica de las características en original impreso por parte del fabricante o desarrollador del sistema.
13.2 INFORMACIÓN TÉCNICA A ENTREGAR CON EL SUMINISTRO DEL SISTEMA ü Listado completo de equipos con identificación de marca y modelo. ü Planos de la arquitectura del sistema. ü Planos del sistema completo de arreglos físicos, dimensionales y de arreglo de redes de comunicaciones. ü Planos definitivos de la interconectividad de los equipos.
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ü Entrega de software original con sus licencias de uso, llaves para instalación y en general todos los accesorios necesarios para tener un respaldo completo para la reinstalación completa del sistema en caso de falla de algún componente. ü Bases de datos, respaldo de la configuración completa del sistema. ü Instructivos y manuales de operación y mantenimiento de los dispositivos y del sistema. ü Además se debe incluir un procedimiento para la recuperación en caso de fallas críticas como bases de datos dañadas, virus o falla en algún componente de hardware. Se deberán entregar 3 copias impresas de cada plano, en tamaño carta, así como 3 copias electrónicas en dispositivo óptico, bien sea CD y/o DVD y en formato Autocad 2000. Dichos planos deberán incluir toda la ingeniería de detalle de los sitios intervenidos con la ejecución del proyecto, incluyendo Subestaciones, Reconectadores, Seccionalizadores y el Centro de Control. Deberán incluir toda aquella afectación de obra de tipo civil ejecutada
14
GARANTÍAS.
14.1
GARANTÍA COMERCIAL
El PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato debe garantizar el sistema en todas sus partes por un período mínimo de un año contados a partir de la firma del acta de recepción del sistema. Durante este periodo el PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato debe proporcionar servicio en sitio por falla atribuible al sistema, en un tiempo máximo de 12 horas, después de ser notificado. Esta garantía debe estar respaldada documentalmente. El servicio en sitio se refiere a dejar el sistema en condiciones de operación al 100 % de sus funciones y partes. 14.2
GARANTÍA DE ATENCIÓN INMEDIATA
El PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato debe proporcionar servicio inmediato en sitio en un tiempo máximo de 12 horas después de ser notificado durante las primeras 100 h (sin falla y sin modificaciones) después de su puesta en operación. El PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato debe garantizar el suministro de refacciones o partes de repuesto del sistema por un período mínimo de quince (15) años. El PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato debe proporcionar por escrito a ESSA ESP el procedimiento para aplicar tanto la garantía comercial como de atención inmediata. 15 REUNIONES DE INGENIERÍA. Una vez asignado el contrato, se requiere celebrar reuniones de ingeniería bajo las siguientes bases: ü Para las reuniones celebradas en instalaciones de ESSA ESP, todos los gastos relacionados con el personal del PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato tales como: transportación alimentación, hospedaje, documentación y útiles
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necesarios para la realización de la reunión, deben ser cubiertos por el mismo. A solicitud de la ESSA ESP las reuniones podrán efectuarse en las instalaciones del PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato. ü Para las reuniones celebradas en instalaciones del PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato, ESSA ESP cubrirá los gastos relacionados a su personal propio. La asignación de la sede de estas reuniones, celebradas en la oficina del CONTRATISTA, estará sujeta a aprobación con criterio exclusivo de la ESSA ESP ü Es necesario que la primera reunión se efectúe en un plazo no mayor a 10 días una vez legalizado el contrato correspondiente, bajo responsabilidad del PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato. ü Las subsecuentes reuniones de ingeniería requeridas se programaran de común acuerdo entre ESSA ESP y el PROPONENTE adjudicado al que se le asigne el contrato. Los objetivos principales de las reuniones deben incluir, como mínimo, los siguientes puntos: ü Establecimiento de la agenda de trabajo de común acuerdo, ü Revisión del alcance del suministro y discusión de todos aquellos aspectos previstos en la presente especificación por definirse en junta de ingeniería, ü En estas reuniones se debe analizar entre otras cosas: arquitectura del sistema, personalización del sistema, compromisos de entrega de información tales como: bases de datos, diagramas unifilares y sistemas de comunicación. ü Listados completos del suministro de hardware con marca y modelo, planos completos del sistema y compromisos de envío para la autorización de ESSA ESP ü Características particulares técnicas. ü Cronograma de fabricación, entrega, instalación y puesta en servicio del sistema. ü Presentación de la HMI, módulos para configuración y personalización. 16
CAPACITACIÓN.
Los PROPONENTES deben incluir en sus costos los cursos de capacitación a impartir, en donde la ESSA ESP indique al personal del área usuaria, que considere aspectos teóricosprácticos asociados al montaje, puesta en servicio y mantenimiento de los equipos y sistemas incluidos en esta especificación. En su propuesta los PROPONENTES integrarán el costo de los siguientes conceptos: ü Gastos y viáticos de los instructores: traducción simultánea, sí así se requiere; el material didáctico necesario para el personal que ESSA ESP indique. El PROPONENTE debe considerar la entrega documental de los cursos tanto en papel como en medios electrónicos.
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ü Con el propósito de garantizar que al término del programa los participantes estén capacitados para operar y mantener los equipos propuestos, el PROPONENTE se obliga a que los instructores sean especialistas de reconocido prestigio, para lo cual debe anexar el currículum vitae actualizado de cada uno de ellos. ü El PROPONENTE debe incluir en su propuesta al menos dos tipos de cursos. Uno para operadores del sistema y el otro para administradores. Las fechas de los cursos se definirán en común acuerdo con ESSA ESP 16.1
CURSO DE CAPACITACIÓN PARA LOS OPERADORES.
Curso de 40 horas en periodos de 8 horas en 5 días hábiles. En dichos cursos de capacitación para operadores se debe incluir lo correspondiente al manejo completo de la HMI del sistema, incluyendo despliegues (unifilares, circuitos, ventanas de control, etc),, interpretación de alarmas, manejo de controles, elaboración de reportes, generador de gráficas (tendencias), comunicación con los dispositivos remotos, interpretación de los reportes, interpretación de mensajes de error y autodiagnósticos, procesos de arranque y paro, acceso y registro de las claves de acceso. De igual forma se debe incluir todo lo necesario para la correcta operación de la UCM. El PROPONENTE deberá prever la repetición de este curso al menos tres (3) veces, con el fin de permitir que concurra todo el personal de operación y demás interesado. 16.2 CURSO DE CAPACITACIÓN PARA ADMINISTRACIÓN DEL SISTEMA:
INGENIEROS
ENCARGADOS
DE
LA
Curso de 120 horas en periodos de 8 horas en 15 días hábiles. Debe incluir como mínimo los siguientes puntos: ü Conocimiento de cada uno de los módulos del sistema. ü Conocimientos de sistema operativo. ü Configuración hardware y software del sistema. ü Conocimiento detallado de la base de datos, estructura y facilidades de importación / exportación entre bases de datos de tiempo real y bases de datos de mantenimiento o administrativas. ü Edición de diagramas esquemáticos. ü Conocimientos para dar de alta una subestación o punto de seccionamiento en el sistema. ü Conocimiento y lógica de la captura de elementos para dar de alta la topología de la red eléctrica sobre unifilares y bases geográficas, utilizando las herramientas del software para ese fin, para crear los símbolos de cada elemento de la red y la asociación de cada uno de estos elementos a la base de datos, ü Administración de usuarios, privilegios y claves de los mismos.
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ü Configurar tiempos de barrido y actualización de información. ü Enlaces a sistemas de comunicación utilizados, ajuste de parámetros de comunicación y mecanismos de diagnósticos. ü Conocimiento de los diagramas eléctricos y electrónicos del sistema y de los módulos que lo componen. ü Conocimiento de alambrado de interconexión del sistema. ü Conocimiento de las recomendaciones operativas y de mantenimiento del sistema. ü Conocimiento y operación del equipo de comunicaciones del sistema. ü Protocolos de comunicación. Además el PROPONENTE adjudicado debe incluir para los cursos indicados los temarios, manuales y documentación que deben estar en idioma español y en medio electrónico (CDs), debiendo contener la información referente a la operación, configuración, instalación y administración de la UCM.
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CAPÍTULO 6: CENTRO DE CONTROL. 1
INFRAESTRUCTURA DEL CDL
1.1
CUARTO ELÉCTRICO.
El cuarto eléctrico deberá ocupar un área de 4,3 m2 destinada para manejar todo lo concerniente a Centro de Control; allí reside un gabinete eléctrico de piso con dimensiones suficientes para recibir las acometidas eléctricas las cuales definimos como principal y suplencia 1. La acometida eléctrica principal es una acometida directa de la subestación con protección en subestación y protección en el tablero, la suplencia 1, es una acometida directa de la red eléctrica de la planta de emergencia con sus respectivas protecciones también. El tablero eléctrico albergará los tableros de distribución eléctrica del Centro de Control de manera separada entre: ü Circuitos eléctricos de tomas reguladas ü Circuitos eléctricos de tomas No reguladas ü Circuitos eléctricos de iluminación normal ü Circuitos eléctricos de iluminación de emergencia. La UPS (Unidad de Suministros de Energía) estará ubicada al lado del tablero eléctrico para suministrar energía de calidad a los circuitos de tomas eléctricas reguladas, el objetivo es dar una mejor calidad de energía a los equipos críticos del centro de control tales como servidores, equipos de comunicación y estaciones de trabajo (equipos micro-computadores). La UPS deberá poder manejar varios circuitos a los que podrá asignar prioridades con el fin de optimizar el tiempo de autonomía de la misma. El PROPONENTE deberá hacer los cálculos, estimaciones y en general lo que sea necesario con el fin de mantener en servicio el sistema del Centro de Control. 1.2
CUARTO DE COMUNICACIONES.
El cuarto de comunicaciones tiene un área de 10 m2 destinada para ubicar los gabinetes de comunicaciones y equipos servidores en un ambiente adecuado para su funcionamiento las 24 horas del día los 365 días de año. Para lograr este objetivo, se requiere diseñar y seleccionar materiales que cumplan con los estándares internacionales de centros de cableado y almacenamiento de datos. Los gabinetes deben manejar por separado los equipos de comunicaciones también conocidos como “equipos activos”, de los equipos de residencia de software y bases de datos tales como servidores y/o estaciones de trabajo. Es por eso que allí deberán existir dos gabinetes de los cuales uno será para los equipos activos, (Firewall, Routers, Switchs, conversores de medios), para elementos pasivos del cableado estructurado, etc. del centro de control, y el otro donde residirán los servidores que manejan el software de control (sistema SCADA, SSI, Web) para las subestaciones.
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1.3
SALA DE MONITOREO DE SUBESTACIONES.
La sala de monitoreo de subestaciones ocupará un área de 125,3 m2 y destinada para las actividades diarias de Monitoreo, registro y control de las subestaciones eléctricas que estén interconectadas al centro de control. Esta sala consta de cuatro puestos de trabajo para operadores e ingenieros y tres que ejecutan la operación y actividades de control. Los puestos de trabajo son diseñados para dar confort y flexibilidad para las ejecuciones de las maniobras de control y supervisión de las subestaciones.
2
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA SALA DE CONTROL
2.1
PISO FALSO
El área del centro de control (181.00 m2) conformada por sala de monitoreo, cuarto de comunicaciones, cuarto eléctrico, dos oficinas y sala critica tendrá un sistema de piso falso que permitirá realizar cambios y mantenimientos de oficina, muebles, accesorios y facilitara el manejo, distribución, control y tendido del cableado estructurado tanto en voz, datos, eléctrico y en general todo tipo de ampliaciones que se requieran a futuro a través de bandejas porta-cables. 2.1.1
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS MÓDULOS.
En el centro de control, decir: Cuarto de comunicaciones, sala de control de subestaciones y cuarto de servicios eléctricos se construirá un piso falso en fibra de celulosa con laminado de alta presión antiestático micarta. El área total a instalar de piso falso es de 139,6 metros cuadrados, Como lo indica el plano en el Anexo 10. Con la finalidad de dar flexibilidad en la distribución del cableado y comunicación entre las áreas. 2.1.2
BALDOSAS
El piso falso se debe instalar en módulos de 24” x 24” en fibra de celulosa de alta densidad y resistencia con resina y melamina, el recubrimiento superior con laminado de alta presión micarta 1/16” de espesor; bordes en PVC termo fundido. Recubrimiento inferior en lámina de aluminio de 1/16” de espesor. 2.1.3
ESTRUCTURA DE GATOS O PEDESTALES Y ARRIOSTRAMIENTOS
En la parte superior deben ser fabricados en acero en frío lámina calibre 12. La Base debe ser en lámina de acero estampada en calibre 12. Los Arriostramientos en acero estampado en U diseñado para instalar con pedestal. Los pedestales deben tener sistema atornillable de conexión eléctrica para cable de tierra. 2.1.4
INSTALACIÓN DEL PISO FALSO
La instalación del piso falso debe ser coordinada por el fabricante con el fin de garantizar la estabilidad y resistencia al peso al que va a ser sometido, al igual que la instalación de los
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pedestales con la precisión necesaria para que las baldosas queden alineadas, niveladas y ajustadas. 2.2
BANDEJAS PORTA CABLES
El cableado estructurado se tendera sobre bandejas porta cables fabricados mínimo en acero galvanizado o material superior como acero inoxidable y servirá para tender los conductores de cable de datos, voz, fibra óptica, cables eléctricos, etc., desde los gabinetes eléctricos y de comunicaciones hasta los puntos de servicio. 2.2.1
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA BANDEJA PORTA CABLES
El recorrido de las bandejas porta cables instaladas bajo el piso falso debe ser tal que permita el crecimiento, mantenimiento y reparación de cables sin que se afecte la normal operación del centro de control y la mínima distracción posible para los operadores. Las dimensiones de la bandejas porta cables deben ser mínimo de 30 cm de ancho total. Deberán suministrarse bandejas independientes para circuitos de alimentación y de comunicaciones. El cruce de cables de datos con eléctricos deberá hacerse con separación vertical de 4 cm entre bandejas. Los accesorios como curvas y tees deben dar las curvaturas exigidas para cableado cat. 6ª. No se permitirá la instalación de la bandeja directamente sobre el piso, esta debe fijarse sobre soportes que permitan una separación mínima de 4 cm del piso. La cantidad calculada de bandeja para el centro de control es de 86 m teniendo en cuenta un 5% desperdicio. 2.3
MUEBLES
El mobiliario de oficina para el centro de control deberá diseñarse y construirse de acuerdo a las necesidades de los operadores según, las funciones y características de los cargos designados en el manual de funciones interno de la ESSA ESP Los módulos de operación están conformados por dos muebles con capacidad de 2 usuarios en la parte frontal y cinco usuarios en la en el mueble posterior, elaborados en madera y recubiertos en fórmica resistente del color que se designe de acuerdo al diseño o requerimientos estéticos del centro. Deberán tener soportes metálicos de gran rigidez y gaveteros con espacio de archivador en los extremos. Cada módulo tendrá en la parte posterior tres espacios designados para la instalación y terminación del sistema eléctrico y datos, de tal manera que no permitirá visualizar cables entre las computadoras y los puntos de alimentación como tomas eléctricos y tomas de datos. Cada puesto de trabajo contará inicialmente con 6 servicios de comunicación (salidas de telecomunicaciones) y dos multitomas eléctricas de 6 salidas cada una, destinadas para la red regulada y la red no regulada respectivamente. Todo esto estará instalado sobre Racks abiertos de piso, de 13 Unidades de rack, de tal manera que los conductores no queden conectados o apoyados mecánicamente dentro del mueble. Igualmente cada espacio de rack del mueble tiene puertas metálicas que ocultan el sistema de cableado estructurado.
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Cada módulo de operaciones deberá contar con una silla ergonómica tipo gerencial, con excelentes acabados y de gran calidad para garantizar su durabilidad durante 5 años. El módulo de sistemas es un puesto de trabajo ubicado dentro del cuarto de comunicaciones para desarrollar los mantenimientos, configuraciones y/o reparaciones del sistema de comunicaciones sin causar molestias en la operación de la sala de control. Este módulo es puesto de trabajo sencillo y convencional tipo secretarial con gavetero para que el administrador del sistema realice sus funciones. 2.4
ACCESO PRINCIPAL.
El ingreso al centro de control estará diseñado con la finalidad de dar elegancia y sobriedad, donde resaltara el acceso principal decorado con el logo de la empresa, resaltado con iluminación posterior. Estará diseñado de forma que minimice la perturbación causada por elementos externos, a los operadores e ingenieros que allí laboren.
3
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL CABLEADO ESTRUCTURADO.
Como elemento fundamental en el desarrollo del Centro de Control, el cableado estructurado se convierte en el “Sistema Nervioso Digital” del proyecto, Deberá hacerse con la última categoría aprobada y vigente, monomarca y por personal capacitado y debidamente certificado por el fabricante, donde avale la idoneidad para el diseño y la instalación de la solución con criterios de garantía. Por esta razón es muy importante que se sigan todas las normativas y criterios vigentes a la fecha, de los cuales mencionamos los irrestrictos a cumplir: 3.1 3.1.1
NORMAS INTERNACIONALES VIGENTES. ISO/IEC 11801 – 2002
Information Technology Generic Cabling Systems. Norma internacional que crea y estipula directrices generales de diseño y construcción de un sistema de telecomunicaciones bajo el concepto de cableado genérico. 3.1.2
EIA/TIA-568 B.1 – 2001
Commercial Building Telecommunications Cabling Standard. Norma que crea y estipula directrices generales de diseño y construcción de un sistema de telecomunicaciones en categoría 6. Reemplaza la norma ANSI/EIA/TIA 568 A de 1995. Incorpora y redefine TSB 67, TSB 72, TSB 75, TSB 95, 568 A-1, 568 A-2, 568 A-3, 568 A-4, 568 A-5. 3.1.3
EIA/TIA-568 B.2 – 2001
Commercial Building Telecommunications Cabling Standard Part 2. Norma que crea y estipula directrices de los diferentes componentes de un sistema de telecomunicaciones basado en transmisión en cables de pares trenzados.
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3.1.4
EIA/TIA-568 B.2-1 – 2002
Transmission Performance Specifications for 4-pair 100 Ohms. Norma que crea y estipula directrices generales de los componentes de un sistema de telecomunicaciones en categoría 6, con base en medios de transmisión de pares trenzados. 3.1.5
EIA/TIA-568 B.3 – 2000
Optical Fiber Cabling Components. Norma que crea y estipula directrices generales de los componentes de fibra óptica de un sistema de telecomunicaciones. 3.1.6
EN 50173 – 1996
Information Technology Generic Cabling Systems. Norma europea que crea y estipula directrices generales de un diseño de construcción de un sistema de telecomunicaciones bajo el concepto de cableado genérico. 3.1.7
EIA/TIA-569A – 1998
Commercial Building Standard for Telecommunications Pathways and Spaces. Estandariza prácticas de diseño y construcción dentro o entre edificios, que son hechas en soporte de medios y/o equipos de telecomunicaciones tales como canaletas y guías, facilidades de entrada al edificio, armarios y/o closets de comunicaciones y cuartos de equipos. 3.1.8
EIA/TIA-569A-1 – 2000
Commercial Building Standard Canalizaciones Superficiales. 3.1.9
for
Telecommunications
Pathways
and
Spaces.
EIA/TIA-569A-2 – 2000
Commercial Building Standard for Telecommunications Pathways and Spaces. Vías de Acceso y Espacios para estructuras mobiliarias. 3.1.10 EIA/TIA-569A-3 – 2000 Commercial Building Standard for Telecommunications Pathways and Spaces. Pisos de Acceso. 3.1.11 EIA/TIA-569A-4 – 2000 Commercial Building Standard for Telecommunications Pathways and Spaces, Poke Thru. Accesorios con varillas ensartadoras. 3.1.12 EIA/TIA-569A-5 – 2000. Commercial Building Standard for Telecommunications Pathways and Spaces. Sistemas “Underfloor”. 3.1.13 EIA/TIA-569A-6
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Multi-Tenant Pathways and Spaces, Canalizaciones y Espacios Multiocupantes. 3.1.14 EIA/TIA-569A-7 Cable Trays and Wireways. Bandejas y Canales de Cable. 3.1.15 EIA/TIA-606 A Administration Standard for the Telecommunications Infrastructure of Commercial Buildings. Guía para marcar y administrar los componentes de un sistema de Red de datos. 3.1.16 EIA/TIA-607 Commercial Building Grounding and Bonding Requeriments for Telecommunications. Describe los métodos estándares para distribuir las señales de tierra a través de un edificio. 3.1.17 ANSI/TIA/EIA-785 – 2001 100 Mb/s Physical Layer Medium Dependent Sublayer and 10 Mb/s Auto-Negotiation on 850 nm Fiber Optics, especificaciones para Subcapa Dependiente de Medio de Capa Física de 100 Mb/s y autonegociación 10 Mb/s sobre Equipo de Fibra Óptica de 850 nm). 3.1.18 TIA/EIA TSB125 – 2001 Guidelines for Maintaining Optical Fiber Polarity Through Reverse-Pair Positioning, guías para Mantener la Polaridad de la Fibra Óptica Por Medio del Posicionamiento de Par Invertido. 3.1.19 TIA/EIA TSB130 – 2003 Generic Guidelines for Connectorized Polarization Maintaining Fiber and Polarizing Fiber Cable Assemblies for Use in Telecommunications Applications, Guías Genéricas para el Mantenimiento de la Polarización de Fibra Conectorizada y Polarización de Ensamblajes de Cable de Fibra para Uso en Aplicaciones de Telecomunicaciones. 3.1.20 ANSI/TIA/EIA-598-B – 2001 Optical Fiber Cable Color Coding, Colorimetría para Cable de Fibra Óptica. 3.2
DISEÑO DEL SISTEMA DE COMUNICACIONES.
En el Main Cross Connect (MC) del Centro de Control se deben terminar todos los servicios, la conexión de todos los usuarios de la sala de monitoreo y adicionalmente se debe implementar un backbone de fibra óptica con un cable de 12 fibras ópticas multimodo (de 50 µm que soporte la aplicación hasta 300 metros.) que interconecte el MC del centro de control con el MC de edificio administrativo con el punto de fusión o conector rápido de las fibras en cada extremo de las bandejas ODF. La asignación, reconfiguración, traslado y prueba de cualquier servicio de comunicación y de cualquier usuario se debe poder realizar en forma inmediata por el administrador del sistema
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sin el uso de herramientas ni equipos especializados, sin requerimientos de personal técnico de mantenimiento y lo más importante, sin perturbar a los usuarios de la Red en sus puestos de trabajo, ya que la red será 100% administrable a través del MC, implementando patch cords con conectores RJ-45 en sus extremos (es decir que la administración se debe realizar 100% entre patch panel de datos que recoge los cables de las estaciones de trabajo y equipos activos para datos y entre patch panel cat. 6A que recoge los cables de las estaciones de trabajo y patch panel cat. 5E para voz, que recoge los cables de las extensiones o líneas telefónicas. El Sistema de Red para transmisión de voz y datos debe tener una topología en Estrella. Con esta topología es fácil hacer cambios y expansiones ya que las estaciones irradian desde un nodo central, el MC. Debido a que las conexiones de cada nodo son independientes entre sí, los cambios necesarios se hacen en el nodo central y afectan sólo LAS PARTES interesadas. Esta topología facilita las labores de reparación, mantenimiento y administración. Para el dimensionamiento del diseño deberá considerar la implementación de las salidas (Work Area); deberán ser instalados los puntos para la transmisión de voz y datos de acuerdo con los requerimientos actuales de la ESSA ESP según plano de cotas. Se debe prever la infraestructura para futuras ampliaciones, tanto de los servicios como de las estaciones de trabajo en fases posteriores del proyecto. En cada puesto de trabajo de operador deben quedar habilitadas 6 salidas de comunicaciones, terminadas en conectores de Ocho (8) pines (RJ-45). Es decir que cada face plate o tapa o marco o adaptador de mueble debe tener la capacidad mínima de 2 jacks sencillos de telecomunicaciones. Se deben cablear dos cables UTP Categoría 6A en cada una de las estaciones de trabajo. De esta forma EL INSTALADOR se debe comprometer a certificar que como mínimo todos los puntos de comunicaciones podrán soportar una red con un ancho de banda de 1 Gbps. En cada toma de salida y para cada estación de trabajo se debe proyectar la posibilidad de instalar las tomas o jacks sencillos sobre la estructura mobiliaria o canaleta perimetral a través de un face plate. 3.3
SEGMENTOS.
De acuerdo con la norma EIA/TIA 568B, se debe considerar en el diseño funcional la implementación de los siguientes segmentos: 3.3.1
SEGMENTOS DE ESTACIÓN DE TRABAJO Y HORIZONTAL.
El cableado horizontal como porción del sistema de cableado de datos que se extiende desde las estaciones de trabajo (WA) hasta el gabinete de comunicaciones donde se encuentra localizado el distribuidor MC. Este segmento incluye los cables, los conectores del WA, las terminaciones mecánicas y las conexiones localizadas en el gabinete de comunicaciones, para suplir las siguientes necesidades: ü Transmisión de datos – Identificado con color rojo.
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ü Transmisión de voz – Identificado con color azul. En el dimensionamiento de la infraestructura para la instalación del segmento horizontal consideramos que el cableado horizontal contiene la mayor cantidad de cable en el edificio. Después de construido el edificio el cableado horizontal es menos accesible que otros cableados, el tiempo y esfuerzo requeridos para efectuar cambios en el cableado horizontal puede ser extremadamente alto, por lo que el cableado horizontal usualmente debe instalarse sobre las áreas de circulación en lo posible. Por otra parte el acceso frecuente al segmento de cableado horizontal no debe causar interrupciones y molestias a los ocupantes de las áreas. Estos factores son relevantes en las consideraciones del diseño para el segmento horizontal. El cableado horizontal se instalará en topología estrella radiando desde el MC hasta las estaciones de trabajo (WA). La distancia máxima desde el concentrador será de 90 m, y de 10 m para sus cordones modulares de parcheo asociados a los distribuidores y estaciones de trabajo. En el segmento horizontal se debe considerar la utilización de Cable UTP de 4 pares más tierra, categoría 6A, impedancia de 100 Ohmios, como medio de transmisión. Cada área de trabajo tipo oficina (WA), debe tener: ü Dos jacks o tomas RJ 45 categoría 6A de 8 pines (con armadura metálica). ü Un face plate doble para albergar los jacks de comunicaciones. Cada área de trabajo tipo operador (WA), debe tener: ü Seis jacks o tomas RJ 45 categoría 6A de 8 pines (con armadura metálica ). ü Tres face plate doble para albergar los jacks de comunicaciones. 3.3.2
SALIDA DE TELECOMUNICACIONES (WORK AREA).
La salida de telecomunicaciones corresponde al dispositivo en el área de trabajo sobre el cual terminará el cableado horizontal mediante un conector universal de telecomunicaciones. La salida de telecomunicaciones será CAT 6A, con secuencia T568A y compatible con polarización WE8W (RJ45) que se montará directamente sobre el zócalo. La terminación del cableado se debe realizar en la parte posterior de la salida, implementando ponchadora tipo 110 de impacto. Toda la Red debe ser codificada y marcada con placas acrílicas permanentes y durables para fácil e inmediata localización e identificación de las tomas y de cada uno de los cables que conforman el cableado. Los conectores deben cumplir o superar las especificaciones de las normas TIA/EIA 568B.2-AD10, ISO 11801 Class E Edition 2.1 y IEEE 802.3an.
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Deben cumplir FCC parte 68 subparte F, los contactos deben estar recubiertos con 50 micropulgadas de oro, y cumplir con IEC 60603-7. Los Jacks Cat. 6A deben contar con una caja protectora “housing” metálica para alto impacto, caja protectora metálica con aislante en plástico. Estas salidas se deben ofrecer de color apropiado con el fin de mantener un nivel lógico de estética (tomas RJ45 color rojo y azul) con respecto a la infraestructura física utilizada y las condiciones arquitectónicas de las diferentes áreas del edificio; y deben ser debidamente etiquetadas o marcadas para fácil identificación de los usuarios y el administrador de la red, según EIA/TIA 606 A. Adicionalmente existe un aspecto fundamental que hace referencia a la seguridad y vida útil del conector y corresponde a la protección externa de la salida RJ45 con guardapolvo; para el diseño del Centro de Control de la ESSA ESP, este aspecto es mandatorio dado la clase de usuario de la red. Los conectores deben poseer contactos terminales provistos de un recubrimiento de 50 micropulgadas de oro, con lo cual se asegura de por vida que no existan problemas de sulfatación. Es preciso aclarar que los patch cords o cordones modulares deben venir provistos de estos conectores originalmente de fábrica. 3.3.3
CORDÓN MODULAR (PATCH CORD)
Es un cable F/UTP flexible de 4 pares CAT 6A, con impedancia característica de 100 Ω, con conectores universales de 8 pines en cada uno de sus extremos. Estos elementos se utilizarán para la conexión de los equipos de la red a las salidas de telecomunicaciones y para realizar la administración entre paneles o entre paneles y equipos activos en los centros de cableado. Estos elementos del segmento horizontal cumplen con los mismos requerimientos mecánicos, de código de colores, polarización, secuencia y transmisión del cableado horizontal. Los cordones modulares que se utilizarán para este proyecto se deben maneja en 2 longitudes: de 5 pies para concentradores o switches y de 7 pies para estación de trabajo. Los patch cords a utilizar deben ser personalizados en colores rojo y azul, por conceptos de administración. Los patch cords deberán: ü Ser terminados y probados de fábrica. ü Cumplir especificaciones de desempeño para Categoría 6A según requerimientos del estándar ANSI/TIA/EIA–568–B.2–10. ü Poseer conectores de 8 posiciones y 8 contactos, con formato tipo RJ–45. ü Estar construidos de cable de cobre de par trenzado no blindado F/UTP, de 100, multifilar, de 4 pares, calibre # 24 AWG.
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ü Cumplir con las especificaciones de la FCC, parte 68, subparte F, e IEC 60603–7. ü Deben utilizar tecnología de sintonizado central para elevar el desempeño del canal. ü Utilizar arreglo de contactos bi–nivel como compensación del desbalance de los pares para proveer una mejor relación señal / ruido y mejor adaptación de impedancia, para bajas pérdidas de retorno y NEXT. ü Soportar esquemas de conexionado universal T568A o T568B. Poseer conectores modulares que mantengan la construcción de los pares del cable para evitar al máximo su destrenzado. ü Tener marcación de fábrica en la chaqueta del cable indicando desempeño Categoría 6A. ü Tener capacidad de soportar íconos de identificación codificados con símbolo y color conforme a especificaciones ANSI/TIA/EIA–606–A. ü Disponer de sistema de bota de protección del radio de curvatura de reducido tamaño, bajo relieve lateral y clavija con protección contra enredos. ü Estar disponibles en varios colores. ü Ser compatible con Categoría 3, 5e y 6. ü Ser fabricados por una empresa certificada ISO 9001. 3.3.4
CABLE F/UTP 100 Ω, 4 PARES, CAT 6A CMR PARA LA RED DE DATOS.
El cable F/STP (Shielded Twisted Pair) CAT.6A debe cumplir con las siguientes características homologadas I.E.C. / UL (cabe anotar que el cable a utilizar debe poseer pruebas de desempeño en fábrica de 0 a 500 MHz). Deben operar en un sistema de transmisión full dúplex sobre los cuatro pares. Debe cumplir con los requerimientos de la Norma ANSI/TIA/EIA 568 B2.10 y el estándar IEE 802.3, 10Gbase-T. En ningún caso deberá tener tabique de separación (cross-filled), sino un hilo helicoidal que garantice separación física entre los conductores y la chaqueta termoplástica complementando la inyección de aire existente entre los intersticios de los conductores internos. Tabla 8. Características del cabe F/UTP CAT 6A Diámetro del cable de 4 pares Calibre del conductor Material del conductor Código de colores Esfuerzo de rotura máximo
6.1 mm 23 AWG Cobre Sólido EIA/TIA-568 B 400 N (90 lbf)
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Radio de curvatura, a –20°C ± 1°C (máximo) Material aislamiento Aplicación y especificación CMR
25.4 mm. Termoplástico
Tabla 9. Condiciones de transmisión Resistencia DC del conductor (a temperatura de 20°C). Velocidad de Propagación Capacitancia mutua (a 1kHz). Desbalance de Capacitancia (un par a tierra). 3.4
< 9.36 Ω/100 m. 67% 4.4 nF/100 m., 20°C. 330 pF/100 m. 1 KHz.
SEGMENTO DE ADMINISTRACIÓN
El segmento de administración se compondrá de las conexiones e interconexiones que permitirán el enlace con otros subsistemas, ya sean dos subsistemas entre sí o para asignar los circuitos de equipos comunes a un subsistema, facilitando la administración de los circuitos de los equipos comunes enrrutándolos a varios lugares del edificio es decir, al subsistema de Área de Trabajo. Este segmento cumplirá los requerimientos de los estándares EIA/TIA-568B y EIA/TIA-606, en cuanto se refiere a la administración del Hardware y de la documentación. Se tendrán en cuenta las respectivas consideraciones para los centros de cableado (EIA/TIA-568B y EIA/TIA-569A). El Sistema de Red de datos tendrá, como parte del segmento de administración, los gabinetes de comunicaciones tipo rack EIA/TIA para el distribuidor principal, los cuales permitirán interconectar los subsistemas horizontales y de equipos. Los elementos para realizar la interconexión que se requieren en los distribuidores en estos gabinetes, cumplirán las exigencias especificadas en EIA/TIA-568B. Para la conformación del sistema de paneles en el subsistema de administración, se debe proponer una solución que permite flexibilidad, conectividad, estandarización y la fácil administración de acuerdo con las exigencias de los estándares. Para realizar las interconexiones se suministrarán cables de cobre tipo "patch cord" con conectores universales de 8 pines (RJ-45), UTP, 4 pares CAT6A. Los elementos se montarán en los gabinetes cerrados, fijados al piso ó pared. En este rack se dispondrá un espacio para los paneles, organizadores, bandejas de los equipos, PBX y equipos comunes de red para manejo de datos (Routers, servidores de terminales, Switch, ODF). Los gabinetes se destinarán para la terminación de los paneles de parcheo que reciben los cables UTP, Categoría 6A, correspondientes a las salidas de datos, y para la colocación de los equipos activos de red, esto es, Switches, Routers, Conversores, Modems etc. Para la red de transmisión de datos la asignación de puertos se hará entre el panel de administración, CAT 6A secuencia T568A y los equipos activos.
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3.4.1
RED DE TRANSMISIÓN DE VOZ
Para la red de transmisión de voz la asignación de puertos se hará entre el panel de administración, CAT 6A que recoge los cables de las estaciones de trabajo y el panel de administración categoría 6A, provisto de 24 puertos. En resumen para la administración telefónica se deben contemplar paneles de 24 puertos cat. 6A y paneles de 24 puertos cat. 6 (obviamente dentro del concepto monomarca). Las Regletas S66 deben cumplir con los siguientes parámetros: ü Estándares UL y CUL: 1863 ü Deben ser verificados UL y CUL: E131600 3.4.2
ORGANIZADORES DE CABLE
Los organizadores de cable deben ser originales de fábrica bajo el concepto monomarca junto con el canal de comunicación. Deben ser de tipo cerrado (con tapa), de 2 U de rack de altura y 19” de ancho en color negro para dar mayor estética en la administración del cable. 3.5
SEGMENTO DE BACKBONE DE CAMPO EN FIBRA OPTICA.
La función de este cableado, es proporcionar interconexión entre los centros de cableado. El sistema backbone de campo se encuentra configurado con un cable de 12 fibras ópticas de uso interior para aplicaciones de uso de ducto, Multimodo de 50 µm, chaqueta tipo PVC. Se debe instalar un segmento de 120 m de fibra óptica Multimodo de 12 hilos con capacidad de manejar 10G a 500 m, preconectorizada en los dos extremos, La canalización deberá ser en doble tubo galvanizado de 1” entre los gabinetes de comunicación del centro de control y el gabinete de comunicaciones del edificio administrativo. Para la terminación de cada uno de los extremos de la fibra se suministrará un ODF de 24 hilos. 3.5.1
CABLE DE FIBRA ÓPTICA
Con este cable se tienen, entre otras las siguientes ventajas: ü En un futuro se podrán transmitir señales de otra naturaleza u otras aplicaciones (video, sistemas de seguridad, etc.) preservando la privacidad y seguridad de los distintos servicios que se transmitan por el Backbone de Fibra Óptica. ü En caso de falla en alguna fibra, no quedan afectados todos los usuarios de la red, sino solo los que estén directamente conectados a la fibra dañada. Una simple reasignación en el distribuidor de fibra óptica permitirá restablecer el servicio de una forma rápida y sencilla.
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ü Permitirá absorber futuros crecimientos y aumentar la flexibilidad de la red, al ser capaz de soportar tecnología de 10g/s (10 BASE SR) hasta para 500 metros. Estos cables, tipo interior, deberán tener las siguientes características: ü Tipo: Ribbon ü Chaqueta termoplástico: /OFNR, CMP ü Número de fibras: 12 ü Tipo de propagación: Multimodo. ü Perfil del índice de refracción: Escalón ü Diámetro núcleo / cubierta: 50 ± 3. Apertura numérica NA: 0.20 ± 0.02 ü No circularidad del núcleo: 6 % máximo ü No circularidad del revestimiento: 2 % máximo ü Error de concentricidad Núcleo / Recubrimiento: 6 % máximo ü Protección contra el fuego según las normas: ü Retardante a la flama: IEC 60332-1 ü Retardante a el fuego: IEC 60332.3C ü Baja emisión de humo: IEC 1034 1/2 ü Libre de halógenos: IEC 754-1/2 ü Estándares de funcionamiento del cable Ø UL 1581 Ø UL 444 ü Estándares de referencia: Ø IEC 60793 Ø IEC 60794 Ø EN 187000 Ø ITU-T: G655 Ø ITU-T: G651
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Ø ANSI/TIA/EIA 785-2001 Ø ANSI/TIA/EIA 598 B-2001 Ø TIA/EIA TSB 125-2001 Ø TIA/EIA TSB 130-2003 Ø ISO/IEC 11801 Ø ISO/IEC TR 14763-3 3.5.2
PARÁMETROS PARA LA TRANSMISIÓN
Cada fibra del cable está dentro del siguiente rango: Tabla 10. Rango de la fibra de cable LONGITUD DE ONDA
ATENUACIÓN MÁXIMA
ANCHO DE BANDA OFL (Overfilled)
ANCHO DE BANDA (DMD)
850 nm
≤ 2.8 dB/km
500 MHz * km
500 MHz * km
1300 nm
≤ 0.8 dB/km
700 MHz * km
950 MHz * km
3.5.3
PATCH CORD DE FIBRA ÓPTICA:
Los cordones suministrados deben cumplir las siguientes especificaciones mínimas y deben tener una longitud de 7 pies y deben ser con terminaciones SC – LC dúplex. Las pérdidas en la inserción de par acoplado deben ser menor a 0.60 dB. La fibra debe ser multimodo, de índice graduado con especificaciones de 50 / 125μm. Deben resistir un doblez de radio de 10 veces el diámetro exterior bajo una condición sin carga. Los conectores deben cumplir con los estándares de cableado de categoría 6 como lo estipula la norma TIA/EIA-568-B.3 Deben estar diseñados para cumplir los requerimientos de IEEE 802.3; 10 Gigabit Ethernet. Deben estar garantizados por un tiempo de 20 años mínimo por el fabricante. 3.5.4
BANDEJAS DE FIBRA ÓPTICA ODF
Las Bandejas de fibra para fibras de 50 /125 µm deben poseer capacidad para 24 puertos para terminaciones LC Además de proporcionar la capacidad de instalar terminaciones tipo ST, LC, FC y MT-RJ en la misma bandeja.
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Patch cord de fibra, estos deben ser originales de fábrica con conector multimodo de 50 /125 µm de tipo crimping SC - LC. No se aceptará tecnología epóxica. 3.5.5
RACKS PARA MANEJO DE CABLE
Deben ser rack diseñados por el mismo fabricante del hardware de comunicaciones (cableado estructurado y fibra óptica) para soportar organizadores verticales que aseguren la protección del radio de curvatura máximo de cable, por medio de pestañas plásticas individuales limitadoras de radio de curvatura y cilindros (conos) plásticos para proveer el radio de curvatura a los paquetes de cable dentro de los organizadores verticales. Debe venir equipado con un sistema que libere la tensión del cable en la llegada al rack, accesorios de control de radio de curvatura y sistema de canales verticales (organizadores verticales) para la llegada del cable al rack por la parte inferior o superior. ü Construcción: Aluminio o lámina coll rolled No. 22 ü Color: Negro preferiblemente ü Capacidad de llenado: 44 unidades de rack por delante y 44 unidades de rack por detrás. ü Capacidad en carga: 500 libras con la parte inferior del rack atornillable al piso 800 libras con la parte inferior y superior del rack atornillada al piso. ü Ancho: 60.3 cm ü Profundidad: 41.9 cm ü Alto: 2.184 m ü Estándar de cumplimiento: UL y CUL 1863 El rack debe venir equipado con una multitoma horizontal con supresor de transitorios de 33 kA, de 6 salidas, o multitoma vertical con supresor de transitorios, kit de ventilación e iluminación. Debe tener: ü Tres modos de protección: L – N, L – T, N – G ü Clamping o remanente: 280 V máximo ü Filtro EMI/RFI de 60 dB ü Receptáculos eléctricos de 15 A, 120 V, NEMA 5 – 15R ü Debe ser certificada UL y cUL Debe además contar con barrajes de puesta a tierra que cumplan con la norma ANSI/TIA/EIA JST – 607 A.
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ü Barrajes en cobre electrolítico ETP de alta conductividad, pureza mínimo del 99.9% de cobre, con alta resistencia a la corrosión y al ataque de numerosos agentes químicos. Temple medio duro con un rango 77-89. ü Densidad 8.89 Kg/dm cúbico. ü Punto de fusión 1083 °C. ü Conductividad eléctrica a 20º C 58m/Ohm-mm². ü Resistividad eléctrica a 20º C 0.017241 Ohm-mm²/m. ü Todos los barrajes serán identificados con código de colores de acuerdo con la norma NTC 2050. ü Debe ser listado UL 3.6
ANÁLISIS Y PRUEBAS DE LA RED DE TELECOMUNICACIONES
Cada toma se debe someter a pruebas DC y 100/1000 Base T utilizando un Analizador de Redes, que permita realizar pruebas y verificar los parámetros de transmisión exigidos por la Norma ANSI EIA/TIA 568B e ISO 11 801. EL CERTIFICADOR deberá entregar, una copia de cada una de las certificaciones de cada salida, en las cuales se muestra el resultado detallado y la verificación de cumplimiento de acuerdo a la norma de las siguientes pruebas: ü Continuidad. ü Cableado (Wire Map) ü Pares abiertos o en corto ü Cruce de pares (Split Pairs) ü Atenuación ü Interferencia Próxima (Crosstalk ó Next) ü Relación Señal a Ruido (SNR) ü Ruido Ambiental ü Retardo de Propagación (Propagation Delay) ü Longitud de cada par MC - Usuario verificando que ésta se encuentre por debajo del límite de los 90 metros con parámetros hasta 155 MHz ü ELFEXT (equal level far end cross talk)
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ü PSELFEXT (power sum elfext) ü PSANEXT (power sum alien next) ü PSAELFEXT (power sum alien elfext) 3.6.1
ATENUACIÓN
La intensidad de la señal que se recibe en una estación de trabajo, está determinada por la intensidad de transmisión de la señal y la atenuación del cable entre la estación de transmisión y la de recepción. Esta atenuación, que mide la pérdida de potencia de la señal, se especifica en decibelios con respecto a la señal de transmisión. Los equipos en general miden gráficamente la razón entre la señal de potencia que recibe y la señal de potencia que transmite en decibelios, sobre el par especificado. Entre más grande sea la relación, más grande es la atenuación y más pequeña la potencia de la señal que se recibe con respecto a la potencia de la señal de entrada. El equipo realiza la atenuación compuesta por puntos de rango de frecuencias y a pasos de la misma. 3.6.2
NEXT O NEAR END O CROSS TALK
La fuente más grande de ruido en los medios de transmisión que implementan pares trenzados es el Next, el cual consiste en el acoplamiento de la señal del par transmisor al par receptor. La señal de transmisión es fuerte cuando llega al módulo de recepción, por lo cual el cross talk ocurre y decrece la intensidad de la señal de transmisión a medida que viaja sobre el otro cable; de allí el término near end cross talk. Las pérdidas por next son obtenidas comúnmente a partir de la medida del barrido de frecuencia. Una señal balanceada es aplicada a la entrada de un par defectuoso, mientras la señal de comunicación es medida en el puerto de salida con un par defectuoso al final del cable. Las pérdidas por next disminuyen cuando la frecuencia aumenta. 3.6.3
CONECTIVIDAD
Este análisis es inherente a las malas conexiones, cortos o la presencia de circuitos abiertos e identifica la longitud a la cual se encuentra la anomalía. 3.6.4
PÉRDIDAS ESTRUCTURALES DE RETORNO
Estas pérdidas son medidas entre la impedancia característica del cable y el conector; y son tomadas del barrido de frecuencia contra el nivel de tensión en longitudes cortas de cable. Los valores de pérdidas de retorno son seleccionados para limitar el voltaje pico reflejado al 7% o menos hasta 20 MHz y 20% o menos desde 20 MHz hasta 100 MHz 3.6.5
RELACIÓN SEÑAL RUIDO (SNR)
La calidad de un canal de comunicación se caracteriza por la relación señal ruido, que es la medida de la intensidad a la que se desea la señal de información con respecto a la señal de interferencia, que puede ser electromagnética (EMI), por proximidad de medios de potencia a 60 Hz. Un bajo resultado del SNR en bits, indica que la señal de datos que recibe la estación es ruido.
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3.6.6
LONGITUD
La longitud es un factor determinante dentro del proceso de certificación de una red, ya sea para el cableado horizontal o para las instalaciones de entrada de redes externas, ya que mediante tal análisis el operador del sistema puede verificar que se cumplan los parámetros de longitud normalizados internacionalmente (90 m para el cableado horizontal dentro de un sistema de red de datos). 3.6.7
TIEMPO DE PROPAGACIÓN
Esta medición es complementaria para el análisis de longitud, ya que con esta determinación se especifica el tiempo de retardo de la señal en cada uno de los canales de comunicación de acuerdo a la longitud de cada uno de los conductores y el umbral de diferencia entre cada uno de ellos. 3.6.8
SECUENCIA Y POLARIZACIÓN
Dentro de este tópico se analiza la secuencia, la cual constituye el orden en el cual los pares de entrada son terminados en las espigas de la interfaz modular (para este caso EIA T568A). También se identifica la polarización, la cual tiene relación directa con el factor de forma físico de la interfase de un receptáculo o jack (para este caso, WE8W conocida como RJ45). Con este análisis se identifica la posibilidad de conductores invertidos o cruzados de acuerdo con la configuración predeterminada. 3.6.9
ADAPTABILIDAD A OTRAS TECNOLOGÍAS
Cuando se realiza el estudio de una red, el análisis debe identificar la posibilidad de implementación de otro tipo de tecnologías y arquitecturas de red. Para tal efecto, el operario que se encargará de hacer el análisis de la red verificará el cumplimiento de los parámetros técnicos para cada una de las tecnologías que pueden llegar a interfuncionar con la que se proyecta instalar. La solución de conectividad de la red LAN debe ser completamente interconectada e integrada es decir manejar toda la solución de voz, datos, video, telefonía IP, videoconferencia y soporte de energía sobre cable F/UTP. Cada área debe cumplir y/o superar las normas para la Categoría 6A ANSI TIA/EIA 568B-1, 568B-2, 568B.2-10 y 568B-3. (Commercial Building Telecomunications Cabling Standard) y sus correspondientes en la versión más actualizada para la fecha de presentación de la oferta. A continuación se da una tabla con las mediciones mínimas de desempeño del canal exigidas para el cableado estructurado del centro de control de la ESSA ESP, las cuales se deben cumplir para el peor caso al momento de la prueba con una frecuencia mínima de 500Mhz. (Información verificada en la prueba de ETL). Tabla 11. Condiciones Mínimas de Desempeño del Canal para el Cableado Estructurado
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Atenuación PSNEXT PSELFEXT RL NEXT Freq (peor caso) (peor caso) (peor caso) (peor (peor caso) (Mhz) (dB/100m) (dB) (dB) caso) (dB) (dB) 500 ≤ 49 ≥ 34 ≥ 16 ≥ 15 ≥ 38
4
ELFEXT (peor caso) (dB) ≥ 23
SISTEMA ELECTRICO
El sistema eléctrico del Centro de Control estará centralizado en un tablero o armario eléctrico de baja tensión que cumpla con los siguientes requisitos, adoptados de las normas NTC 3475, NTC 3278, NTC-IEC 60439-3, NTC 2050, así como el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) y su cumplimiento será comprobado mediante Certificado de Conformidad. Tanto el cofre como la tapa de un tablero general de acometidas auto soportado (tipo armario), deben ser construidos en lámina de acero, cuyo espesor y acabado debe resistir los esfuerzos mecánicos, eléctricos y térmicos, así como los efectos de la humedad y la corrosión, verificados mediante pruebas bajo condiciones de rayado en ambiente salino, durante al menos 400 horas, sin que la progresión de la corrosión en la raya sea mayor a 2 mm. El tablero deberá tener instrumentos de medida de corriente para cada una de las fases, de tensión entre fases o entre fase y neutro (con o sin selector), así como lámparas de indicación de funcionamiento del sistema (normal o emergencia). El tablero de distribución es exclusivo para el uso y control de la energía de los equipos de comunicación, control, despliegue de videos e iluminación general y de emergencia de la sala. El sistema eléctrico se dividirá en cuatro subsistemas así: ü ü ü ü 4.1
Subsistema de Comunicaciones. Subsistema de Iluminación general y de emergencia Subsistema de Servicios generales. Subsistema de Aires Acondicionados. SUBSISTEMA DE COMUNICACIONES.
En este sistema se instalaran los circuitos de tomas eléctricas Reguladas de todo el centro de control en circuitos separados para cada uno de los puestos de operación y otros circuitos de 4 tomas eléctricas máximo por circuito en conductor 3x12THWN usando conectores de auto desforre en los empalmes de los tomas y conductores de color blanco para el neutro, verde para la tierra y rojo para la fase para los servicios de energía regulados en los puestos de trabajo de la impresora, cuarto de comunicaciones y cuarto eléctrico. El sistema de comunicaciones debe contar con un Totalizador que controle y proteja los circuitos eléctricos del centro de control. La aplicación del sistema requiere del concepto de Calidad de Energía y para esto se deberá instalar una UPS de capacidad de 40 KVA tipo On Line, de última tecnología con software para mantenimiento y control. También se debe instalar un sistema de protección de picos para evitar las sobretensiones que puedan llegar del exterior por las fases R, S y T.
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4.2
SUBSISTEMA DE VIDEO WALL
En este sistema se instalaran los circuitos de tomas eléctricas Reguladas de todo el sistema de video wall. Cada uno de los cubos debe contar con una toma electrica doble regulada y cada circuito maximo de 4 tomas eléctricas por circuito en conductor 3x12THWN usando conectores de auto desforre en los empalmes de los tomas y conductores de color blanco para el neutro, verde para la tierra y rojo para la fase. 4.3
SUBSISTEMA DE ILUMINACIÓN GENERAL.
En este sistema se instalaran todos los circuitos de iluminación del centro de control en igual cantidad de grupos por áreas y carga, es decir, una o dos protecciones para la sala de monitoreo, otra para el cuarto de comunicaciones, otra para cuarto eléctrico, otra oficinas, otra sala critica y finalmente recepción al centro de control. El color del conductor de las fases de iluminación debe ser diferente a rojo y negro ya que estos colores se han designado para las fases de tomas eléctricas reguladas y no reguladas respectivamente. 4.4
SUBSISTEMA DE ILUMINACIÓN DE EMERGENCIA.
El sistema de iluminación de emergencia como tal no existirá ya que se tiene la iluminación del centro de control con respaldo del sistema de la planta de emergencia, sin embargo se propone instalar lámparas de iluminación con señalización que funcionan con baterías recargables locales en cada sala del centro de control con un tiempo de autonomía de hasta de tres horas. 4.5
SUBSISTEMA DE SERVICIOS GENERALES.
En este sistema se instalaran los circuitos de tomas eléctricas No reguladas de todo el centro de control en circuitos de 4 tomas eléctricas máximo por circuito en conductor THWN 12 usando conectores de auto desforre en los empalmes de los tomas y conductores de color blanco para el neutro, verde para la tierra y negro para la fase. También se podrán instalara tomas de 220 VAC para aplicaciones de Aires acondicionados o similar. 4.6
SUBSISTEMA DE AIRES ACONDICIONADOS
En este sistema se instalaran los circuitos eléctricos para suministro de alimentadores de 220 VAC destinada a las unidades de aires acondicionados las cuales serán ubicadas en la parte externa del edificio. La ubicación de las manejadoras del aire en cada cuarto o sala se muestra en el plano. 4.7
ALIMENTADORES ELÉCTRICOS
Se deberá instalar un alimentador eléctrico tomado desde el tablero principal del edificio hasta el tablero del cuarto eléctrico, las cuales denominaremos alimentador principal. 4.7.1
ALIMENTADOR PRINCIPAL
Este alimentador es trifásico tetra-filar numero 2/0 que provienen del tablero eléctrico principal con Totalizador trifásico de 150A hasta el tablero del cuarto eléctrico del centro de
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control, conectándose en otro totalizador de 150A. Este alimentador suministrara la energía normal y a la vez la energía de respaldo de la planta eléctrica. 4.7.2
TRAYECTO DEL ALIMENTADOR
El recorrido del alimentador es canalizado de 3 tubos de PVC de 3” desde el tablero principal hasta el armario principal ubicado en el cuarto eléctrico. 4.8
DIAGRAMA DE BLOQUES DE LA DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Ver la figura 3. Figura 3. Diagrama de bloques de la distribución de energía eléctrica
SUBESTACION ELECTRICA EDIFICIO ADMINISTRATIVO
PLANTA ELECTRICA DE EMERGENCIA
ARMARIO ELECTRICO PRINCIPAL
ARMARIO ELECTRICO
SERVIDORES
4.9
CENTRO DE CONTROL
CARGA DEL CENTRO DE CONTROL
CARACTERÍSTICAS DEL ARMARIO DEL CENTRO DE CONTROL
El centro de control concentrará el control y la distribución de la energía eléctrica en un armario de piso auto soportado metálico las siguientes características: ü Barrajes en cobre R, S, T, NEUTRO Y GND ü Totalizador Principal de 150A ü Totalizador 1 de 100A para circuitos regulados ü Totalizador 2 de 100A para el conmutador cuando opere en respaldo de la UPS por mantenimiento. ü Totalizador 3 de 75A para circuitos no regulados y servicios de iluminación y aires acondicionados para circuitos regulados.
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ü Totalizador 4 de 30A para circuitos de UPS de respaldo ü Conmutador bypass para mantenimiento de la UPS. ü Sistema digital de monitoreo de voltajes y corrientes ü Supresor de transitorios de tipo modular. ü Protecciones de circuitos regulados ü Protecciones de circuitos no regulados ü Protecciones de circuitos de Iluminación. ü Protecciones de circuitos de aires acondicionados. 4.10 DATOS TÉCNICOS DEL TABLERO DE DISTRIBUCIÓN. ü Laterales desmontables o removibles ü Grado de protección IP55. Nema 1. ü Construido en lámina cold rolled No 22 ü Pintura electroestática color blanco. ü Acceso de cables inferior. ü Chapa de 3 puntos ü Bisagras externas 4.11 CARACTERÍSTICAS DE UPS DE 40KVA Unidad de suministro de energía UPS. El centro de control deberá contar con una UPS de tipo on line de 40 KVA que permanentemente suministrara la energía de los computadores en la sala de control, gabinetes de comunicación y gabinete de servidores. Esta UPS estará conectada al sistema de red a través de una tarjeta Ethernet la cual permitirá el control y supervisión para el mantenimiento de la misma. La UPS deberá contar también con un slot que permita su crecimiento conectando otro banco de baterías para aumentar el tiempo de autonomía en un futuro, La acometida de esta UPS deberá ser trifásica, con conductores AWG 1/0 mas neutro y tierra con una protección de 150 A. Tabla 12. Sistema de Suministro de Energía
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SISTEMA DE SUMINISTRO DE ENERGIA Tipo de UPS
Online, doble conversion
Voltaje de entrada
127/220V AC, 3-fases, 4-conductores, 1- tierra
Frecuencia
60 Hz
Salida Capacidad de salida en (VA):
40,000 (40kVA)
Capacidad de salida (w):
32.000
Voltaje nominal de salida:
120/208V AC, 3-fases, 4-conductores, 1- tierra
Salida de frecuencia regulada:
Mantiene onda senoidal pura, regulada en el 2% del voltaje de salida nominal, (inversor IGBT) 60 Hz, +/- 3 Hz
Salida
Cableada
Voltaje nominal regulado:
Entrada Corriente máxima de entrada:
120 A
Tipo de conexión:
Cableada
Servicio eléctrico recomendado
127/220V AC (3-fases, 4 conductores)
5
CALCULO DE LA ILUMINACION EN LA SALA DE CONTROL
El criterio de selección que se tiene en cuenta para la selección de la luminaria a utilizar es que sea de fácil mantenimiento, reparación y comercial con el fin de poder garantizar siempre una buena iluminación de manera permanente. Con esta idea el PROPONENTE deberá instalar como mínimo una luminaria convencional de tipo fluorescente T8 2x32W blanco frío, balastro electrónico de 110 VAC 2x32 con chasis metálico y pantalla de policarbonato. 6
ESPECIFICACIONES SISTEMA DE CONTROL DE ACCESOS Y SEGURIDAD POR CCTV PARA EL AREA DE MONITOREO DEL SISTEMA SCADA
6.1
ALCANCE DE LOS TRABAJOS.
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Salvo se indique lo contrario el sistema de seguridad integrado estará compuesto por un panel de campo con facilidad de conexión LAN/WAN y expansión a futuro por este medio, dispositivos de verificación de identidad como tarjetas lectoras, lectores de proximidad, lectores biométricos, electroimanes para control de apertura o cierre de las diferentes puertas, videograbadora con capacidad de integración al sistema, cámaras de video y un software de gestión y configuración del sistema bajo plataforma Internet Explorer 7 de Windows. Además de lo anterior el proveedor suministrara el cableado y los accesorios de conexionado adecuados para configurar un sistema completo y funcional. El CONTRATISTA deberá revisar la información del proyecto, como planos arquitectónicos, electricos y del sistema de incendio, de manera que se familiarice con la operación de las áreas. El CONTRATISTA será el responsable de seleccionar los electro-imanes y demás elementos del sistema de control de accesos, así como definir su adecuada instalación de acuerdo con el diseño arquitectónico, el tipo de puertas y de igual forma deberá definir la ubicación de los mismos para garantizar su funcionabilidad y accesibilidad para el uso. El CONTRATISTA del sistema de control deberá suministrar la supervisión en campo necesaria para la instalación de la totalidad de equipos del sistema. Todos los dispositivos, cableados e instalaciones asociados con la operación del sistema de Integrado de seguridad y control para el cuarto, deberán ser suministrados por el CONTRATISTA. Cuando el sistema este completamente instalado y sea completamente operativo, el CONTRATISTA y los representantes de la ESSA ESP, revisaran y aprobaran el sistema. A su vez el CONTRATISTA deberá demostrar la operación del sistema a través de protocolos de entrega y deberá entregar los planos y esquemas así como información técnica que soporte toda la instalación y configuración realizada. El CONTRATISTA deberá suministrar e instalar un sistema integrado de seguridad para el área de monitoreo SCADA, incluyendo el hardware y los aplicativos de software para realizar las secuencias de control y monitoreo de por lo menos los siguientes sistemas. ü Control de accesos ü Sistema Integrado de Video ü Monitoreo del estado del sistema de incendios ü Control de puertas en eventos de evacuación ü Monitoreo del sistema de Cámaras ü Suministrar los servicios y mano de obra necesaria para realizar las pruebas del sistema en coordinación con los representantes de la ESSA ESP Todo el trabajo realizado bajo esta sección de las especificaciones deberá cumplir con los códigos nacionales de calidad aplicables. 6.2
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA.
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El sistema integrado de seguridad propuesto para el área de monitoreo del sistema SCADA de la ESSA ESP en Bucaramanga, cubre el suministro del sistema de control de accesos integrado con el sistema de video grabación y con facilidad de monitoreo del estado del sistema de incendios del área, el cual permitirá interacción en caso de alarma de incendio para facilitar la evacuación de las áreas. El sistema controlará la operation de un total de 4 puertas en el piso donde se encuentra ubicada la sala de monitoreo del sistema SCADA. El control de las puertas de ingreso al piso se realizará a través de lectoras de proximidad y tarjetas de identificación para usuarios las cuales estarán ubicadas tanto para entrar como para abandonar el piso, en el caso de las puertas de ingreso a la sala de monitoreo y la sala critica el ingreso se hará a través de una lectora combinada de proximidad y PIN, para la salida de estas áreas se utilizaran solo lectoras. No se deberá permitir la salida de personal que no haya registrado su entrada. Se deberá instalar un botón autoenganchable, de color rojo, con el fin de deshabilitar el sistema en caso de emergencia. Esta configuración permitirá un conteo exacto del personal y un seguimiento real del ingreso y salida a cada área. Cada puerta estará equipada con un electroimán de capacidad mínima 400 Lbs, el cual deberá estar equipado con todos sus accesorios para operación, el imán instalado deberá ser del tipo FAIL SAFE. El sistema también deberá contemplar la utilización de contactos magnéticos para reporte del estado de cada puerta. El sistema de cámaras estará compuesto por 8 cámaras que se ubicaran así: ü 2 En la sala de monitoreo ü 2 En hall de recibo enfocando hacia: Ø Accesos a las áreas de monitoreo, sala critica y área de servicios. Ø Acceso al piso y puesto de recibo. ü 1 En el piso inferior cubriendo el acceso de la puerta que da hacia las escaleras. ü 1 En el cuarto eléctrico y UPS ü 1 En sala de servidores y comunicaciones ü 1 En cafetería. El panel de control deberá tener la opción para conectar entradas supervisadas adicionales, en este caso se utilizara una de ellas para que el sistema de detección y extinción de incendios instalado reporte alarma de descarga, la cual permitirá liberar las puertas por un periodo antes de bloquear las áreas criticas para la descarga exitosa del agente extintor.
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Las entradas salidas auxiliares también permitirán el encendido y apagado de equipos de acuerdo con los ingresos de personal y el control de circuitos de iluminación. 6.3
CÓDIGOS Y NORMAS APLICABLES.
En los casos no estipulados expresamente en estas especificaciones, se aplicarán como normativas las prescripciones de los códigos y recomendaciones de las siguientes entidades: ü Instituto Colombiano de Normas Técnicas (ICONTEC) ü Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) ü Electronics Industries Association (EIA) ü International Telecommunication Union (ITU) ü International Electrotechnical Commission (IEC) ü American National Standars Institute (ANSI) ü Institute of Electrical and Electronics Engineers, USA (IEEE) ü National Electrical Manufacturers Association, USA (NEMA) ü Insulated Cable Engineers Association, USA (ICEA) ü National Fire Protection Association, USA (NFPA) ü Underwriters Laboratories, USA (UL) ü Deutsches Institu fur Nurmung ev. (DIN) ü National Electrical Code USA (NEC) Todos los trabajos relativos a las instalaciones eléctricas y dispositivos de seguridad se sujetarán a los requisitos mínimos y recomendaciones en las normas 70, 72 y 72E por la NATIONAL FIRE PROTECTION ASOCIATION (NFPA) de los Estados Unidos de Norteamérica. Por lo anterior, todo trabajo, material, accesorio o equipo que deba ser ejecutado y/o suministrado por el CONTRATISTA de la obra, a efecto de entregar la instalación completa en todos sus aspectos, deberán ser incluidos en planos y especificaciones, cumpliendo con los reglamentos antes señalados. Para los casos en que estos reglamentos y/o normas no cubran con el detalle necesario cualquier aspecto no incluido en los planos y especificaciones del proyecto, se aplicaran las normas del NATIONAL ELECTRICAL CODE (NEC) de los Estados Unidos de Norteamérica y la Norma Técnica Colombiana. 6.4
PLANOS.
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El CONTRATISTA deberá suministrar un paquete con planos e ingeniería de detalle para su aprobación a la ESSA ESP antes de empezar los trabajos de instalación. Para el sistema deberá hacerse explicita la siguiente información para aprobación: ü Tableros de control. ü Semigráfico o esquema. ü Distribución de equipos en cuarto de control y tableros. ü Ruta de cables y localización de instrumentos. ü Cajas de interconexión. ü Lazos de control. ü Típicos de montaje de instrumentos. Los diagramas de control, así como las tablas de conexiones de los controladores hacia los dispositivos de campo, serán generados utilizando herramientas asistidas por computadora, y entregados en formato Autocad 2000. Toda la información relacionada al proyecto debe ser entregada al final del mismo en forma de un paquete de ingeniería As built. Adiciones al proyecto ó cambios generados durante la ejecución del proyecto, deberán ser reflejados en los dibujos y diagramas de control finales. El CONTRATISTA elaborara todos los planos de taller necesarios o requeridos como complemento de los planos de proyecto, para mostrar con todo el detalle conveniente la posición de los elementos a la obra civil, de equipos, de mobiliario o de instalaciones de otros CONTRATISTAS, a efecto de que todos queden debidamente coordinados y sin interferencia indeseables. La entrega de estos planos actualizados a la firma ESSA ESP o a su representante será requisito indispensable para la recepción final de las instalaciones. Acompañando este paquete de ingeniería, también deberá incluirse 2 (dos) juegos al menos de los manuales de operación y de mantenimiento, así como catálogos y manuales de instalación y configuración emitidos por el fabricante. 6.5
ARRANQUE Y PRUEBAS DEL SISTEMA
Para cada punto del sistema se deberá probar su funcionalidad a nivel de hardware y software. Adicionalmente, cada sistema electrico y mecánico bajo el control del sistema de seguridad deberá ser probado bajo la adecuada secuencia de operacion. La entrega a satisfaccion del sistema constituye el inicio del periodo de garantía. El CONTRATISTA deberá ubicar, configurar y probar las cámaras y completar la configuración del software de control y las secuencias de grabacion del sistema, así como realizar las pruebas de alarma en caso de incendio para la apertura de puertas. 6.6
CAPACITACIÓN.
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El CONTRATISTA al finalizar la obra deberá garantizar un mínimo de (40) horas de capacitación en sitio para (3) operadores del sistema. La capacitación será en las instalaciones del proyecto. Durante la capacitación señalizará el manual de instrucciones que se presentará para este proyecto. El CONTRATISTA presentara y desarrollara un programa de capacitación de operación que permita conocer los procedimientos de uso, utilización y cuidados básicos del equipo para los temas pertenecientes al sistema de seguridad y control, dirigido al personal que operará los sistemas, este programa debe ser entregado con ocho días de antelación a la fecha programada para el recibo de los sistemas de manera que se pueda programar estas jornadas con todo el personal involucrado en las diferentes áreas del proyecto, además debe incluir como mínimo los siguientes tópicos: ü Principios de funcionamiento. ü Principios de operación ü Rutinas de mantenimiento a cargo del operador ü Procedimientos de calibración y prueba. ü Duración: mínimo cuarenta (40) horas cada curso. La capacitación será dictada a los funcionarios que la ESSA ESP designe. 6.7
MANUALES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Los manuales de operación y mantenimiento deberán contener la información necesaria y los procedimientos para instalación, reemplazo y mantenimiento de todos los elementos y software del sistema. Esta documentación deberá incluir números de partes y versiones de software. Se deberá incluir un listado de partes sugerido para mantenimiento. 6.8
GARANTÍAS
El CONTRATISTA del sistema de control deberá garantizar la operación y el mantenimiento del sistema instalado por un periodo no inferior a 1 año posterior al recibo final del mismo. Los equipos instalados deberán tener una garantía mínima de 2 años posteriores al recibo final de los mismos, certificada por el fabricante o su representante en Colombia. El CONTRATISTA deberá presentar en un documento los procedimientos para la solicitud de garantía ante el CONTRATISTA o en su defecto al fabricante y/o representante en Colombia. 6.9 6.9.1
ESPECIFICACIONES PARTICULARES SISTEMA DE CONTROL DE ACCESO
Para el sistema de seguridad y control de accesos del piso de Monitoreo del sistema Scada de la ESSA ESP en Bucaramanga diseño una plataforma que permita tanto control local así
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como una administración remota del mismo a través de estaciones de trabajo anexas, el software que opere esta plataforma deberá estar incluido a manera de Kit con la controladora del sistema para garantizar de esta forma la compatibilidad e integrabilidad total de las funciones de control de accesos con los demás subsistemas. En general se estima el uso de una (1) controladoras especializadas para control de accesos, las cuales se encuentra interconectada vía TCP/IP a un servidor del sistema, el cual estará instalado en el área más segura del piso o en la central de seguridad del edificio. Existe la posibilidad de instalar estaciones de trabajo para registro de personal y administración del sistema, con los debidos niveles de acceso determinados por el administrador del sistema. Por la configuración del edificio, se deberá considerar el uso de 1 controladora de accesos, de acuerdo con la distribución presentada, en el cuarto de comunicaciones y además de las funciones de control de acceso monitoreará la alarma de incendios procedente del panel certificado instalado en el área para detección y extinción. Todo equipo de control de acceso incluyendo hardware y software deberá ser de un solo fabricante, por ejemplo: paneles de control y módulos de entradas/ salidas. (El servidor central deberá ser adquirido a través del proveedor directo o al menos cumplir con los requerimientos que se describen abajo). Se deberá hacer la comparación línea por línea del producto en comparación con el que esta especificación está designando, así como el cumplimiento de las normas a las que ha sido sometido. (UL o similares). 6.9.1.1
CONTROLADORAS DE 4 LECTORAS EXPANDIBLE
El PROPONENTE del sistema de seguridad suministrará e instalará una controladora de lectoras de tarjetas RF. Las diferentes lectoras se conectarán a la unidad controladora remota, la cual a su vez se comunicará con el con el servidor del sistema y la videograbadora del sistema de CCTV mediante un enlace TCP/IP. Los diferentes componentes y expansiones se enlazarán con la unidad controladora remota mediante comunicación de datos tipo serial. Esta unidad deberá tener suficiente autonomía para operar sin conexión con el sistema central, permitiendo los accesos programados y guardando un record completo de las actividades. La unidad deberá aceptar como mínimo 8 lectoras, bien puede ser en hardware integrado o por expansión a través de un módulo del mismo fabricante. No serán admitidos módulos de control de lectoras independientes. Estas unidades deben realizar el control de las lectoras de tarjeta permitiendo la activación de los retenedores magnéticos y la apertura de puertas. Las unidades controladoras también deben tener salidas digitales que actúen como señales de alarma para la interacción con el sistema de CCTV que actúan como sistemas de respaldo al sistema de control de accesos. Las controladoras de accesos deberán incluir las siguientes características minimas:
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Los controladores serán completamente independientes con la capacidad de administrar las transacciones del control de acceso, sin la intervención de servidor principal. Las controladoras deberán tener reloj interno. Los controladores serán de tecnología modular y aceptarán hasta: Lectoras en adición a 16 puntos de entrada y 16 puntos de salida. Cada controlador tendrá la capacidad de soportar hasta 12 códigos por edificio (facility code) por lectora asignada, 40 días festivos y 8 grupos de acceso con Zonas horarias. Requisitos de memoria. 16 MB en RAM para aplicaciones. Número mínimo de transacciones históricas: 250.000. Y el controlador tendrá capacidad para almacenar registro de al menos 500 usuarios. Los controladores no requerirán cambios al firmware y deberán utilizar memoria tipo flash para proveer almacenamiento no volátil de datos y de códigos operacionales. El controlador deberá soportar la conexión directa de una impresora para imprimir reportes de transacciones. La impresora será conectada a un puerto RJ45. Cada controlador será provisto con hardware para soportar la comunicación entre los controladores y las lectoras de hasta 4000 pies de distancia. La comunicación entre los controladores, las estaciones de trabajo y el servidor principal serán a través de la red ethernet TCIP a 10/100 Mbps. El servidor podrá contar con dos tarjetas de red para que en caso de que la tarjeta principal se dañe siempre exista la alternativa de utilizar una secundaria. Un grupo de relés deberá de estar preconstruido dentro de cada controlador para utilizarlos como medios de alarma. Si así es programado, entonces el relevador será activado cuando el estado de alarma sea generado por algún evento. Un switch auxiliar en la tapa del tablero que contiene al controlador deberá ser proporcionado. Este contacto auxiliar será utilizado para asignarle una condición de alarma por lo que, en caso de que alguien abra el panel, el controlador genere una alarma que será enviada a diferentes destinos (impresora o estación de trabajo). Los controladores serán provistos con baterías de respaldo para que guarden la base de datos por hasta 30 días en caso de que haya una falla de suministro eléctrico. La base de datos del controlador, la hora, la fecha, el histórico de transacciones y todos los parámetros que habían sido programados por el operador serán respaldados por las baterías. Los controladores serán provistos con fuentes de poder ininterrumpida que respaldarán la operación del controlador en caso de falla del suministro eléctrico por hasta 3 horas. Mientras que el controlador se encuentre utilizando la fuente de poder ininterrumpida, los procesos de transacciones y grabado de transacciones históricas serán en forma normal. Cada controlador tendrá un indicador diodo LED para indicar las comunicaciones con el sistema central y estado de alimentación de red o de baterias.
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Monitoreo de alarmas y puntos de salida de las tarjetas del controlador. 6.9.1.2
MÓDULOS DE SALIDAS DIGITALES DE TIPO RELÉ
Para el manejo de salidas asociadas al sistema de accesos, como el control de circuitos de iluminación y equipos de aire acondicionado el panel de control deberá contar con tarjetas de salidas a relé con capacidad hasta 16 puntos cada una. Cada salida de relé debe permitir manejar una tensión de operación de 6 A @ 125 VDC o 240VAC. 6.9.1.3
RETENEDOR MAGNETICO DE 400 LBS
Los Retenedores Magnéticos deberán tener capacidad de retención mínima de 400 libras y alimentación con voltaje DC. Estos elementos estarán ubicados en las puertas internas del area, en las areas comunes y donde se indique en los planos Seran iguales o similares a los fabricados por Magneticlok tipo fail Safe y deberan ser suministrados con su dispositivo antiremanente y con la fuente necesaria para soportar su operación de forma autonoma en ausencia de energia por minimo 30 min. Los retenedores seran rectangulares y su instalacion deberá ser acorde con el tipo de puerta. Las especificaciones físicas finales de los retenedores deberán coordinarse con los responsables del suministro de las puertas. 6.9.1.4
LECTORAS DE PROXIMIDAD
Las lectoras de tarjetas estarán ubicadas en el acceso a áreas que por su uso deben tener acceso restringido, estas lectoras se instalarán en el costado de las puertas y serán de tipo de lectura por proximidad de la tarjeta, las cuales serán suministradas por el PROPONENTE. Las lectoras estarán en capacidad de identificar y leer correctamente una tarjeta de proximidad a una distancia de hasta 10 cm. No tendrán partes móviles y serán libres de mantenimiento. Todas las lectoras serán montadas en la entrada de las zonas a asegurar y serán de tecnología Wiegand. El chasis de la lectora será de aluminio o de plástico moldeado. La lectora contendrá una luz indicadora o LED para indicar el acceso garantizado o no garantizado. Un LED con la capacidad de cambio entre rojo y verde también será aceptable. Las lectoras deberán estar certificadas para operar en condiciones de temperatura de 32 a 115 grados F y de 10 a 90% de humedad relativa. Para ambientes por debajo de los 32
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grados F una cobertura a prueba de condiciones climáticas será proporcionada para la correcta operación de la lectora. Las lectoras ofrecidas deberan cumplir como minimo con las siguientes certificaciones: ü Canada/UL 294 Listed ü FCC Certification, United States ü EU and CB Scheme Electrical Safety (EN60950 and ü IEC60950 ITE Electrical Safety) ü Fifteen EU Countries under the R&TTE Directive ü (EN 300 330 - SRD, and ETS 300 683 - EMC) ü CE Mark 6.9.1.5
LECTORAS DE PROXIMIDAD CON PIN (TECLADO)
Las lectoras de tarjetas estarán ubicadas en los accesos a áreas que por su uso deben tener un mayor nivel de restricción como el area de monitoreo y la sala de crisis, estas lectoras combinan la lectora de proximidad con un teclado que permite adicionar codigos de hasta 4 dígitos y hacen una verificación combinada para permitir el ingreso, se instalarán en el costado de las puertas. Las lectoras serán iguales o similares a la serie Prox Pro fabricadas por HID Las lectoras estarán en capacidad de identificar y leer correctamente una tarjeta de proximidad a una distancia de hasta 10 cm. No tendrán partes móviles y serán libres de mantenimiento. Todas las lectoras serán montadas en la entrada de las zonas a asegurar y serán de tecnología Wiegand. El chasis de la lectora será de aluminio o de plástico moldeado. La lectora contendrá una luz indicadora o LED para indicar el acceso garantizado o no garantizado. Un LED con la capacidad de cambio entre rojo y verde también será aceptable. Las lectoras deberán estar certificadas para operar en condiciones de temperatura de 32 a 115 grados F y de 10 a 90% de humedad relativa. Para ambientes por debajo de los 32 grados F una cobertura a prueba de condiciones climáticas será proporcionada para la correcta operación de la lectora. Las lectoras ofrecidas deberán cumplir como mínimo con las siguientes certificaciones: ü Canada/UL 294 Listed ü FCC Certification, United States
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ü EU and CB Scheme Electrical Safety (EN60950 and ü IEC60950 ITE Electrical Safety) ü Fifteen EU Countries under the R&TTE Directive ü (EN 300 330 - SRD, and ETS 300 683 - EMC) ü CE Mark 6.9.1.6
TARJETA DE PROXIMIDAD
Las tarjetas serán de plástico PVC de alta calidad o un compuesto de poliéster/PVC para garantizar su durabilidad. Las tarjetas deberán de ser codificadas por el fabricante utilizando generación de pulsos Wiegand con un algoritmo encriptado de alta seguridad. Cada tarjeta será codificada con un código de edificio único al sistema, un número de tarjeta y hasta 8 dígitos de emisión. La información codificada será de extrema seguridad para evitar cambios a las tarjetas por medios de campos magnéticos. Las tarjetas deberán contar con el número de tarjeta y el código de edificio impreso. También serán disponible sin número y código de edificio impreso. Las tarjetas serán estándar ISO en cuanto a tamaño. Las tarjetas podrán ser perforadas en alguno de sus extremos para su fácil manejo o adaptación de una pinza para portar en la ropa. 6.9.1.7
CONTACTO MAGNÉTICO SOBREPONER
Su objetivo es informar a la consola central del estado en que se encuentran las diferentes puertas a monitorear. Se deberán suministrar diagramas de instalación de los diferentes tipos de contactos de acuerdo con el tipo de puertas en as que van a ser ensamblados. 6.9.1.8
SOFTWARE DE CONTROL Y CONFIGURACIÓN
El software de control debera utilizar una interfase web sencilla, con opción de mapas del área a color e iconos interactivos asi como acceso por clic directo al videograbador. Los iconos dinamicos de alarmas asi como lectoras, areas de seguridad y relevos de salidas podrán ser presentados a traves de dibujos que soportan graficas de formatos estándar de Windows. El software debera tener un banner independiente de alarmas el cual almacena las mismas por eventos y permite su verificación y reconocimiento. Tambien es posible realizar el control de puertas y relevos del sistema de forma remota.
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El software debe poseer la capacidad de generar de forma inmediata con los eventos de acceso o negación del mismo una foto del propietario de cada tarjeta esto con el fin de establecer una comparación a través del llamado de video que el sistema realiza con el mismo evento. El sistema estará en capacidad de generar reportes preconfigurados, definidos de acuerdo con usuarios, operadores, elementos de campo, eventos del sistema, eventos de alarmas, historicos y acciones del operador. El software dentera permitir a traves de un clic del mouse del servidor o la estación de trabajo, verificar el video en tiempo real del videograbador instalado o verificar el video grabado bajo diferentes condiciones de alarma. Esta opcion tambien permite a través de un emulador de hardware operar camaras tipo PTZ. Las especificaciones minimas para el software son: ü Hasta 256 lectoras con expansion hasta 512 a traves de licencia ü Hasta 10000 usuarios ü Integración de hasta 8 video grabadoras ü Capacidad para control y visualización de hasta 128 cámaras ü Puntos de alarma 2048 ü Salidas de Rele hasta 1024 ü Almacenamiento de eventos. Hasta 250000 ü 127 horarios preconfigurables ü 64 Pasword de operador ü 40 Horarios festivos ü Graficas a Color ü Control de Video ü 64 Diferentes grupos de accesos ü 255 Areas de seguridad ü Capacidad de adicionar hasta 4 estaciones de trabajo Los requerimientos minimos para el computador que operara como servidor del sistema son: ü Intel Pentium Dual Core @ 2.4 Ghz
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ü Windows XP Professional o superior ü Resolución de pantalla de 1280x768 pixeles ü 4 GB en memoria RAM ü Memoria de video de 1024 MB ü Espacio mínimo en disco 250 GB ü Tarjeta de sonido y parlantes ü Puertos USB disponible ü Tarjeta de Red mínimo 2. 6.9.2 6.9.2.1
SISTEMA DE SEGURIDAD POR CÁMARAS CCTV VIDEO GRABADOR DIGITAL
Se intalarán en donde indiquen los planos, un videograbador con tecnología Wave Jet y capacidad de alta compresión de video de 8 canales. El video grabador debe contemplar funcionalidad Triples para permitir visualizacion en tiempo real mientras este grabando y debera contemplar funcion PVP (Pararell Video Procesing) que le permitira grabar hasta 60 imágenes por segundo. El videograbador digital deberá ser del mismo fabricante del sistema de control de accesos para garantizar su compatibilidad e integración de acuerdo con estas especificaciones. La capacidad mínima de almacenamiento de 320 GB. En ningún caso se aceptaran tarjetas de captura de video o equivalentes. El videograbador soportara direcciones IP dinámicas Para su configuración el videograbador permitirá seleccionar hasta 9 calidades por cámara. El videograbador debera tener las siguientes características mínimas: ü Memoria de display: 2048x1024 por monitor, 32 MB en memoria ü Colores Y:U:V 4:2:2; 16.8 millones ü Escala de Grises 256 niveles ü Resolucion Horizontal : 720 Pixeles ü Resolucion Vertical : 484 Lineas activas NTSC ü Velocidad de Grabacion 60 imágenes por segundo
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ü Tipo de compresión WAVEJET ü Canales de Audio 1 Opcional ü Zonas por camara 256 Grilla de 16x16 ü 10 Niveles de sensibilidad ü Control de Alarmas ü 4 entradas programables ü 2 Relevos de salidas ü Display: De forma automática en modo multipantalla 6.9.2.2
CÁMARA DE VIDEO FIJA TIPO MINI DOMO
Se deberán instalar 8 cámaras tipo mini domo de alta resolución con diámetro máximo de 2 pulgadas en el área visible del equipo para dar sobriedad al proyecto. Las cámaras a instalar deberan garantizar una resolución mínima de 480 TVL a un nivel de sensibilidad de 0.1 Lux. Estas cámaras deben permitir instalar lentes de 2 mm, 4 mm y 6 mm los cuales serán seleccionados por el proveedor de acuerdo con la ubicación de cada equipo. ü Image sensor: 1/3 in. interline transfer super HADCCDg ü Signal system: NTSC standard or PAL optional ü Scanning system: 525/60 (NTSC); 625/50 (PAL) ü Resolution: 480 TVL ü Pixels: 811 H x 508 V (NTSC); 795 H x 596 V (PAL) ü Signal-to-noise ratio: > 50 dB (AGC off) ü Automatic gain control: Max 30 dB ü Backlight compensation: Automatic histogram on (under AES), center window weighted ü Synchronization: Internal ü Gamma compensation: 0.45 ü Display color: 6-bit; 262,144 colors ü Electronic shutter: AES 1/60 (1/50) to 1/100,000 sec.
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ü Sensitivity:
1.0 lux @ f1.2; 0.1 lux (faceplate)
ü White balance:
AWB 2500 to 9500 K
ü Voltaje de entrada:
12 VDC (12 VDC to 24 VAC)
ü Salida de video:
1.0 V p-p composite video at 75 ohms unbalanced
ü Consumo de energía:
≤ 150 mA @ 12 VDC
7
SISTEMA DE AIRES ACONDICIONADOS
7.1
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Las presentes especificaciones corresponden al sistema de aire acondicionado para sala de monitoreo, zona de ingenieria, sala de crisis, acceso, observación, oficinas, UPS y comunicaciones. 7.2
CONDICIONES DE DISEÑO.
Los cálculos correspondientes a este diseño se han basado en las siguientes condiciones, habiéndose tomado las exteriores de información suministrada por el IDEAM según el registro de los últimos años para la ciudad de Bucaramanga. 7.2.1
CONDICIONES EXTERIORES:
ü Temperatura de bulbo seco:
90 ºF
ü Temperatura de bulbo húmedo:
76 ºF
ü Altura sobre el nivel del mar:
3066 ft
ü Latitud Norte:
7º N
ü Longitud Oeste:
73ºW
7.2.2
CONDICIONES INTERIORES:
Las condiciones interiores a mantener en los recintos son las siguientes: ü Temperatura de bulbo seco:
73 ºF +/- 2°F
ü Humedad Relativa:
55% +/- 5%
7.3 7.3.1
CRITERIOS DE DISEÑO DOCUMENTOS DE REFERENCIA
Como en el país -aparte de algunas normas básicas presentadas por ICONTEC-, no existen normas oficiales para el diseño de aire acondicionado, todos los trabajos alcance del presente estudio se regirán por las normas pertinentes consignadas:
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7.3.1.1
AIR MOVEMENT AND CONTROL ASSOCIATION (AMCA)
ü AMCA 99
Standard Handbook
ü AMCA 500
Test methods for louvers, dampers and shutters.
7.3.1.2
AMERICAN SOCIETY OF HEATING, CONDITIONING ENGINEERS (ASHRAE)
REFRIGERATING
ü ASHRAE 15
Safety code for mechanical refrigeration
ü Standard 62
Ventilation for Acceptable Indoor Air Quality
ü 1997
Handbook Fundamentals
ü 1999
System and Application Handbook
7.3.1.3
Forced –Circulation-air –cooling and Air-Heating coils
ü ARI 430
Central Station Air –Handling Units.
NATIONAL ELECTRICAL MANUFACTURERS ASSOCIATION (NEMA)
ü NEMA MG1 7.3.1.5
Motors and Generators
NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATION (NFPA)
ü NFPA 70
National Electrical Code
ü NFPA 90A
Air Conditioning and ventilation Systems
7.3.1.6
AIR
AIR CONDITIONING AND REFRIGERATION INSTITUTE (ARI)
ü ARI 410
7.3.1.4
AND
SHEET METAL AND AIR ASSOCIATION (SMACNA)
CONDITIONING
SUPPLIERS
NATIONAL
ü HVAC System Duct Design ü HVAC Duct Construction Standard –Metal and Flexible ü HVAC System –Testing, Adjusting and Balancing. Las normas Aquí nombradas no son las únicas aplicables, pero si definen los términos mínimos de selección aceptados. Además de las consideraciones usuales para determinar la capacidad de los equipos aquí seleccionados, se tendrán en cuenta las siguientes: ü La consideración de tipo arquitectónico de no utilizar fachadas y pases en cubiertas existentes.
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ü Factores de Seguridad del 5%. ü Periodos de uso de los recintos conforme su operación – los recintos se han asociado conforme a su operación a fin de definir los equipos a instalar. ü Se han asociado la sala de monitoreo, zona de ingeniería, sala de crisis, UPS y comunicaciones para ser atendidos por un primer equipo independiente por cuanto se asume que la operacion de estos recintos es de 7 por 24, es decir, trabajo continuo. ü Se ha asociado la zona de acceso, de observación, oficinas y descanso para ser atendidas por otro equipo diferente al primero, por cuanto se asume que la operación de estos recintos corresponde a horarios de oficina. 7.3.2
PLANOS.
Los planos base suministrados para el presente estudios son Anexo 10, PLANTA COTAS y SECCION PANTALLA 7.3.3
DEFINICIÓN DEL SISTEMA
Teniendo en cuenta que el área a tratar no presenta altas exigencias de control de humedad y temperatura se ha decidido implementar un sistema de acondicionamiento de aire del tipo expansión directa de gas refrigerante en un arreglo del tipo dividido (split). para trabajo con voltaje a 220v/ tres fases /60 ciclos. Se ha seleccionado un sistema de aire acondicionado conformado por dos equipos cada uno de 8 TONELADAS DE REFRIGERACION, completamente independientes el primero de los cuales operará para el sector comprendido por las áreas correspondientes a la sala de monitoreo, zona de ingeniería, sala de crisis, UPS, y comunicaciones. El segundo equipo operará para el sector comprendido por las áreas correspondientes a la zona de acceso, de observacion, oficinas y descanso. Los arreglos propuestos estarán conformados cada uno por una unidad manejadora del tipo pared sencilla con caja de mezcla, para trabajo con refrigerante 407c de un único circuito, localizadas en un cuarto de maquinas dispuesto en el plano para esta situación; una unidad condensadora ubicada en un sector a la intemperie lo mas cercano a la unidades manejadoras para conservar la eficiencia mecánica de los sistemas. Un sistema refrigerante conformado por las tuberias de cobre de interconexion y sus accesorios inherentes como son válvula de expansion, valvulas de corte, indicadores de liquido y humedad; un control de temperatura de bulbo seco ubicado dentro de cada uno de los sectores considerados; una red de conductos fabricados en lamina de acero galvanizado; un lote de rejillas para el adecuado suministro y retorno de aire y un conducto de toma de aire exterior que permitirá la reposición del aire a fin de causar la renovacion y presurización de los recintos. 7.4 7.4.1
CONDICIONES GENERALES PLANOS
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Los planos que acompañan éstas especificaciones son indicativos y aunque deben servir de pauta en cuanto a distribución exacta de los conductos de aire, tuberías y demás elementos componentes del sistema deberán ser estudiados detalladamente antes de darse inicio a las diferentes etapas de la instalación con el fin de anticipar variaciones que se hayan presentado en obra y no hayan sido incluidas en el presente estudio. Se deberá examinar cuidadosamente los planos arquitectónicos del edificio, así como los de instalaciones hidráulicas, desagûes e instalaciones eléctricas, con el fin de coordinar debidamente los trabajos. 7.4.2
OBRAS A EJECUTAR
Se deberán suministrar e instalar todos los materiales y equipos enumerados en los planos y cuadro de cantidades de obra conforme a las especificaciones con el objetivo que se persigue que es el de ejecutar un sistema de Aire Acondicionado para presurización. Debe tenerse en cuenta que lo que se mencione en las especificaciones y no se muestre en los planos, o se muestre en los planos y no se mencione en las especificaciones, se tomará como si apareciese en ambos. 7.4.3
PLAZO DE EJECUCIÓN
Se estima que un plazo razonable de ejecución, - incluido el alistamiento las pruebas, los protocolos y colocar al servicio los sistemas,- no será mayor de ocho (08) semanas dada la existencia de los equipos materiales y accesorios en el mercado nacional. 7.4.4
PERSONAL PARA EJECUCIÓN DE LA LABOR
Todos los operarios, empleados ó al menos los técnicos en éste trabajo deben ser competentes en su oficio y especializados en el ramo. La obra deberá ser dirigida por un Ingeniero matriculado y especializado en la instalación de sistemas de Aire Acondicionado y Ventilación Mecánica, quien supervisará el desarrollo de las distintas fases técnicas del trabajo y será el responsable de su buena marcha. 7.4.5
OBRAS NO INCLUÍDAS
Los siguientes trabajos no están incluidos en éstas especificaciones y por lo tanto serán objeto de otros estudios. ü Acometida eléctrica hasta cero (0) metros del centro de control de motores de cada uno de los equipos. ü Las instalaciones hidráulicas de drenaje hasta cero metros de los equipos que lo requieran. ü Para las bases de todos los equipos se suministrara plano detallado con las especificaciones de los pernos de anclaje. ü Planeación, suministro, instalación y aislamiento de la tubería de suministro y retorno de solución.
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7.4.6
PRUEBAS Y AJUSTES
Estará a cargo del instalador todas las tareas que impliquen las pruebas y ajustes que se relacionan a continuación, para lo cual suministrará la mano de obra y el equipo de prueba necesario. Después de poner los equipos en operación y ser ajustados y balanceados se ensayarán en presencia de las personas que se designen para ello y se medirán con equipos apropiados para suministrar los siguientes datos: ü Velocidad de motores de, ventiladores centrifugos. ü Voltaje de consumo de motores y compresores ü Velocidad y volumen de aire que pasa por los serpentines, ventiladores, rejillas y difusores. ü Amperaje de motores y compresores. ü Temperatura del aire a la entrada y salida de los serpentines. ü Condiciones internas de los diferentes ambientes acondicionados. Los datos resultantes deberán ser tabulados y comparados con los datos esperados, hacer la correspondiente evaluación y determinar las acciones a seguir a fin de ajustar el sistema dentro de los límites propuestos. 7.4.7
INSTRUCCIONES
Al finalizar la instalación y poner a trabajar los equipos, el instalador suministrará en (por lo menos) dos copias, un manual debidamente encuadernado que contenga marcas, modelos y números de serie de todos los equipos; marca modelo y calidad de accesorios ; un manual de instrucciones detallado sobre el encendido, apagado, manejo y mantenimiento de todas y cada una de las máquinas, así como del conjunto de cada sistema, manuales técnicos y de servicio de los equipos, curvas de funcionamiento, lista repuestos, etc., suministrando además datos como aceites y grasa que puedan usarse en la lubricación de ellas, frecuencia de éstas lubricaciones. De igual forma se deberá entregar dos juegos de copias de los planos modificados y con el sello “conforme a obra “. 7.4.8
GARANTÍAS
El PROPONENTE, garantizará la buena calidad de los materiales instalados, la buena ejecución de los montajes y el correcto funcionamiento de las instalaciones en por lo menos, un año contado a partir de la fecha de recibo de los sistemas por parte de la ESSA ESP 7.5 7.5.1
ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS Y MATERIALES EQUIPOS
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7.5.1.1
SALA DE MONITOREO
Conforme se ha definido con anterioridad, se determinó para instalación, un equipo de aire acondiconado conformado por una unidad manejadora en arreglo vertical y descarga horizontal, una unidad condesadora de descarga vertical para trabajo con refrigerante 407c, 220 voltios, 60 ciclos, tres fases. 7.5.1.1.1 Unidad Acondicionadora Se deberá suministrar una (1) unidad acondicionadora de marca reconocida del tamaño y capacidad de acuerdo a lo indicado. Las diferentes secciones de la unidad serán ensayadas en la fábrica, por aparte y como un ensamble. Las pruebas a ejecutar se basarán principalmente en las siguientes normas americanas: ü Norma 410 y 430 de ARI (“American Refrigerate Institute") que se refiere al su desempeño y a los serpentines de enfriamiento de aire. La unidad será fabricada en lámina galvanizada; será del tipo estación central lo que significa que su aspecto exterior será en el acabado natural de la lámina galvanizada, y apropiadamente diseñada para soportar las presiones de operación específicas. Todos los páneles serán de calibre no inferior a calibre 20. Todos los paneles y/o puertas de acceso serán fácil y rápidamente removibles para inspección y acceso a todos los componentes internos. El gabinete del acondicionador incluirá la sección del ventilador, serpentín de Enfriamiento, sección de filtros del tipo plizado de 30% de eficiencia ; sección caja de mezcla, sección motor ventilador con transmisión por correas y poleas de tipo graduable. El interior de la unidad será aislado térmicamente en toda su superficie con aislamiento térmico del tipo aerocord de fibra de vidrio de ¾ “ de espesor recubierta con liencillo a fin de hacerla resistente a la erosión causada por la velocidad del aire. ü SERPENTÍN. Construido en tubería de cobre sin costuras, con aletas de aluminio de las cuales tendrán un mínimo de 8 y un máximo de 14 por pulgada de longitud; con el número de hileras requerido para la carga especificada. Sera montado sobre rieles en la unidad acondicionadora permitiendo su remoción lateral de la misma. Los serpentines serán ensayados a 300 psi de presión de Nitrógeno bajo agua, seguida de una prueba a 150 psi con refrigerante, de acuerdo a la norma mencionada en el comienzo de la sección. En la parte inferior de la unidad se dispondrá de una bandeja colectora del condensado, en calibre no inferior a calibre 12, con aislante térmico en poliuretano espumado, de espesor no inferior a una pulgada, con punto de drenaje de 1” de diámetro. ü VENTILADOR CENTRÍFUGO. El ventilador será de álabes curvados hacia adelante y será específicamente construido para el tipo de servicio requerido. El Ventilador con transmisión de correas, tendrá la polea motor de paso ajustable para permitir una variación a la velocidad del ventilador. Las poleas serán seleccionadas para que cumplan con la velocidad (RPM) especificada en el rango intermedio de ajuste.
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El eje de la unidad en ningún caso excederá su primera velocidad crítica cuando el ventilador llegue a la velocidad de selección. El ensamble del ventilador será estática y dinámicamente balanceado en la carcaza del ventilador después del ensamble final. Las características de operación de acuerdo con la norma americana ARI 430 (American Refrigeration Institute) para unidades centrales manejadoras de aire. El ventilador será de tipo DEDA (Doble Entrada Doble Ancho) y el eje se extenderá a todo lo ancho, montado sobre balineras escualizables soportadas en el mueble, con boquillas para engrase de las mismas. Se deberá suministrar motores tipo TEFC con protección igual o similar a la IP-54 de la SIEMENS, seleccionado con una capacidad del 25% por encima de la carga normal de trabajo. ü FILTROS. El modulo de filtración estará conformada por una seccion de prefiltros que tendrá los bastidores de soporte de los filtros tipo plizados colocados, verticalmente con una eficiencia en el método de arrestancia del 30% y seran del tipo lavable. ü CAJA DE MEZCLA. Se suministrará una caja de mezcla, de acuerdo a lo especificado en los planos, la cual debe estar debidamente aislada y en igual configuración al gabinete de la unidad manejadora. Sobre la caja de mezcla iran conectados los conductos correspondientes al aire de retorno y a la toma de aire exterior requerido para lograr presión positiva dentro del recinto. ü CONCEPTO DE PRESION POSITIVA. Partiendo de la hermeticidad del recinto, este será acondicionado conforme se expresó anterior mente además que tiene la opción de trabajar a presión positiva por el manejo de las proporciones del aire de suministro, aire de retorno y aire de renovación de tal forma que se presente una presurización del cuarto de al menos 15 pa. ü UNIDAD CONDENSADORA. Se ha determinado para instalación condensadoras del tipo enfriada por aire para trabajar con refrigerante R-407c, completamente ensambladas y alambrada en fábrica que constará de las siguientes partes: ü GABINETE METÁLICO. Especialmente construido para soportar corrosión bajo condiciones climáticas exigentes. Será en lámina galvanizada calibre 18 cubierta con pintura electrostática o acabado protector para aplicar sobre galvanizado. ü COMPRESORES HERMÉTICOS. Cada unidad condensadora tendrá UN (1) compresor tipo reciprocante hermético, que tiene incorporado, un motor eléctrico para operación a 220 voltios, 3 fases, 60 ciclos; montados sobre soportes aisladores de vibración. ü SERPENTIN DE CONDENSACIÓN. Será un (1) Serpentín, construido en tubería de cobre con aletas de aluminio, de las cuales habrá un mínimo de 8 y un máximo de 14 por pulgada. Serán enfriados por aire y tendrá el 100% de la capacidad de enfriamiento. ü SECCIÓN VENTILACIÓN. Ventiladores axiales dispuestos para descarga vertical, accionados por acople directo al motor, que succiona el aire exterior a través del serpentín de condensación; con motores de tensión a 220voltios.
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7.5.1.1.2 Centro de Control Será una sección protegida del resto de la unidad que dispondrá de una compuerta de acceso frontal, este centro estará completamente alambrado, localizado en un gabinete formando parte de la unidad, contiene, el sistema de arranque del compresor y motor de condensación ; bornes terminales para las conexiones de control y fuerza, tarjeta de control con retardador de tiempo para prevenir cortos ciclos del compresor, fusibles del sistema de control, transformador para circuito de control a 24 voltios. Se suministrará tanto la carga de refrigerante 407c como la carga de aceite para compresores 7.5.1.1.3 Tubería de interconexion entre equipos Se deberá suministrar tuberia de cobre rigida sin costuras tipo L con accesorios para soldar en el mismo tipo de material para lo cual se utilizará soldadura de plata en todas sus uniones. La tuberia se comrprará des-oxidada y con sus extremos taponados. la linea de baja presion o de succion será recubierta en toda su extension con aislamiento del tipo celda cerrada de ½ de expesor resistente a la intemperie. 7.5.1.1.4 Accesorios en la linea de refrigerante Para completar los elementos requeridos en la instalación y operación del sistema propuesto para cada equipo se suministrarán los siguientes elementos: ü Termostato del tipo ambiente de UNA etapa para control del equipo. ü Válvula del tipo termostatico con igualador externo para la expansión del refrigerante. ü Filtros secador del tipo no reutilizable. ü Indicadores de líquido y humedad. 7.5.1.2
CONDUCTOS Y AISLAMIENTOS
7.5.1.2.1 Conductos Se deberá fabricar e instalar en los sitios indicados en los planos, los conductos, sus refuerzos, uniones, colgantes, sellantes y los demás accesorios que se requieran para dicha instalación en total concordancia con los estándares y recomendaciones de “SHEET METAL AND AIR CONDITIONING CONTACTORS NATIONAL ASSOCIATION INC. SMACNA” de los Estados Unidos de Norteamérica. Todos los ductos, incluyendo ángulos, refuerzos y varillas de suspensión deberán ser construidos en lámina lisa de acero galvanizado, deberán ser nuevos y no presentar dobleces. Todos los elementos que se utilicen para soporte, refuerzos o accesorios que no sean en lámina galvanizada deberán protegerse con una capa de pintura anticorrosiva con anterioridad a la instalación. Cuando estén expuestos a la vista se pintarán en acabado final y las características de color serán coordinadas con el INTERVENTOR de la obra.
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Los conductos se fabricarán de acuerdo a las siguientes características: ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 0” y 30” :calibre 24USG ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 31” y 54”:calibre 22USG. ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 55” y 84”:calibre 20USG. Las uniones transversales se fabricarán así: ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 0” y 24” : “S-Slip”. ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 25” y 40” : “Bar-Slip” de 1” ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 41” y 60” : “Bar-Slip” reforzada con platina de 1”. ü Conductos cuyo lado mayor sea superior a 60”: Unión en flnge de ángulo de hierro de 1 ½”x1 ½”x1/8”. Los conductos tendrán refuerzos diagonales así: ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 0” y 15”: Sin refuerzos ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 16” y 24”: Sin refuerzos pero con la lámina quebrada en forma de diamante. ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 25” y 41”: Refuerzos en ángulo de 1”x1”x1/8” ü Conductos cuyo lado mayor esté comprendido entre 42” y 84”: Refuerzos en ángulo de 1 ½”x1 ½”x 1/8”. Los ángulos de refuerzo requeridos y los de uniones en flange serán remachados y no atornillados a la lámina del conducto. Todos los codos deberán tener radio interior igual o mayor a la mitad del lado del conducto. Donde por razones de espacio no se pueda obtener éste radio mínimo se pondrán guías o deflectores de acuerdo con las normas “ASHRAE” en lámina galvanizada. Podrán instalarse codos en ángulo recto simple y cuando sean provistos de deflectores dobles como se indican en los planos de detalles. Las piezas de transición entre conductos de dos secciones diferentes serán hechas con pendientes que no excedan 1 a 5 en cualquier cara del conducto y preferiblemente 1 a 7 donde ello sea posible. Los ductos se soportarán con ángulo de hierro y varilla de acuerdo a los planos de detalles. 7.5.1.2.2 Aislamiento Los ductos de suministro se aislarán con fibra de vidrio de 1 ½” de espesor y 1 lb/ft3 de densidad igual o similar a la fabricada por Fiber Glass, el cual irá a su vez cubierto con una barrera de vapor reforzada y papel kraft.Los ductos de retorno que pasen sobre zonas no
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acondicionadas deberán aislarse de la misma manera como se mencionó anteriormente. En ambos casos el material aislante deberá sujetarse firmemente al conducto por medio de banda plástica (suncho). 7.5.1.3
REJILLAS DE SUMINISTRO, RETORNO Y TOMAS DE AIRE EXTERIOR
Rejillas de suministro: Serán fabricadas en aluminio, con aletas direccionales. Rejillas de retorno y extracción: Serán fabricadas en aluminio con aletas en una sola dirección. Persianas de toma de aire exterior: Deberán ser fabricadas en aluminio, adecuadas para resistir la intemperie, provistas con un damper regulador de volumen del tipo de hojas opuestas. El sistema de regulación de las compuerta deberá ser tipo piñón y tornillo. 7.6 7.6.1
INSTALACIÓN ELÉCTRICA GENERALIDADES
Las instalaciones eléctricas completas de interconexión entre el punto cero de acometida que en este caso se considera en punto donde se ubicara el tablero local de control equipos, entre el tablero y los equipos y los equipos y el control local, deberán ser ejecutadas por el Instalador de acuerdo a los reglamentos nacionales existentes. Todos los equipos vendrán para funcionar a 220 V/3y/o 2 fases /60 HZ. Todos los equipos eléctricos deben cumplir con el NEC “National Electric Code de los Estados Unidos, Ultima Edición e Icontec Norma 950”. Se hará la instalación de todos los equipos eléctricos y ejecutará todas las conexiones eléctricas necesarias para obtener un sistema en perfecta ejecución en un todo de acuerdo con los planos, y especificaciones. El Instalador estará en la obligación de verificar con anticipación a la instalación y reportar a ESSA ESP SA ESP la certeza o no en los diámetros de tubería y calibres de cables recomendados con el fin de ajustarse a los requerimientos reales de carga. Todas las instalaciones Eléctricas de fuerza y control se deberán ejecutar de acuerdo a las especificaciones y recomendaciones de los fabricantes de los equipos siempre y cuando no estén en conflicto con las normas antes mencionadas. 7.6.2
ACOMETIDAS ELÉCTRICAS
La construcción y diseño de las acometidas estará a cargo de ESSA ESP SA ESP, hasta cero (0) metros de los equipos y deberá incluir neutro y tierra pero las conexiones finales serán por cuenta de CONTRATISTA. Esta será ejecutada en tubería de acero galvanizado tipo EMT para los diámetros recomendados y en cable THHW para los calibres sugeridos. Será responsabilidad del Instalador, asegurarse y coordinar con la obra las acometidas requeridas para los equipos a suministrar, cubiertos por estas especificaciones. 7.6.3
TABLERO ELÉCTRICO
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Los tablero eléctricos deberá ser ubicado donde lo permita ESSA ESP SA ESP pero en todo caso cerca en lo posible de los equipos; serán construidos según normas NEMA 12, fabricados en lámina de acero cold-rolled, calibre 18, desengrasada y recubiertos exteriormente con pintura horneable. Llevará empaque de caucho, puerta frontal con bisagra tipo industrial y cerradura tipo bristol con llave. Los elementos que se utilicen para el tablero eléctrico deben ser de marcas reconocidas tales como SIEMENS, TELEMECANIQUE ó ABB. Además deben incluir regletas de fuerza, bornas, breaker tipo industrial, relés bimetálicos, canaleta de alambrado y marquillas en baquelita. 7.6.4
MOTORES ELÉCTRICOS
Los motores serán suministrados con un equipo completo de control, protección y arranque. Para la lubricación de los mismos se aceptan los siguientes tipos: grasa, cojinetes sellados con graseras provistas con tapón de drenaje y sello, por aceite forzado. La selección de los cables se debe basar en un 25% más de la carga indicada para los motores de los sistemas de aire acondicionado. Los motores especificados corresponden en cada caso a la capacidad mínima aceptable, pero si el Instalador no los considera suficientes deberá incrementarlos adecuando de paso los elementos de arranque, protección y conductores especificados. No se permitirá arranque directo a través de la línea de motores de potencia superior a 10 HP/220v. Para potencias superiores se exigirá arranque estrella-triángulo, embobinado parcial o similares previamente aprobados. 7.6.5
PLANOS DE TALLER
Previo a la adquisición de elementos, controles o equipos eléctricos el Instalador deberá enviar para aprobación por parte de ESSA ESP SA ESP la siguiente información. ü Planos detallados de construcción de los tableros y tablas de características técnicas de sus componentes. ü Diagrama de control de cada equipo o sistema ü Detalle de montajes de tableros ü Diagramas unifilares de control 8
ESPECIFICACIONES TECNICAS SISTEMA CONTRAINCENDIO.
Se debe diseñar, suministrar, instalar, programar y arrancar un Sistema Integral de Protección contra Incendio para el Cuarto de UPS, Cuarto de Comunicaciones y Rack de Control en Pantalla de Sala de Monitoreo . El Sistema Integral de Protección debe estar conformado por un Sistema de Detección Temprana Incipiente, Sistema de Detección y Alarma de Zona Cruzada, Sistema de Supresión con Agente Limpio y Un Sistema de Control de Accesos, para cada área que trabaje “stand alone”.
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Sistema Integrado de Protección tiene como objetivo proteger y garantizar la operatividad de los equipos y sistemas de control del “Proyecto SCADA Electrificadora de Santander S.A. ESP” durante los 365 días, 24 horas, de manera continua. El CONTRATISTA debe certificar al menos tres proyectos que con Sistema Integral de Protección Contra Incendio en la aplicación de Centro de Control o Cuartos de Control. El CONTRATISTA debe tener al menos un profesional ingeniero certificado por la compañía fabricante del sistema de supresión. Normas que deberá cumplir el objeto del proyecto en cada una de sus etapas; como son: diseño, suministro, instalación: ü FM (Factory Mutual) ü UL (USA), ULC (Cánada) ü CSFM (California) ü LPC (UK) ü AFNOR (Francia) ü Vds (Alemania) ü SSL (Austria) ü NC (China) ü NFPA 72, Código de Alarma de Fuego ü NFPA 75, Código Equipo de Computación / Procesamiento de Datos ü NFPA 318, Código Salas Limpias ü NFPA 2001, Sistemas Extinción con Agentes Limpios 8.1
SISTEMA DE DETECCIÓN TEMPRANA INCIPIENTE
Se debe diseñar, suministrar, instalar y comisionar el sistema para cada una de las áreas de manera independiente, para preservar su autonomía e independencia. El fabricante, la marca propuesta para el proyecto debe tener oficina local en Colombia o representante local en Colombia, con ingeniero certificado, además debe contar con más de 20 años en el mercado mundial con el producto acreditado. El fabricante, la marca propuesta para el proyecto debe trabajar con base en: ü Detección Activa por Laser ü Detección basada en Laser con 0.0015 – 10% de Obs./pie^2
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ü Umbral de Alarma de 0.0015 – 6,25% de Obs./pie^2 ü Cuatro (4) Niveles de Alarma ü Sistema de Cañerías ü Detector Autónomo 8.2
DETECTOR LÁSER
Debe tener como mínimo las siguientes funciones, botones y elementos: ü Cuerpo del gabinete plástico, con frontal o tapa móvil, que debe permitir su acceso directo a la bomba laser y a su filtro. ü Indicador de fallas, sin necesidad de dispositivo programador ü Puerto RS 232 ü Botones para Reanudar/Reset y Desactivar/Disable ü Cobertura de área mínima de 2500 ft^2 ü Tarjetas modulares para relays extras, networks, ethernet y para protocolo especifico FACP ü Instalación de pared 8.3
CAÑERÍAS
Debe ser en CPCV aprobadas UL 187, color naranja, y cada red de cañería debe tener su cálculo o corrido de balanceo hecho en software propietario del fabricantes del detector. 8.4
SISTEMA DE SUPRESIÓN, DETECCIÓN Y ALARMA
Los sistemas de detección y alarma junto con el sistema de supresión debe ser suministrado por el mismo fabricante, y debe ser cumplir con las siguientes especificaciones: El sistema de supresión debe ser por inundación con agente limpio de marca FM-200™ o el HeptaFluopropano – HFC-277ea, con las siguientes caracteristicas: ü Heptafluopropano Mole% 99 ( min ) ü Acidity, ppm, By Weight 3.0 ( max ) ü Water Content, % By Weight 0.001 ( max ) El sistema de supresión debe diseñarse y trabajar con 7% en concentración y redundante (Main & Reserve), y un tiempo de descarga que no puede superar los 10 seg, para garantizar la protección en todo momento.
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El sistema debe ser calculado y corrido en software certificado UL, FM. Se debe presentar la memoria de cálculo y el recorrido hidráulico, junto con los reportes del software, teniendo en cuenta los factores de corrección de altura El sistema de supresión debe estar compuesto de: ü RED DE TUBERÍA PESADA, tubería galvanizada SCH 40 , según especificaciones ASTM A-53; roscada, con uniones según ASTM A-395, ANSI B-20. Debidamente soportada según NFPA 2001. Pintada en color rojo. ü BOQUILLAS DE DESCARGAS Ó NOZZLES, deberán ser de aluminio y de rosca hembra; de 360° de cobertura, y rateado para una altura de riesgo máxima de 16 ft, y una altura mínima de 1 ft. ü CILINDROS PARA GAS, deberán ser: Ø Area de UPS y Comunicaciones deberán ser capacidad nominal de 35 lbs, con una altura de 16,75” y un diámetro de 10”, con válvula de cilindro de 1”. Ø Area de Rack y Pantalla deberá ser de capacidad nominal de 150 lbs, con una altura de 37,7’y un diámetro de 12,75”, con válvula de cilindro de 1½”. Ø Los cilindros deberán trabajar con válvula tipo solenoide en su acción de descarga. Ø Los cilindros deberán tener switche indicador de bajo nivel Ø Correas metálicas de sujeción deberán ser de SS Ø Instalación vertical ü MANIFOLD, deberá de ser: Ø Del tipo Salida Central Ø Contar con Válvula Check por cada cilindro que se una al manifold. Ø Conexionado a cilindro con manguera flexible metálica en SS ü DETECCIÓN Y ALARMA – PANEL CONTROL, deberá tener: Ø Panel de Control aprobado UL especifico para descarga y aprobado para el uso con válvula solenoide eléctrica y para sistema de descarga de main & reserve. Ø Panel de Control con batería de backup por 24 horas. Ø Detectores Iónicos y Fotoeléctricos según NFPA 72 Ø Estación Eléctrica Manual listada UL y aprobada FMRC
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Ø La red de cableado debe ser en tubería metálica ü CONTROL DE ACCESOS, deberá tener: Ø Ser stand alone Ø Interlock con el panel de control del sistema de supresión Ø Con tarjeta de proximidad, tecnología wiegan.
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CAPÍTULO 7: INTEGRACIÓN DE LAS SUBESTACIONES
1
ALCANCE GENERAL DE LOS TRABAJOS
Se requiere ejecutar un proceso de parametrización, programación, automatización e integración de los Dispositivos Electrónicos Inteligentes (IEDs), ubicados en las subestaciones de la ESSA ESP Para cada subestación se debe realizar un proceso de programación en la herramienta SCADA ofertada, para la creación de un mímico que contemple el unifilar general de la subestación, así como una pantalla detallada por cada uno de los dispositivos de modo que se visualicen todos los datos y las siguientes funciones: ü Crear unifilar de todas las subestaciones y de cada uno de los transformadores, seccionadores, interruptores de cada subestación. ü Visualización de estados: Ø Energizado, no Energizado Ø Abierto, Cerrado Ø Insertado, Extraído Ø Disparado Ø Sin Comunicación Ø Encendido, Apagado ü Visualización de valores de lecturas en tiempo real 24 x 7. ü Mandos: Ø Apertura y Cierre Ø Activar y Desactivar Recierres Ø Subir y Bajar Taps de los Conmutadores Bajo Carga Ø Encender y Apagar Ventilación forzada de Transformadores Ø Arranque y Parada Manual de Planta de Emergencia ü Grabación automática de las maniobras con estampa de tiempo. ü Grabación de parámetros de cada dispositivo durante el periodo de tiempo que ESSA ESP requiera. ü Visualización gráfica de las tendencias históricas.
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ü Posibilidad de adquisición de los archivos que contienen datos, reportes de eventos, configuraciones y archivos grabados. ü Generación de alarmas acústicas y visuales por sistema de acuerdo a parámetros máximos y mínimos dados por personal de ESSA ESP ü Impresión de alarmas globales o por celdas. ü Visualización de eventos y alarmas de los anunciadores. ü Desplegar datos individuales por circuito, con solo dar un clic en la pantalla. ü Reset de alarmas. Se deberá llevar a cabo la integración de IEDs existentes y suministrados por el CONTRATISTA favorecido, para integrar las siguientes funciones de la subestación en el Centro de Control: 1.1
MEDIDORES CLASE 0.2 Y 0.5
ESSA ESP requiere que para cada circuito sean suministrados e instalados medidores con puerto RS485 y protocolo DNP3, por lo cual estos deberán ser instalados e integrados para presentar parámetros de lecturas de dispositivos: ü Corrientes por fase (3i). ü Tensión entre fases (3v). ü Potencia Activa (p). ü Potencia Reactiva (q). ü Potencia Activa Máxima (pm), incluyendo estampa de tiempo de la captura. ü Potencia Reactiva Máxima (qm), incluyendo estampa de tiempo de la captura. ü Frecuencia (f). ü Factor de Potencia (cosΦ). ü Corriente Máxima por Fase (3im), incluyendo estampa de tiempo de la captura. ü Corriente de Falla por Fase (3tripi), incluyendo estampa de tiempo de la captura. ü Energías en los 4 cuadrantes (er+, er-, ea+, ea-). Las lecturas que no se encuentren disponibles dentro del mapa del medidor podrán ser llevadas desde el relé de protección disponible en ese circuito. 1.2
MEDIDORES DE CONTÍNUA
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Deben supervisar la carga de las baterías, y la salida de las mismas. Deberán presentar la siguiente información por cada cargador de baterías: ü Tensión de alimentación – entre fases (AC). ü Tensión de salida de baterías (DC). ü Corriente de Carga (AC). ü Corriente suministrada por las baterías (DC). 1.3
CONTROLADORES DE BAHÍA
En el caso de configuración anillo, deberán leer por medio del protocolo IEC 61850 los estado del segundo corte asociado a la bahía. Deberán ser adquiridas las siguientes señales: ü 16 entradas para función anunciador ü 10 entradas para mímico y control de bahía: ü Posición doble de interruptor, seccionadores y puesta a tierra. ü Selector Local / Remoto. ü Selector Recierre. ü 1 salida de sirena ü 8 salidas para mandos de bahía: ü Apertura - cierre de interruptor - seccionadores. ü Control de recierre de bahía. 1.4
CONTROLADOR DE BAHÍA DE SERVICIOS AUXILIARES
Se deberá contemplar el manejo de las siguientes funciones de los servicios auxiliares a través de una unidad de control de bahía: ü Supervisión de estado y control de interruptor de enlace barras servicios esenciales / no esenciales. ü Supervisión de estado y control de interruptor de trafo de auxiliares. ü Supervisión de estado y control de interruptor planta emergencia. ü Supervisión de estado y control de arranque / parada de planta diesel. ü Manejo de señalización de auxiliares AC, DC y planta (16 entradas + salida sirena).
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1.5
RELÉS DE NIVEL 4 Y STN
Se deberán integrar las banderas de actuación de dichas protecciones, a través del protocolo de comunicación definido. Dichas banderas deberán entregar la siguiente información al Centro de Control: ü Actuación de la protección (transición off / on) ü Estampa de tiempo de la actuación ü Indicadores de calidad de los datos: Ø Función habilitada / deshabilitada Ø Dispositivo en línea / fuera de línea (falla de comunicación) Ø Relé habilitado / deshabilitado (falla de relé) Ø Indicación válida / inválida Ø Fuera de rango (señales análogas) La capacidad de supervisión de interruptores y seccionadores se puede tener a través de IEC 61850 de los Controladores de Bahía en caso de ser requerido. Sin embargo, dicha condición deberá ser transparente para el Centro de Control. 1.6
RELÉS DE NIVELES 3 Y 2
Se deberán integrar las banderas de actuación de dichas protecciones, a través del protocolo de comunicación definido. Dichas banderas deberán entregar la siguiente información al Centro de Control: ü Actuación de la protección (transición off / on) ü Estampa de tiempo de la actuación ü Indicadores de calidad de los datos: Ø Función habilitada / deshabilitada Ø Dispositivo en línea / fuera de línea (falla de comunicación) Ø Relé habilitado / deshabilitado (falla de relé) Ø Indicación válida / inválida Ø Fuera de rango (señales análogas) Se deberán integrar las siguientes funciones para el manejo HMI:
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ü 8 entradas para supervisar campo: Ø Interruptor, seccionadores o carro, puesta a tierra (dobles) Ø Recierre, Selector Local / Remoto. (simples) ü 6 salidas de control de interruptor y seccionadores En el caso de las bahías de transformación, el relé diferencial de barras podría leer las posiciones de interruptor y seccionadores a través del protocolo IEC 61850. Sin embargo, como cada relé debe operar de forma independiente, cada uno debe ver por si mismo las corrientes y tensiones. Dicha condición deberá ser transparente para el Centro de Control. 1.7
ANUNCIADORES:
Se deberán integrar los anunciadores definidos para integrar las protecciones mecánicas de los transformadores de potencia de cada subestación, los cuales deben incluir al menos: ü 16 entradas para señalización. ü 2 salidas para sirena y agrupamiento de disparos ü Silenciamiento Remoto ü Cancelación Remota de Alarmas Las unidades anunciadoras deberán ser integrados mediante el protocolo IEC 61850, o en su defecto a través de DNP 3.0. Si la unidad anunciadora se encuentra integrada dentro de otro IED, la información se obtendrá a través de dicho host.
2
ALCANCE ESPECÍFICO DE LOS TRABAJOS
A continuación se presenta información específica de veintiocho (28) subestaciones, tomada del informe realizado por el Consultor. Además de dicha información, el PROPONENTE deberá contemplar en el alcance de su propuesta los elementos requeridos para la integración de otras 56 subestaciones. Para integrar los IEDs mencionados, se requiere la instalación y programación de un equipo de comunicaciones (CDS) por subestación, que concentrará la comunicación de todos los equipos descritos. El PROPONENTE deberá calcular la capacidad requerida para cada CDS con el fin de preparar su oferta. Se deben cotizar todos los elementos requeridos para realizar la comunicación de los equipos mencionados hasta el CDS, es decir: conversores, cable y conectores. 2.1
SUBESTACIÓN SAN ALBERTO
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 13. IEDs a integrar en la Subestación San Alberto
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Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Total por Tipo
Protección principal Protección respaldo Nivel 4 1 Trafo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Térmica, Taps y VT Protección principal 2 Líneas Medida 1 Enlace Protección principal Trafo Medida Nivel 3 Protección principal Protección respaldo 1 Trafo Medida Anunciador Supervisión Térmica, Taps y VT 1 Enlace Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 4 Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.2
1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 4 2 1 1 1 31
SUBESTACIÓN SABANA DE TORRES
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 14. IEDs a integrar en la Subestación Sabana de Torres Nivel de Tensión
Nivel 4
Nivel 3
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 2 Líneas Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador 1 Trafo Medida Supervisión Térmica, Taps y VT Protección principal 2 Líneas Medida 1 Enlace Protección principal
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Total por Tipo 2 2 2 2 1 1 1 1 1 2 2 1
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Trafo 1 Enlace Trafo 3 Alimentadores
Medida Protección principal Medida Nivel 2 Protección principal Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.3
Total por Tipo 1 1 1 3 3 2 1 1 1 32
SUBESTACIÓN LIZAMA
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 15. IEDs a integrar en la Subestación Lizama Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 3 Líneas Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Nivel 4 Protección respaldo Control Bahía + Anunciador 1 Trafo Medida Supervisión Térmica, Taps y VT Protección principal 2 Líneas Medida 1 Enlace Protección principal Trafo Medida Protección principal Protección respaldo Nivel 3 Medida 1 Trafo Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Protección principal Reconectador Medida Auxiliares 220 AC Control + Anunciador Transferencia automática
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Total por Tipo 3 3 3 3 1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 1 1 1 2 2 1 1
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Total por Tipo
125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.4
1 35
SUBESTACIÓN TERMOBARRANCA
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 16. IEDs a integrar en la Subestación Termobarranca Nivel de Tensión
STN
Nivel 4
Nivel 3
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 2 Línea Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador 2 Trafos Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal Protección respaldo 2 Líneas Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal 2 Enlaces Control Bahía + Anunciador Trafo Medida Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador 2 Trafo Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal 6 Líneas Medida 2 Enlaces Protección principal Trafo Medida Protección principal Protección respaldo 3 Trafos Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Protección principal
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Total por Tipo 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 6 6 2 2 3 3 3 3 3 2
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Generadores
Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
2.5
Total por Tipo 2 2 1 1 1 82
SUBESTACIÓN CANEYES
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 17. IEDs a integrar en la Subestación Caneyes Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 1 Trafo Medida Nivel 3 Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal 4 Alimentadores Medida Medida Control + Anunciador 220 AC Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.6
Total por Tipo 1 1 1 1 1 4 4 2 1 1 1 18
SUBESTACIÓN PALENQUE
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 18. IEDS a integrar en la Subestación Palenque Nivel de Tensión
STN
Tipo Campo / Bahía
4 Líneas 3 Trafo
IEDs a Integrar Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal
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Total por Tipo 4 4 4 4 3
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección respaldo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal 6 Líneas Medida 3 Enlaces Protección principal Trafo Medida Protección principal Nivel 3 Protección respaldo Medida 2 Trafos Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Enlace Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 5 Alimentadores Medida Medida Control + Anunciador 220 AC Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.7
Total por Tipo 3 3 3 3 6 6 3 3 2 2 2 2 2 2 2 5 5 2 1 1 1 78
SUBESTACIÓN BUCARAMANGA
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 19. IEDs a integrar en la Subestación Bucaramanga Nivel de Tensión
STN
Nivel 4
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 3 Líneas Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Protección respaldo 1 Trafo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Térmica, Taps y VT 3 Líneas Protección principal (Una Protección respaldo
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Total por Tipo 3 3 3 3 1 1 1 1 1 3 3
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
proyectada)
Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal 1 Enlace Control Bahía + Anunciador Trafo Medida Protección principal Protección respaldo 1 Trafo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Térmica, Taps y VT Protección principal 2 Líneas Medida Nivel 3 1 Enlace Protección principal Trafo Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.8
Total por Tipo 3 3 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 1 1 2 1 1 1 48
SUBESTACIÓN FLORIDA
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 20. IEDs a integrar en la Subestación Florida Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
2 Líneas
Nivel 4 2 Trafo
Nivel 3
IEDs a Integrar Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Termica, Taps y VT
(1) Acople Control Bahía + Anunciador Barra Protección principal 5 Líneas Medida 2 Enlace Protección principal Trafo Medida
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Total por Tipo 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 5 5 2 2
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 1 Trafo Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 1 Enlace Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 4 Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.9
Total por Tipo 1 1 1 1 1 1 1 4 4 2 1 1 1 53
SUBESTACIÓN MINAS
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 21. IEDs a integrar en la Subestación Minas Nivel de Tensión
Nivel 4
Nivel 3
Nivel 2
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 2 Líneas Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Protección respaldo 2 Trafo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal 4 Líneas Medida 2 Enlace Protección principal Trafo Medida Protección principal Protección respaldo 2 Trafo Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Enlaces Protección principal Trafo Medida 8 Protección principal
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Total por Tipo 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4 4 2 2 2 2 2 2 2 2 2 8
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.10 SUBESTACIÓN PALOS Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables:
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Total por Tipo 8 2 1 1 1 65
Tabla 22 . IEDs a integrar en la Subestación Palos Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
5 Líneas
STN 1 Trafo
1 Acople Barra 2 Líneas
1 Trafo
Enlace
Nivel 4 1 Trafo
1 Acople Barra 4 Líneas 1 Trafo
Enlace
Nivel 3 1 Trafo
Nivel 2
Auxiliares
1 Enlace Trafo 4 Alimentadores 220 AC 125 DC
IEDs a Integrar Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección diferencial Control Bahía + Anunciador Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección diferencial Control Bahía + Anunciador Protección principal Medida Protección principal Medida Protección principal Protección respaldo Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal Medida Protección principal Medida Medida Control + Anunciador Transferencia automática Medida
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Total por Tipo 5 5 5 5 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 4 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 4 2 1 1 1
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Total de IEDs en Subestación
Total por Tipo 65
2.11 SUBESTACIÓN BUCARICA Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 23. IEDs a integrar en la Subestación Bucarica Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Medida Protección principal Protección respaldo Nivel 3 Medida 2 Trafo Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Enlaces Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 6 Alimentadores Medida Medida Control + Anunciador 220 AC Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 1 Línea
Total por Tipo 1 1 2 2 2 2 2 2 2 6 6 2 1 1 1 33
2.12 SUBESTACIÓN NORTE Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 24. IEDs a integrar en la Subestación Norte Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía 2 Líneas
Nivel 3 2 Trafo
IEDs a Integrar Protección principal Medida Protección principal Protección respaldo Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT
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Total por Tipo 2 2 2 2 2 2 2
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
2 Enlaces Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 8 Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
Total por Tipo 2 2 8 8 2 1 1 1 39
2.13 SUBESTACIÓN PARNASO Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 25. IEDs a integrar en la Subestación Parnaso Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Medida Protección principal Nivel 3 Protección respaldo 2 Trafo Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 1 Enlace Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 5 Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 6 Líneas
2.14 SUBESTACIÓN BUENOS AIRES Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 26. IEDs a integrar en la Subestación Buenos Aires
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Total por Tipo 6 6 2 2 2 2 2 1 1 5 5 2 1 1 1 39
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo Medida Nivel 3 2 Trafo Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Enlace Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 7 Alimentadores Medida Medida Control + Anunciador 220 AC Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
Total por Tipo 2 2 2 2 2 2 2 7 7 2 1 1 1 33
2.15 SUBESTACIÓN SAN SILVESTRE Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 27. IEDs a integrar en la Subestación San Silvestre Nivel de Tensión
Nivel 4
Nivel 3
Nivel 2
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 2 Líneas Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Protección respaldo Control Bahía + Anunciador 2 Trafos Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal 4 Líneas Medida 2 Enlaces Protección principal Trafo Medida Protección principal Protección respaldo 1 Trafo Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 1 Enlace Protección principal
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Total por Tipo 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4 4 2 2 1 1 1 1 1 1
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Trafo Medida Protección principal 4 Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
Total por Tipo 1 4 4 2 1 1 1 50
2.16 SUBESTACIÓN CIMITARRA Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 28. IEDs a integrar en la Subestación Cimitarra Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo Nivel 4 1 Trafo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal 2 Líneas Medida Nivel 3 1 Enlace Protección principal Trafo Medida 1 Enlace Protección principal Trafo Medida 13.8 Protección principal 3 Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador AUX Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.17 SUBESTACIÓN PRINCIPAL Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 29. IEDs a integrar en la Subestación Principal
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Total por Tipo 1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 3 3 2 1 1 1 24
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Medida Protección principal Nivel 3 Protección respaldo 3 Trafos Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 3 Enlaces Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 9 Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 6 Líneas
Total por Tipo 6 6 3 3 3 3 3 3 3 9 9 2 1 1 1 56
2.18 SUBESTACIÓN SUR Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 30. IEDs a integrar en la Subestación Sur Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Medida Protección principal Protección respaldo Nivel 3 Medida 2 Trafos Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Enlaces Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 9 Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 5 Líneas
2.19 SUBESTACIÓN BOSQUE
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Total por Tipo 5 5 2 2 2 2 2 2 2 9 9 2 1 1 1 47
Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 31. IEDs a integrar en la Subestación Bosque Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Medida Protección principal Nivel 3 Protección respaldo 3 Trafos Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Enlaces Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 9 Alimentadores Medida Medida Control + Anunciador 220 AC Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2 Líneas
Total por Tipo 2 2 3 3 3 3 3 2 2 9 9 2 1 1 1 46
2.20 SUBESTACIÓN CONUCO Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 32. IEDs a integrar en la Subestación Conuco Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Medida Protección principal Nivel 3 Protección respaldo 4 Trafos Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 4 Enlaces Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 12 Alimentadores Medida Medida Auxiliares 220 AC Control + Anunciador Transferencia automática 5 Líneas
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Total por Tipo 5 5 4 4 4 4 4 4 4 12 12 2 1 1
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
Total por Tipo 1 67
2.21 SUBESTACIÓN SAN GIL Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 33. IEDs a integrar en la Subestación San Gil Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 1 Líneas Control Bahía + Anunciador Medida Nivel 4 Protección principal Protección respaldo 2 Trafos Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal 3 Líneas Medida 2 Enlaces Protección principal Trafo Medida Protección principal Nivel 3 Protección respaldo Medida 2 Trafos Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Enlaces Protección principal Trafo Medida Nivel 2 7 Alimentad.+ Protección principal 5 Reclosers Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.22 SUBESTACIÓN SOCORRO Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 34 . IEDs a integrar en la Subestación Socorro
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Total por Tipo 1 1 1 1 2 2 2 2 2 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 12 12 2 1 1 1 67
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Medida Protección principal Protección respaldo Nivel 3 Medida 1 Trafo Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 4 Alimentad. + Protección principal Nivel 2 3 Reclosers Medida Medida Control + Anunciador 220 AC Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2 Líneas
Total por Tipo 2 2 1 1 1 1 1 7 7 2 1 1 1 28
2.23 SUBESTACIÓN BARBOSA Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 35. IEDs a integrar en la Subestación Barbosa Nivel de Tensión
Nivel 4
Nivel 3
Nivel 2
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo 3 Líneas Control Bahía + Anunciador Medida Protección principal Protección respaldo 1 Trafo Control Bahía + Anunciador Medida Supervisión Termica, Taps y VT Protección principal 3 Líneas Medida Protección principal Protección respaldo 1 Trafo Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 1 Enlace Protección principal Trafo Medida 4 Protección principal
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Total por Tipo 3 3 3 3 1 1 1 1 1 3 3 1 1 1 1 1 1 1 4
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Alimentadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
Total por Tipo 4 2 1 1 1 43
2.24 SUBESTACIÓN GARCÍA ROVIRA Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 36. IEDs a integrar en la Subestación García Rovira Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Protección respaldo Medida Nivel 3 2 Trafos Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Enlace Protección principal Trafo Medida Nivel 2 4 Alimentad. + Protección principal 5 Reclosers Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
Total por Tipo 2 2 2 2 2 2 2 9 9 2 1 1 1 37
2.25 SUBESTACIÓN PALMAS Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 37. IEDs a integrar en la Subestación Palmas Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía 2 Líneas
Nivel 3 6 Trafos
IEDs a Integrar Protección principal Medida Protección principal Protección respaldo
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Total por Tipo 2 2 6 6
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Medida Anunciador Supervisión Termica, Taps y VT 2 Enlace Protección principal Trafo Medida Nivel 2 Protección principal 1 Reclosers Medida 440 V y 2 Enlace Protección principal 220 V Trafo Medida Medida Control + Anunciador 220 AC Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
Total por Tipo 6 6 6 2 2 1 1 2 2 2 1 1 1 49
2.26 SUBESTACIÓN ZARAGOZA Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 38. IEDs a integrar en la Subestación Zaragoza Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Anunciador 4 Trafo Supervisión Termica, Taps y VT Nivel 2 Medida Protección principal 1 Reclosers Medida 4 Enlaces Protección principal Trafo Medida 2.3 kV Protección principal 3 Generadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación 2.27 SUBESTACIÓN CALICHAL Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables:
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Total por Tipo 4 4 4 4 1 1 4 4 3 3 2 1 1 1 37
Tabla 39. IEDs a integrar en la Subestación Calichal Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Anunciador Nivel 2 1 Trafo Supervisión Termica, Taps y VT Medida 1 Enlace Protección principal Trafo Medida Protección principal Anunciador 2.3 3 Trafos Supervisión Termica, Taps y VT Medida Protección principal 2 Generadores Medida Medida Control + Anunciador 220 AC Auxiliares Transferencia automática 125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
Total por Tipo 1 1 1 1 1 1 3 3 3 3 2 2 2 1 1 1 27
2.28 SUBESTACIÓN SERVITA Esta subestación deberá contar con los siguientes equipos integrables: Tabla 40. IEDs a integrar en la Subestación Servita Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
Protección principal Medida Protección principal Anunciador 1 Trafo Supervisión Termica, Taps y VT Medida 1 Enlace Protección principal Trafo Medida Protección principal 2 Generadores Medida Medida 220 AC Control + Anunciador Transferencia automática 2 Líneas
Nivel 2
440 V
AUX
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Total por Tipo 2 2 1 1 1 1 1 1 2 2 2 1 1
Nivel de Tensión
Tipo Campo / Bahía
IEDs a Integrar
125 DC Medida Total de IEDs en Subestación
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Total por Tipo 1 27
CAPÍTULO 8: ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS DISPOSITIVOS DE SUBESTACIONES.
1
ESPECIFICACIONES GENERALES
1.1
ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS
Las unidades de control y protección serán multifuncionales y de tecnología numérica que integre en una sola unidad las funciones de protección, control, registro de eventos y autodiagnóstico. Los relés deberán cumplir con las normas IEC 61000, IEC 60255, IEEE 37.70 e IEC60068 en cuanto a los siguientes requerimientos: Protección del chasis, resistencia a vibración, resistencia a impactos, aislamiento e impulso eléctrico, inmunidad a radiofrecuencia, e inmunidad electromagnética. También deberán cumplir con las siguientes características comunes: ü Deben ser tipo digital integrado, rectangulares, a prueba de polvo. Las cubiertas deberán estar equipadas con pantalla de cristal líquido, frontal y para montaje a ras en el cubículo. ü Todas las conexiones deben ser hechas en la parte posterior. ü Deberán ser sometidos a pruebas de rutina en fábrica, conforme a las normas aplicables y los correspondientes informes deberán ser sometidos a aprobación por parte de la ESSA ESP ü Deben ser provistos con indicadores de operación independientes que se puedan reponer sin necesidad de abrir la caja y/o dispositivos que puedan cancelarse eléctricamente. Los indicadores deben ser al menos doce (12) del tipo LED. ü Además de los contactos de disparo todos los relés deben tener un (1) contacto eléctricamente independiente alambrado a una bornera de fácil acceso con el fin de indicar que el equipo está fuera de servicio. ü Deberán contar con sistema de diagnóstico de arranque y autosupervisión continua; el resultado de las funciones de autosupervisión se almacenará en la memoria no volátil. Las características de prueba de la interfaz del usuario permitirán examinar las magnitudes de entrada, los estados de las entradas digitales, las salidas de la unidad de protección y la lógica interna seleccionada. ü Dispondrán de dos niveles de protección por contraseña que permitirán acceder a los controles y a los ajustes respectivamente. ü Dispondrán de puerto de comunicación posterior RS-485 ó RS-232, mas un puerto frontal RS-232 para programación local. ü Puerto dual redundante Ethernet 100 Base FX, con protocolos de comunicación DNP3.0 e IEC 61850.
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ü Deberán poseer entradas análogas de corriente AC con las siguientes características: Ø I nominal:
1 A para el nivel STN 5 A para el resto de niveles
Ø I máx permanente:
15 A
Ø Límite linealidad:
100 A simétricos.
Ø Frecuencia operación:
60 Hz
Ø V nominal:
115/√3 VCA fase-neutro.
ü Deberán poseer contactos de salida lo suficientemente robustos para ser utilizados en el circuito de disparo sin que sea necesario utilizar relés de disparo maestro: Ø Conducción continúa :
≥ 10 A
Ø Conducción un segundo:
≥ 50 A
Ø Tiempo de operación:
≤ 5 ms
Ø Tiempo de desenganche
≤ 10 ms
ü Fuente de alimentación: Ø V nominal:
125 VDC
Ø Tolerancia:
± 20%
ü Deberán contar con entradas opto-acopladas con el fin de supervisar señales discretas tales como posición de interruptor y deberán ser polarizadas con 125 VDC. ü La cantidad de entradas y salidas de cada relé, anunciador o control de bahía serán definidas por el PROPONENTE, de acuerdo a la aplicación del mismo, y basado en la información de detalle de la subestación. En todo caso siempre deberán ser suficientes para la implementación de la protección, control, interbloqueos, señalización y demás aplicaciones requeridas. Deberán considerarse dos entradas y dos salidas adicionales como reserva para aplicaciones futuras. ü Deberán contar con un puerto para sincronización mediante señal IRIG-B, DCF77 o similar. ü Panel de LED para indicación de eventos y estado del equipo. ü Deberán contar con grabación de eventos secuenciales con estampa de tiempo y tipo de cambio de estado, los cuales serán almacenados en memoria no volátil. ü Deberán contar con registro de los reportes de cada evento generado por las funciones de protección. Estos reportes serán almacenados en memoria no volátil.
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ü Límites de temperatura de operación: Los relés deberán operar en forma correcta entre –10°C y +55°C. ü Humedad relativa: Los relés deberán operar en forma correcta hasta 95% de humedad relativa. ü Deberán contar con el arranque de registros de osciloperturbografía ya sea generado manualmente o mediante ajuste de los elementos de control y protección. Estos registros deberán contener las formas de onda del sistema trifásico de corriente y de tensión de cada fase y valores residuales y, si fuere posible, las componentes de secuencia. También deberá proveerse de software especializado para su análisis y con la opción de generar archivos estándar tipo COMTRADE. El registro de oscilografía deberá contar con 32 canales digitales que puedan ser configurados por el usuario. Los registros de las ultimas 10 fallas deberán ser almacenados en memoria de tipo no volátil. Cada registro incluirá: indicación de la fase fallada, que protección opero, el grupo activo de ajuste, localización de la falla, tiempo de operación del relé, lectura de las corriente en cada fase al momento de la falla, lectura de los voltajes de cada fase al momento de la falla. Dichos registros deberán ser configurables en número de muestras de ciclo, siendo el mínimo exigido de 16 muestras por ciclo. También deberá ser configurable el tiempo de registro, siendo el mínimo exigido de un segundo. ü Esquemas lógicos programables con compuertas OR, AND, FLIP-.FLOP, TIMERS, etc. El usuario deberá tener la capacidad de personalizar las funciones de protección y control, así como de programación de las funciones de entradas ópticas, salidas e indicación de los LEDs. 1.2
MONTAJE E INSTALACIÓN
El PROPONENTE deberá tener en cuenta las siguientes recomendaciones en cuanto al montaje e instalación de los equipos a suministrar y los suministrados por la ESSA ESP ESP: 1.2.1
CABLE
En las celdas donde se requiera cableado nuevo de señales de tensión y/o corriente, estos deberán ser de al menos 4mm de diámetro. Para el cableado de señales de control, el calibre del cable no deberá ser inferior a 2.5 mm. Sin embargo, podrá ser permitido el uso de cableado de menor calibre, hasta 1.5 mm, en caso de cableado de entradas binarias de relés o equipos digitales en general, ya que estas entradas manejan corrientes que no superan los 10 mA. El cable debe ser de tipo conductor multi-hilo de cobre, flexible, aislado para 1000 V, con aislamiento en PVC. 1.2.2
BORNERAS DE MONTAJE
Todas las conexiones deben efectuarse en los bloques terminales de los relés o en borneras de paso. Deben usarse borneras entre tableros para interconectar el cableado entre los mismos. Los bornes deben ser ubicados para adaptarse a los cables de entrada de tal
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manera que pueda efectuarse una instalación cuidadosa y ordenada de la trayectoria y la terminación de los cables. Las posiciones para los cables externos no deberán tener otras conexiones en esos contactos. Para los demás casos, las borneras no deberán tener más de dos conexiones por contacto. El cableado terminado sobre borneras o dispositivos terminales, debe ser marcado y numerado de acuerdo con el sistema existente en cada tablero. 1.2.3
BORNERAS DE PRUEBAS
Para todos los relés y medidores, deberán instalarse borneras de pruebas para facilitar los ensayos de los diferentes equipos, de acuerdo a las siguientes especificaciones: Todos los circuitos externos de intensidad y de tensión, de C.A., para protección por relés y medida, deben terminar en las borneras de pruebas. Si los circuitos del transformador de intensidad y del transformador de tensión han de ser usados para varios esquemas de protección por relés, las borneras de pruebas deben ser dispuestas para aislar selectivamente cada esquema sin afectar a los demás. Las borneras nuevas que se instalen deberán ser agrupadas según las siguientes funciones: ü Tensión ü Corriente ü Señalización y Control A.C. ü Señalización y Control D.C. Dichas funciones no deberán ser mezcladas dentro de una misma bornera. Los tipos de bornes a ser utilizados según la clase de señal deberán ser: 1.2.3.1
CORRIENTE
Borne cortocircuitable, seccionable y con acceso a punta de prueba de 4 mm de diámetro en cada extremo. 1.2.3.2
TENSIÓN
Borne seccionable y con acceso a punta de prueba de 4 mm de diámetro en cada extremo. 1.2.3.3
DISPAROS
Borne seccionable y con acceso a punta de prueba de 4 mm de diámetro en cada extremo. 1.2.3.4
BLOQUES DE PRUEBAS
Para los relés y medidores instalados en todos los niveles de tensión, deberán instalarse bloques de pruebas; esto para facilitar los ensayos de los esquemas de protección por relés de protección y medidores de acuerdo a las siguientes especificaciones:
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El Fabricante deberá proveer los cables con su respectivo conector para la conexión entre los bloques de prueba y el equipo de inyección respectivo. Deberá ser provisto un único tipo de conector, con cableados para todas las instalaciones. Los medidores, relés y otros dispositivos deben ser cableados para lograr una disposición uniforme en toda su extensión, con arreglo de fases ABC de izquierda a derecha cuando sea montaje horizontal, o ABC desde la parte superior hasta la parte inferior en montaje vertical. Al conectar el bloque de prueba, de forma automática debe llevarse a cabo el siguiente proceso de desconexión: ü Señales de disparo ü Apertura de señales de tensión y corto-circuito de señales de corriente de forma automática sin necesidad de cableado externo adicional Se podrán conservar los bloques existentes siempre que cumplan con lo especificado en este numeral. 1.2.4
SISTEMAS DE CABLEADO EXISTENTES
En las subestaciones donde existan sistemas de cableado específicos, tales como Sistema Combiflex, Mesas de Cableado, etc, deberán ser respetados, por lo cual el PROPONENTE deberá contar con las herramientas y materiales especializados que dichos montajes y modificaciones requieren. Deberá quedar soporte en planos de las modificaciones realizadas. 1.2.5
PLACA DE IDENTIFICACIÓN
Deberán suministrarse placas de identificación para cada dispositivo de funcionamiento e indicación, armario o panel. Las placas de identificación deben estar impresas en español, y ser ubicadas por pares, en la parte exterior e interior del tablero. El CONTRATISTA deberá obtener la aprobación de la ESSA ESP ESP para las placas de identificación a utilizar. 1.3
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
El PROPONENTE deberá llevar a cabo un estudio de coordinación de protecciones para las subestaciones en las que se van a realizar las modificaciones, con el fin de garantizar la óptima operación de los relés a ser suministrados e instalados. Dicho estudio deberá abarcar por lo menos los siguientes alcances: ü El estudio abarcará todos los niveles de tensión de las subestaciones y los reconectadores instalados en las redes de distribución. ü La coordinación de protecciones deberá abarcar la coordinación de todas las funciones disponibles en los relés de protección. ü Los ajustes de protecciones deberán entregarse en archivos que puedan ser cargados directamente a los relés mediante el software de gestión de protecciones. ü Para las líneas de niveles 4 y STN donde se requiera la teleprotección, esta deberá incluirse en este estudio.
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ü El estudio deberá contemplar los recierres de nivel STN monopolares y tripolares. 1.4
PRUEBAS DE INYECCIÓN
El PROPONENTE favorecido deberá presentar dentro del cronograma de ejecución la prueba de protecciones mediante inyección secundaria. Dichas pruebas abarcarán todas las funciones en cada relé, entre las cuales al menos debe haber: ü Sobrecorriente de fase y neutro, tiempo definido y tiempo inverso. ü Sobrecorriente direccional de fase y tierra. ü Baja frecuencia. ü Sobre y baja tensión. ü Chequeo de sincronismo. ü Distancia (Zona, oscilación de potencia y localización de falla). ü Recierre. ü Diferencial de Transformador. ü Diferencial de Barras. ü Falla Interruptor. Los resultados de dichas pruebas deberán reflejar el resultado del estudio de coordinación de protecciones mencionado en el numeral anterior. 1.5
SUMINISTRO METALMECÁNICO
El PROPONENTE favorecido deberá contemplar el reemplazo, cambio o suministro de nuevas tapas, puertas y/o láminas completas, según aplique para cada caso, con el fin de lograr un terminado ergonómico, organizado, estético y funcional de los equipos instalados en el tablero. El color de estas piezas deberá coincidir en todo caso con el de los tableros existentes.
2
PROTECCIÓN DE BAHÍAS DE LÍNEA, NIVELES 4 Y STN
2.1
UNIDAD DE PROTECCIÓN DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL (PL1 Y PL2)
El relé deberá ser numérico, digital e inteligente (microprocesador), con función de respaldo de sobrecorriente direccional para fallas a tierra, con curvas características corriente-tiempo seleccionable. Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos.
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ü Localizador de fallas configurando las lecturas en millas, kilómetros, o en porcentaje. ü Sobre y bajo voltaje. ü Sobre y baja frecuencia. ü Cuatro ajustes de sobrecorriente para la coordinación de protección. ü Cinco zonas de protección; 4 hacia delante y 1 hacia atrás. ü Dos algoritmos de protección uno para fallas monofásicas y otro para fallas trifásicas (Mho y Cuadrilateral). ü Teleprotección PUTT o POTT. ü Supervisión de transformadores de potencial y corriente. ü Pérdida de carga. ü Carga fría para bloquear la protección de sobrecorriente. ü Conductor roto. ü Falla de interruptor con disparo y redisparo. ü Cierre en falla SOTF / TOR. ü Chequeo de sincronismo. ü Autorecierre con al menos 4 intentos temporizados. ü Función de power swing. ü Registro de la corriente de ruptura cuando el interruptor abre. ü Registro del número de operaciones del interruptor. ü Cuatro grupos independientes de ajuste como mínimo. ü Doce (12) LEDs mínimo para indicaciones de disparo, supervisión, alarmas, etc. ü Pantalla LCD y teclado para programación local. 2.2
CONTROLADOR DE BAHÍA (BCU)
La supervisión y control de los equipos asociados a las bahías de niveles 4 y STN (Interruptor, Seccionador de barra, línea o trafo y de puesta a tierra), se hará mediante la implementación de un equipo controlador de bahía, que dispondrá de pantalla LCD para presentar el diagrama unifilar, con el estado de los equipos.
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El controlador de bahía deberá presentar información complementaria de valores de medidas como tensiones, corrientes y medidas obtenidas de éstas. El Controlador de bahía estará dotado de llaves o funciones que le permitan al Operador de la Subestación realizar órdenes de apertura y/o cierre de interruptores y seccionadores, así como llaves o switches para la selección de operación remota o local y para el bloqueo o desbloqueo del equipo. El controlador de bahía estará dotado de LEDs configurables en cantidad igual o superior a 14 que permitan registrar alarmas ó información complementaria de los elementos. Las unidades de control ejecutarán todas las funciones relacionadas con la bahía, como secuencias de comandos, enclavamientos de bahía y de subestación, adquisición de datos, salidas de comandos y el procesamiento de señales requerido por los diferentes elementos de la instalación de potencia de las bahías correspondientes. Sus funciones deben ser: ü Adquisición de eventos. ü Adquisición de los valores de medida y conteo de energía mediante pulsos. ü Control local y remoto de los elementos asignados. ü Almacenamiento de datos (al menos de 2000 eventos). ü Comunicación de datos al HMI y otros subsistemas interconectados. ü Cálculo derivado de valores de operación. El diseño y funcionalidad del sistema de enclavamientos para el equipo de patio deberá ser confiable, seguro y basado en el estándar IEC 61131-3. La perfecta determinación y procesamiento de todas las posiciones de equipos de corte de la subestación deberán asegurarse durante todo el tiempo. La no claridad en la información, tal como posiciones intermedias o fallas de equipos, fallas en la transferencia de datos, etc., deberán evitar operaciones no permitidas de control. Las funciones de control, regulación y sincronización requerirán la recolección completa y procesamiento de toda la información en la bahía. La información deberá ser actualizada y validada. Cualquier mala operación de los sis-temas de control y regulación, deberán ser evitadas mediante el uso de ecuaciones de enclavamiento. Si el control a nivel del Centro de Control (CDS) o los sistemas de regulación fallan, se debe tener un control local de respaldo. 3
PROTECCIÓN DE BAHÍAS DE TRANSFORMACIÓN, NIVELES 4 Y STN
Se deberán contemplar las siguientes unidades de protección y control por bahía: 3.1
UNIDAD DE PROTECCIÓN PRINCIPAL DE TRANSFORMADOR
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El relé deberá ser numérico, digital y microprocesado, de tipo diferencial de corriente porcentual. El PROPONENTE deberá prestar especial atención en cuanto al número de devanados existentes en cada transformador asociado. Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos. ü Protección diferencial de transformador con dos (2) pendientes de porcentualidad ajustables. ü Ajuste realizable por software o panel frontal, de relaciones de transformación de corriente, factores de igualación y grupo de conexión. ü Inmunidad para corrientes de magnetización. ü Inmunidad ante condiciones de sobreexcitación. ü Restricción para segundo y cuarto armónicos. ü Sobrecorriente instantánea y de tiempo definido de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Sobrecorriente temporizada con curvas de tiempo inverso estándar tipo ANSI e IEC de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Suficientes entradas análogas de corriente para Ia, Ib, Ic e In de cada devanado. ü En pantalla deberán presentarse corrientes por cada devanado y la corriente diferencial. 3.2
UNIDAD DE PROTECCIÓN DE RESPALDO
El relé deberá ser numérico, digital e inteligente (microprocesador), con tres unidades de medición de corriente para fallas entre fases y unidad de medición de corriente de tierra integrada, con curvas de tiempo inverso seleccionables (ANSI, IEEE o IEC). Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos. ü Sobrecorriente instantánea y de tiempo definido de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Sobrecorriente temporizada con curvas de tiempo inverso estándar tipo ANSI e IEC de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Cuatro entradas análogas de corriente para Ia, Ib, Ic e In. 3.3
CONTROLADOR DE BAHÍA (BCU)
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El control de los equipos asociados a las bahías de niveles 3 y 4 (Interruptor, Seccionador de barra, línea o trafo y de puesta a tierra), se hará mediante la implementación de un equipo controlador de bahía, que dispondrá de pantalla LCD para presentar el diagrama unifilar, con el estado de los equipos. El controlador de bahía deberá presentar información complementaria de valores de medidas como tensiones, corrientes y medidas obtenidas de éstas. El Controlador de bahía estará dotado de llaves o funciones que le permitan al Operador de la subestación realizar órdenes de apertura y/o cierre de interruptores y seccionadores, así como llaves o switches para la selección de operación remota o local y para el bloqueo o desbloqueo del equipo. El controlador de bahía estará dotado de LEDs configurables en cantidad igual o superior a 14 que permitan registrar alarmas ó información complementaria de los elementos. Las unidades de control ejecutarán todas las funciones relacionadas con la bahía, como secuencias de comandos, enclavamientos de bahía y de subestación, adquisición de datos, salidas de comandos y el procesamiento de señales requerido por los diferentes elementos de la instalación de potencia de las bahías correspondientes. Sus funciones deben ser: ü Adquisición de eventos. ü Adquisición de los valores de medida y conteo de energía mediante pulsos. ü Control local y remoto de los elementos asignados. ü Almacenamiento de datos (al menos de 2000 eventos). ü Comunicación de datos al HMI y otros subsistemas interconectados. ü Cálculo derivado de valores de operación. El diseño y funcionalidad del sistema de enclavamientos para el equipo de patio deberá ser confiable, seguro y basado en el estándar IEC 61131-3. La perfecta determinación y procesamiento de todas las posiciones de equipos de corte de la subestación deberán asegurarse durante todo el tiempo. La no claridad en la información, tal como posiciones intermedias o fallas de equipos, fallas en la transferencia de datos, etc., deberán evitar operaciones no permitidas de control. Las funciones de control, regulación y sincronización requerirán la recolección completa y procesamiento de toda la información en la bahía. La información deberá ser actualizada y validada. Cualquier mala operación de los sis-temas de control y regulación, deberán ser evitadas mediante el uso de ecuaciones de enclavamiento. Si el control a nivel del Centro de Control (CDS) o los sistemas de regulación fallan, se debe tener un control local de respaldo.
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3.4
UNIDAD DE ADQUISICIÓN REFRIGERACIÓN
Y
CONTROL
DE
TAPS,
TEMPERATURA
Y
El control de los equipos asociados al transformador se hará mediante la implementación de un equipo de entradas / salidas análogas y digitales, que dispondrá de pantalla LCD para presentar el estado de los equipos. Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos. ü Supervisión y mando de la indicación de posición de TAP ü Supervisión de estado y mando de cada etapa de refrigeración ü Supervisión de la temperatura de aceite y devanado del transformador en grados centígrados. Podrá ser suministrada como una unidad independiente o estar integrada en una de las protecciones de transformador o control de bahía. 3.5
UNIDAD ANUNCIADORA
Se deberá suministrar una unidad anunciadora para la adquisición de la señalización proveniente de las protecciones mecánicas del transformador, con capacidad de manejar las siguientes funciones: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos. ü Contar con la capacidad de manejar 16 entradas digitales opto-aisladas de 125 VDC. ü Contacto de salida para señal audible de alarma. ü Contacto de salida para señales de disparo. Podrá ser suministrada como una unidad independiente o estar integrada en una de las protecciones de transformador o control de bahía.
4
PROTECCIÓN DE BARRAJE, NIVELES 4 Y STN
4.1
UNIDAD DE PROTECCIÓN DIFERENCIAL TRIFASICA
El relé deberá ser numérico, digital y microprocesado, de tipo diferencial porcentual de corriente o de alta impedancia. Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos.
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ü Entradas independientes de corriente para cada bahía, dependiendo de lo requerido en cada subestación. ü Protección diferencial de barra con dos (2) pendientes de porcentualidad ajustables. ü Ajuste realizable por software o panel frontal. ü Falla interruptor para cada bahía, dependiendo de lo requerido en cada subestación. ü En pantalla deberán presentarse corrientes por cada bahía y la corriente diferencial. 5
PROTECCIÓN DE BAHÍAS DE TRANSFORMACIÓN, NIVEL 3
5.1
UNIDAD DE PROTECCIÓN PRINCIPAL DE TRANSFORMADOR
El relé deberá ser numérico, digital y microprocesado, de tipo diferencial de corriente porcentual. El PROPONENTE deberá prestar especial atención en cuanto al número de devanados existentes en cada transformador asociado. Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos. ü Protección diferencial de transformador con dos (2) pendientes de porcentualidad ajustables. ü Ajuste realizable por software o panel frontal, de relaciones de transformación de corriente, factores de igualación y grupo de conexión. ü Inmunidad para corrientes de magnetización. ü Inmunidad ante condiciones de sobreexcitación. ü Restricción para segundo y cuarto armónicos. ü Sobrecorriente instantánea y de tiempo definido de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Sobrecorriente temporizada con curvas de tiempo inverso estándar tipo ANSI e IEC de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Suficientes entradas análogas de corriente para Ia, Ib, Ic e In de cada devanado. ü En pantalla deberán presentarse corrientes por cada devanado y la corriente diferencial. 5.2
UNIDAD DE PROTECCIÓN DE RESPALDO DE TRANSFORMADOR
El relé deberá ser numérico, digital e inteligente (microprocesador), con tres unidades de medición de corriente para fallas entre fases y unidad de medición de corriente de tierra integrada, con curvas de tiempo inverso seleccionables (ANSI, IEEE o IEC).
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Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos. ü Sobrecorriente instantánea y de tiempo definido de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Sobrecorriente temporizada con curvas de tiempo inverso estándar tipo ANSI e IEC de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Cuatro entradas análogas de corriente para Ia, Ib, Ic e In. 5.2.1
CONTROL Y SUPERVISIÓN
La unidad de protección y control incluirá capacidades de control que hará posible junto con las entradas lógicas y las salidas, la implementación de cualquier esquema lógico de operación y contendrá al menos las siguientes características básicas. ü Control de apertura y cierre del interruptor de potencia sin importar el tipo de bobinas de cierre y apertura. ü Supervisión de posición del interruptor (abierto y cerrado). ü Contador de operaciones, contador de número de disparos y si fuere posible, almacenamiento de la corriente interrumpida en cada apertura. ü Funciones de Control lógico Local/Remoto para operar interruptores, seccionadores, etc. ü Almacenamiento de información en memoria no volátil. ü Reporte permanente de la posición del interruptor en la pantalla y la opción de programar otras señales que se requieran. ü Elementos de control digital disponibles y de uso general para implementar esquemas de control que se requieran, secuencias de maniobras, enclavamientos, etc. 5.3
UNIDAD DE ADQUISICIÓN REFRIGERACIÓN
Y
CONTROL
DE
TAPS,
TEMPERATURA
Y
El control de los equipos asociados al transformador se hará mediante la implementación de un equipo de entradas / salidas análogas y digitales, que dispondrá de pantalla LCD para presentar el estado de los equipos. Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos. ü Supervisión y mando de la indicación de posición de TAP
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ü Supervisión de estado y mando de cada etapa de refrigeración ü Supervisión de la temperatura de aceite y devanado del transformador Podrá ser suministrada como una unidad independiente o estar integrada en una de las protecciones de transformador. 5.4
UNIDAD ANUNCIADORA
Se deberá suministrar una unidad anunciadora para la adquisición de la señalización proveniente de las protecciones mecánicas del transformador, con capacidad de manejar las siguientes funciones: ü Contar con la capacidad de manejar 32 entradas digitales opto-aisladas de 125 VDC, por cada fase en caso de autotransformadores de las subestaciones Bucaramanga y Palos. Para el resto de transformadores, deberán contar con 16 entradas de las mismas especificaciones. ü Contacto de salida para señal audible de alarma. ü Contacto de salida para señales de disparo. Podrá ser suministrada como una unidad independiente o estar integrada en una de las protecciones de transformador. 6
PROTECCION DE BAHIA DE ENLACE DE TRANSFORMADOR DE NIVELES 3 Y 2
6.1
UNIDAD DE CONTROL Y PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE, FRECUENCIA Y SOBRE/BAJA TENSIÓN
El relé deberá ser numérico, digital e inteligente (microprocesador), con tres unidades de medición de corriente para fallas entre fases y unidad de medición de corriente de tierra integrada, con curvas de tiempo inverso seleccionables (ANSI, IEEE o IEC). Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos. ü Sobrecorriente instantánea y de tiempo definido de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Sobrecorriente temporizada con curvas de tiempo inverso estándar tipo ANSI e IEC de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Cuatro entradas análogas de corriente para Ia, Ib, Ic e In. ü Tres entradas de tensión para Va, Vb y Vc. ü Sobre y baja independientes.
tensión
fase-fase, fase-tierra
y trifásicos con
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temporizadores
ü Sobre y baja frecuencia con al menos cuatro escalones de frecuencia con temporizadores independientes. 6.1.1
CONTROL Y SUPERVISIÓN
La unidad de protección y control incluirá capacidades de control que hará posible junto con las entradas lógicas y las salidas, la implementación de cualquier esquema lógico de operación y contendrá al menos las siguientes características básicas. ü Control de apertura y cierre del interruptor de potencia sin importar el tipo de bobinas de cierre y apertura. ü Supervisión de posición del interruptor (abierto y cerrado). ü Contador de operaciones, contador de número de disparos y si fuere posible, almacenamiento de la corriente interrumpida en cada apertura. ü Funciones de Control lógico Local/Remoto para operar interruptores, seccionadores, etc. ü Almacenamiento de información en memoria no volátil. ü Reporte permanente de la posición del interruptor en la pantalla y la opción de programar otras señales que se requieran. ü Elementos de control digital disponibles y de uso general para implementar esquemas de control que se requieran, secuencias de maniobras, enclavamientos, etc.
7
PROTECCION DE LINEA Y ALIMENTADOR NIVELES 3 Y 2
7.1
UNIDAD DE CONTROL Y PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE, FRECUENCIA Y SOBRE/BAJA TENSIÓN
El relé deberá ser numérico, digital e inteligente (microprocesador), con tres unidades de medición de corriente para fallas entre fases y unidad de medición de corriente de tierra integrada, con curvas de tiempo inverso seleccionables (ANSI, IEEE o IEC). Funciones requeridas: ü Registro de secuencia de eventos con estampado de tiempo mínimo 250 eventos. ü Sobrecorriente instantánea y de tiempo definido de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Sobrecorriente temporizada con curvas de tiempo inverso estándar tipo ANSI e IEC de fases, fase – tierra y de secuencia negativa. ü Sobrecorriente direccional temporizada con curvas de tiempo inverso estándar tipo ANSI e IEC de fases y fase – tierra
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ü Cuatro entradas análogas de corriente para Ia, Ib, Ic e In. ü Tres entradas de tensión para Va, Vb y Vc. ü Sobre y baja independientes.
tensión
fase-fase, fase-tierra
y trifásicos con
temporizadores
ü Sobre y baja frecuencia con al menos cuatro escalones de frecuencia con temporizadores independientes. ü Autorecierre con al menos 4 intentos temporizados. 7.1.1
CONTROL Y SUPERVISIÓN
La unidad de protección y control incluirá capacidades de control que hará posible junto con las entradas lógicas y las salidas, la implementación de cualquier esquema lógico de operación y contendrá al menos las siguientes características básicas. ü Control de apertura y cierre del interruptor de potencia sin importar el tipo de bobinas de cierre y apertura. ü Control de la función de auto-recierre. ü Supervisión de posición del interruptor (abierto y cerrado). ü Contador de operaciones, contador de número de disparos y si fuere posible, almacenamiento de la corriente interrumpida en cada apertura. ü Funciones de Control lógico Local/Remoto para operar interruptores, seccionadores, etc. ü Almacenamiento de información en memoria no volátil. ü Reporte permanente de la posición del interruptor en la pantalla y la opción de programar otras señales que se requieran. ü Elementos de control digital disponibles y de uso general para implementar esquemas de control que se requieran, secuencias de maniobras, enclavamientos, etc.
8
AUXILIARES DE SUBESTACIÓN
8.1
CONTROLADOR DE BAHÍA (BCU)
El control de los equipos asociados a servicios auxiliares se hará mediante la implementación de un equipo controlador de bahía, que dispondrá de pantalla LCD para presentar el diagrama unifilar, con el estado de los equipos. El controlador de bahía deberá presentar información complementaria de valores de medidas como tensiones, corrientes y medidas obtenidas de éstas.
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El Controlador de bahía estará dotado de llaves o funciones que le permitan la operación local, así como llaves o switches para la selección de operación remota o local y para el bloqueo o desbloqueo del equipo. El controlador de bahía estará dotado de LEDs configurables en cantidad igual o superior a 14 que permitirán registrar alarmas ó información complementaria de los elementos, tanto de servicios DC y AC, así como el grupo electrógeno. Las unidades de control ejecutarán todas las funciones relacionadas, como secuencias de comandos, enclavamientos, transferencias, adquisición de datos, salidas de comandos y el procesamiento de señales requerido por los diferentes elementos de la instalación de potencia. Sus funciones deben ser: ü Adquisición de eventos para: Ø Interruptor o seccionador de auxiliares por 13.8 kV Ø Interruptor de transformador de auxiliares por 220 V Ø Interruptor de enlace entre barras de servicios esenciales y no esenciales Ø Interruptor de planta de emergencia Ø Estados y alarmas de grupo electrógeno. ü Control local y remoto de los elementos asignados. ü Almacenamiento de datos (al menos de 250 eventos). ü Comunicación de datos al HMI y otros subsistemas interconectados. ü Cálculo derivado de valores de operación. El diseño y funcionalidad del sistema de enclavamientos para el equipo de patio deberá ser confiable, seguro y basado en el estándar IEC 61131-3. La perfecta determinación y procesamiento de todas las posiciones de equipos de corte de la subestación deberán asegurarse durante todo el tiempo. La no claridad en la información, tal como posiciones intermedias o fallas de equipos, fallas en la transferencia de datos, etc., deberán evitar operaciones no permitidas de control. Las funciones de control, regulación y sincronización requerirán la recolección completa y procesamiento de toda la información en la bahía. La información deberá ser actualizada y validada. Cualquier mala operación de los sis-temas de control y regulación, deberán ser evitadas mediante el uso de ecuaciones de enclavamiento. Si el control a nivel del Centro de Control (CDS) o los sistemas de regulación fallan, se debe tener un control local de respaldo.
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8.2
MEDIDOR DE ALIMENTACIÓN CONTÍNUA
El medidor deberá ser numérico, digital e inteligente (microprocesador), con unidades de medición de corriente y tensión para alimentación del cargador de baterías (AC) y salida de estas (DC). Funciones: ü Pantalla LCD donde se muestren: Ø Tensiones de alimentación de cada cargador. Ø Tensión de salida de baterías. Ø Corriente de entrada a cada cargador. Ø Potencia activa y reactiva consumida por cada cargador Ø Corriente de salida de baterías. Podrá ser suministrado como una unidad independiente o estar integrado en la unidad de control.
9
MEDIDORES DE ENERGÍA
9.1
MEDIDOR DE CLASE 0.2S
El medidor multifuncional deberá ser numérico, digital e inteligente (microprocesador), con tres unidades de medición de corriente de fase y una unidad de medición de corriente de tierra integrada. Deberá contar con funciones de registro, automatización, y comunicación. Funciones requeridas: ü Deberá cumplir con los requerimientos de precisón para Clase 0.2 definidos por la norma ANSI C12.20-2002, o para Clase 0.2s de la norma IEC 62053-22. ü Deberá medir energía activa suministrada y/o recibida, así como energía reactiva inductiva y capacitiva para potencia suministrada y recibida. ü Por cada medida de tension y corriente se deberá almacenar la fecha y hora del último valor máximo y mínimo desde el último mando de reset de máximos y mínimos. También deberán almacenarse dichos valores para potencia activa y reactiva trifásicas. ü Deberá almacenar fluctuaciones de tensión del tipo hundimientos y picos. El preajuste de tensión nominal debe permitir la configuración de una banda límite superior e inferior, incluyendo el uso de la función de banda muerta para prevenir el desbordamiento del buffer circular. ü Deberá incluir captura de forma de onda de eventos. La capacidad de almacenamiento de un evento singular debe ser configurable, de al menos de 1 segundo de duración
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incluyendo tiempos de pre y post falla. La velocidad de muestreo deberá ser de al menos 128 muestras por ciclo. ü Deberá tener una interfaz con pantalla de cristal líquido, que permita visualizar los valores medidos en tiempo real. ü Deberá tener la capcidad de medir la distorsión armponica total, de acuerdo a la norma IEC 61000-4-7. Deberá medir al menos hasta el cincuentavo armonico de cada corriente y tensión. ü Deberá medir los indices de perceptibilidad PST y PLT, de acuerdo a la norma IEC 61000-4-15. El PST deberá ser actualizado cada diez minutos, y el PLT deberá ser actualizado cada dos horas. ü Deberá incluir un puerto óptico frontal, un puerto RS485 y un puerto Ethernet. ü Deberá soportar protocolos DNP3 / TCP y Modbus / TCP. ü Deberá tener un rango de operación entre –10° y +55°C, con humedad relativa del 95% no condensada. 9.2
MEDIDOR DE CLASE 0.5S
El medidor multifuncional deberá ser numérico, digital e inteligente (microprocesador), con tres unidades de medición de corriente de fase y una unidad de medición de corriente de tierra integrada. Deberá contar con funciones de registro, automatización, y comunicación. Funciones requeridas: ü Deberá cumplir con los requerimientos de precisón para Clase 0.5 definidos por la norma ANSI C12.20-2002, o para Clase 0.5s de la norma IEC 62053-22. ü Deberá medir energía activa suministrada y/o recibida, así como energía reactiva inductiva y capacitiva para potencia suministrada y recibida. ü Por cada medida de tension y corriente se deberá almacenar la fecha y hora del último valor máximo y mínimo desde el último mando de reset de máximos y mínimos. También deberán almacenarse dichos valores para potencia activa y reactiva trifásicas. ü Deberá almacenar fluctuaciones de tensión del tipo hundimientos y picos. El preajuste de tensión nominal debe permitir la configuración de una banda límite superior e inferior, incluyendo el uso de la función de banda muerta para prevenir el desbordamiento del buffer circular. ü Deberá incluir captura de forma de onda de eventos. La capacidad de almacenamiento de un evento singular debe ser configurable, de al menos de 1 segundo de duración incluyendo tiempos de pre y post falla. La velocidad de muestreo deberá ser de al menos 128 muestras por ciclo. ü Deberá tener una interfaz con pantalla de cristal líquido, que permita visualizar los valores medidos en tiempo real.
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ü Deberá tener la capcidad de medir la distorsión armponica total, de acuerdo a la norma IEC 61000-4-7. Deberá medir al menos hasta el cincuentavo armonico de cada corriente y tensión. ü Deberá medir los indices de perceptibilidad PST y PLT, de acuerdo a la norma IEC 61000-4-15. El PST deberá ser actualizado cada diez minutos, y el PLT deberá ser actualizado cada dos horas. ü Deberá incluir un puerto óptico frontal, un puerto RS485 y un puerto Ethernet. ü Deberá soportar protocolo DNP3 serial y sobre TCP/IP. ü Deberá tener un rango de operación entre –10° y +55°C, con humedad relativa del 95% no condensada.
10
CARACTERÍSITICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS
Ver Anexo 7 de la presente invitación a presentar oferta.
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CAPÍTULO 9:
OFERTA ECONÓMICA CUADRO DE CANTIDADES Y PRECIOS
ITEM
EQUIPO
Und
Cant
VALOR. UNIT. VALOR (COL$) TOTAL (COL$)
CAPITULO 3 – EQUIPO DE COMUNICACIONES 1
1.1
1.2
1.3
1.4
EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA SUBESTACIONES INTERCONETADAS CON FIBRA OPTICA SWITCH Tipo I Modelo Referencia Cantidad Módulo GBIC SPF
2 2.1 2.2 2.3
Cantidad Cable de Apilamiento Marca Referencia Cantidad SWITCH Tipo II
Marca Referencia Cantidad EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA SUBESTACIONES INTERCONECTADAS CON SALIDA SATELITAL Suministro de una Antena Satelital Tipo VSAT de 1.2 m. de diámetro con receptor, transmisor y modem satelital. Router Firewall VPN con Switch de 8 puertos 10/100 Mbps UPS monofasica.de 2.2 KVA on line con tarjeta de red ethernet (SNMP) Regulador de voltaje de 2 KVA.Monofásico
2.5
Rack de comunicaciones de 6 ft de alto con normas EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA SUBESTACIONES RURALES INTERCONECTADAS VIA CELULAR Router celular GSM/GPRS/EDGE con puerto serial RS232/485 + ethernet 10/100 con soporte a protocolos industtriales y VPN. UPS monofasica.de 2.2 KVA on line con tarjeta de red ethernet (SNMP)
3.1 3.2
Und
12
Und
3
Und
23
Und
46
Und
7
Und
7
Und
7
Und
7
Und
6
Und
48
Und
48
Marca Modelo
2.4
3
6
Marca Referencia
Referencia Cantidad Módulo GBIC SPF 1.5
Und
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3.3 4
4.1 4.2 4.3 5
5.1
5.2
5.3
5.4
Regulador de voltaje de 2 KVA.Monofásico EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA RECONECTADORES SENCILLOS Y SECCIONADORES INTERCONECTADOS VIA CELULAR Router celular GSM/GPRS/EDGE con puerto serial RS232/485 + ethernet 10/100 con soporte a protocolos industtriales y VPN. PLC Fuentes de alimentación SERVICIOS DE CONFIGURACION Y PUESTA EN MARCHA DE LOS SISTEMAS DE COMUNICACIÓN Servicios de configuración e instalación de equipos de comunicación via fibra óptica para 29 subestaciones interconectadas al centro de control Servicios de configuración e instalación de equipos de comunicación via satelital con un año de servicio para 7 subestaciones remotas interconectadas al centro de control Servicios de configuración e instalación de equipos de comunicación via celular con un año de servicio para 48 subestaciones rurales interconectadas al centro de control Servicios de configuración e instalación de equipos de comunicación via celular con un año de servicio para 65 reconectadores y seccionadores interconectados al centro de control
Und
48
Und
65
Und
50
Und
50
Und
29
Und
7
Und
48
Und
65
Und
206
Und
27
Und
49
Und
1
Und
1
Und
4
CAPITULO 4. CALIDAD DE LA POTENCIA 1 1.1 2 2.1 2.2 3
3.1
4 4.1
4.2
EQUIPOS DE MEDIDA Medidor de Calidad de la Potencia Eléctrica TABLEROS DE INTEGRACIÓN Tableros Tipo interior de diferentes dimensiones (acorde a la cantidad de medidores que contenga) Tableros Tipo exterior de diferentes dimensiones (acorde a la cantidad de medidores que contenga) SOFTWARE Software para el Sistema de Gestión de Calidad de la Potencia Eléctrica, licenciado para la administración y manejo de doscientos seis (206) medidores de calidad de la potencia eléctrica HARDWARE Servidor o PC tipo Industrial para manejo de información del Sistema de Calidad de la Potencia Eléctrica de ESSA ESP. Computadores portátiles licenciados para descargar la información de manera directa de los medidores de calidad de la potencia eléctrica
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4.3 5
Ingeniería de cableado y conexionado entre equipos de patio y tableros de integración.
Gl
1
CABLES
5.1
Cable 4x10 AWG Apantallado.
m
Gl
5.2
Cable 4x12 AWG Apantallado.
m
Gl
5.3
Cable 2x12 AWG Apantallado.
m
Gl
m
Gl
m
Gl
m
Gl
Gl
Gl
Gl
Gl
5.4
5.5
5.6
6 6.1 7
7.1
Cable de control (varios calibres) para conexión interna de equipos en Tableros de Integración. Cable de control para conexión a interruptores y celdas hasta los tableros de integración para realizar la lógica de interruptores. Cable de comunicaciones (varias referencias) para conexión desde Tableros de Integración hasta Tableros de Comunicaciones en c/u de las Subestaciones y desde el Tablero de Comunicaciones en el Centro de Control hasta el Servidor destinado para este propósito. PUESTA A TIERRA Materiales para puesta a tierra (Cable de cobre y conectores) OTROS MATERIALES Tubería para conexión de equipos en patio, abrazaderas, canaletas y materiales adicionales necesarios para el tendido de cable de control, desde patio y en el interior de los Tableros de integración.
2. MONTAJE DE EQUIPOS, PRUEBAS Y PUESTA EN FUNCIONAMIENTO. Montaje, cableado, conexionado, pruebas y 2.1 puesta en servicio de Tablero de Integración Und 27 Tipo interior. Montaje, cableado, conexionado, pruebas y 2.2 puesta en servicio de Tablero de Integración Und 49 Tipo exterior Montaje, pruebas y Puesta en Servicio del Sistema de Medición y Registro de calidad de 2.3 Und 1 la Potencia Eléctrica (incluye hardware y software). Capacitación y entrenamiento para personal de ESSA ESP en el manejo del Software de 2.4 Gl 1 Gestión de Calidad de la Potencia y Software del medidor Instalación de tubería y materiales menores para tendido de cable de control, incluye 2.5 Gl 1 retiro y reconstrucción de capa de triturado en patios de las subestaciones. 2.6
Tendido, riega y conexionado de cable de control (varios calibres)
Gl
Gl
2.7
Tendido, riega y conexionado de cable de comunicaciones (varios calibres)
Gl
Gl
CAPITULO 5. SCADA.
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1
Sistema SCADA.
Und
1
2
Servidor SCADA/ICCP.
Und
2
3
Servidor Históricos.
Und
1
4
Servidor de seguridad Informática.
Und
1
5
Servidor WEB.
Und
1
6
Ruteador Firewall.
Und
1
7
Relos GPS.
Und
1
8
Estaciones de mantenimiento.
Und
2
9
Estaciones de Operación.
Und
6
10
Sistema de Video Wall.
Und
1
11
Servidor de Imágenes (video wall).
Und
1
Und
1
Und
28
Und
48
12 13 14
Software administración de Imágenes (video wall). Concentrador de señales para las subestaciones tradicionales. Concentrador de señales para las subestaciones tipo.
15
Impresoras.
Und
2
16
Switch.
Und
2
CAPITULO 6 – DISEÑO CENTRO DE CONTROL 1 1.1 2 2.1
Iluminación centro de control Diseño y construcción del sistema de iluminación con normas técnicas adecuadas al C. De Control.
GL
1
Muebles divisiones sillas PUESTO TIPO RECEPCION
2.1.1
Superficie de trabajo de 2,20m*0,60m*0,90m
Und
1
2.1.2
Superficie de trabajo de 0,90m*0,60m
Und
1
2.1.3
Superficie de trabajo de 1,50m*0,50m
Und
1
2.1.4
Archivadores 2g+a
Und
2
2.1.5
Soportes laterales
Und
3
2.1.6
Faldón metálico de 1,80m
Und
1
2.1.7
Faldón metálico de 1,20m
Und
1
2.1.8
Portateclado extensible
Und
1
2.1.9
Base para CPU
Und
1
2.1.10
Silla ejecutiva espaldar alto ref frodo alta con brazos graduables
Und
1
2.1.11
Silals interlocutoras en paño
Und
2
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2.2
PUESTO TIPO INGENIERO
2.2.1
Superficie de trabajo de 1,50m*0,60m*0,90m
Und
2
2.2.2
Superficie de trabajo de 0,80m*0,55m
Und
2
2.2.3
Archivadores 2g+a
Und
2
2.2.4
Soportes laterales
Und
4
2.2.5
Faldón metálico de 1,50m
Und
2
2.2.6
Portateclados extensibles
Und
2
2.2.7
Bases para cpu
Und
2
2.2.8
División modular de h= 2,20m, incluyendo puerta
M2
23.23
2.2.9
Sillas ejecutivas espaldar alto ref frodo con brazos brazos graduables
Und
2
2.2.10
Sillas interlocutoras en paño
Und
4
M2
14.54
Und
1
Und
2
Und
2
2.3 2.3.1 2.4 2.4.1 2.5 2.5.1 2.6 2.6.1 2.7
AREA COMUNICACIÓN Y UPS División modular de h= 2,20m SALA CRITICA Mesa de juntas para 10 personas ZONA INGENIERIA Puestos especiales para ingenieria según diseño ZONA DE MONITOREO Puestos especiales para monitoreo según diseño SALA DE ESPERA
2.7.1
Poltrona doble
Und
1
2.7.2
Poltrona sencilla
Und
5
2.7.3
Mesa de centro
Und
2
Und
2
Und
1
Und
6
Und
2
Und
4
Und
50
Und
4
3 3.1
SISTEMA INTEGRADO DE SEGURIDAD CONTROL DE ACCESO
3.1.1
Suministro e Instalacion de Controladora 4 Lectoras. Expandible
3.1.2
Suministro e instalacion Modulos Auxiliares controladoras 4DO Suministro e instalacion Lectoras de Proximidad Suministro e instalacion Lectoras de Proximidad con PIN Suministro e instalacion Electroimanes 400 Lbs Suministro y configuracion Tarjetas de Proximidad Suministro e instalacioncontactos Magneticos de Sobreponer
3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.1.6 3.1.7 3.1.8
Suministro de Sotfware de Control
Und
1
3.1.9
Suministro Servidor para Sistema
Und
1
3.1.10
Cableado para Lectoras
m
260
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3.1.11
Cableado electroimanes
m
130
3.1.12
Cableado contactos magneticos
m
130
3.1.13
Tuberia EMT 3/4"
m
90
Und
1
Und
4
m.
115
Und
115
m
85
Gl
1
Gl
1
3.2
SISTEMA DE CCTV
3.2.1
Suministro e instalacion Videograbador Canales Integrable al Sistema 320 GB
3.2.2
Suministro e instalacion Camaras Tipo Mini Domo 480 TVL
3.2.3
Cableado para señal de Video
3.2.4
Cableado alimentacion electrica camaras
3.2.5
Tuberia EMT 3/4"
3.2.6
Ingenieria y configuracion
3.2.7
Ingenieria y Configuracion Accesos Ingenieria y Configuracion Seguridad por CCTV
3.2.8
4
Sistema
de
Sistema
de
4
PISO FALSO - BANDEJAS PORTA CABLES Y CAJAS DE SERVICIO
4.1
Suministro e Instalación de de piso falso tipo americano de fibra celulosica con laminado de alta presión antiestático micarta. Y chupa de movilización de dos ventosas
m2
200
4.2
Suministro e Instalación de Bandejas porta cables en acero galvanizado con accesorios.
ml
65
5
CABLEADO ESTRUCTURADO CAT 6A UTP y FIBRA OPTICA
5.1
Suministro e Instalación de Fibra óptica Multimodo 50/125 µm. Para interiores.
ml
120
5.2
Suministro e Instalación de ODF para fibra de 24 hilos fusionada con la fibra. Con 6 patch cord de fibra optica multimoda duplex SC-LC - 2 m. M
und
2
5.3
Suministro e Instalación de cable UTP cat 6A
ml
1,600
5.4
Suministro e instalacion de Herraje modular para 24 puertos para patch panel cat 6A
Und.
12
5.5
Suministro e intalacion de Track jack cat 6A
Und.
72
5.6
Suministro e Instalación de work areas dobles
und
10
5.7
Suministro e Instalación de patch panel modular de 24 puertos cat 6A UTP
und
5
5.8
Caja de servicios electricos y de datos para piso falso. Suministro e Instalación de patch cord UTP cat 6A de 5ft Suministro e Instalación de patch cord UTP cat 6A de 7ft Suministro e Instalación de organizador de cables horizontales frontal y posterior para cable CAT 6A Suministro e Instalación de organizador de cable vertical
und
1
und
56
und
56
und
5
und
1
5.9 5.10 5.11 5.12
Página 275 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
5.13
Rack abierto de piso de 13 unidades de rack.
und
5
5.14
Gabinete de 6 ft. Con normas puerta en malla color negro, multitoma eléctrica de 10 servicios, kit de ventilación e iluminación
und
1
5.15
Certificación cat 6A
und
56
6
EQUIPOS ACTIVOS
und
1
und
2
und
2
und
1
Gl
1
und
1
ml
41
ml
250
6.1
6.2
Suministro e Instalación de FIREWALL CISCO 2800- de tipo UTM incluye filtro de contenido con 12 categorias basicas, filtro antivirus, filtro spyware, filtro MSN, P2P, IPS, filtro basico de correo, VPN bajo IPSEC y SSL. Para montar en rack Suministro e Instalación de Switch capa 2/3 /4 administrable de 24 puertos 10/100/1000 y 4 puertos SFP/UTP (1000 base xx /1000base T), con slot pata 10G y cable de apilamiento.
6.3
Suministro e Instalación de Conversores de medio Multimodo a UTP fase ethernet 10/100
6.4
Suministro e Instalación de Acces point Wi-FI 802.11b/g. Toda la ingeniería de montaje del gabinete de comunicaciones en el centro de control, las subestacion remota y configuracion de equipos de comunicación
6.5 7
7.1
7.2
7.3
SISTEMA ELECTRICO CDL Suministro e Instalación un armario autosoportado para distribución eléctrica con protecciones , totalizadores, TVS, conmutador y protecciones de circuitos según alcances proyecto. Suministro e instalación de Acometida principal de 4 conductores 1/0 AWG + 8AWG aislados y canalizados desde el tablero principal hasta el armario del centro de control Suministro e Instalación de 9 circuitos eléctricos regulados para el centro de control. 3x12 THWN
7.4
Multitoma con picoproteccion para montar en rack de 19" con seis salidas
Und
7
7.5
Toma electrica con polo a tierra aislado color naranga grado hospitalario
Und
10
7.6
Suministro e Instalación de 9 circuitos eléctricos monofasicos NO regulados monofasicos 3x12 THWN
ml
250
7.7
Multitoma con picoproteccion para montar en rack de 19" con seis salidas NO reguladas
Und
7
7.8
Toma electrica con polo a tierra aislado color blanco
Und
10
7.9
Suministro e Instalación de la malla a tierra de los pedestales del piso falso, bandejas portacables y aterramiento de gabinetes.
Gl
1
Página 276 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
7.10
Suministro e Instalación de sistema de monitoreo de los parámetros eléctricos del tablero de distribución con puerto de comunicación serial. (SIMEAS P) opcional Toda la ingeniería de conexión eléctrica del CDL. Para poner en marcha el sistema electrico
Und
1
Gl
1
und
1
Gl
1
Und
1
Und
1
9.2.1
Sistema detección temprana incipiente, incluye: diseño, suministro, instalación, programación y arranque del sistema. Sistema compuesto de: detector , fuente poder, cañerias. Arranque del sistema. Sistema compuesto de: detector , fuente poder, cañerias
Und
1
9.2.2
Sistema deteccion cruzada, supresión con agente limpio: diseño, suministro, instalación,programación y arranque del sistema,compuesto de sistema cilindros main & reserve de agente limpio, con manifold, valvulas, cheques,conectores flexibles, tuberia pesada, boquillas panel de control, detector ionico, detector fotoelectrico, cableado de control, cableado electrico, baterias. Sistema de control de accesos por proximidad, integrado
Und
1
7.11 8 8,1 8,2 9 9.1
9.1.1
9.1.2
9.2
9.3
SISTEMA UPS Suministro e Instalación UPS tipo online de 30 KVA doble conversión Toda la ingeniería de conexión eléctrica y puesta en marcha de la UPS al tablero de distribución eléctrica del CDL SISTEMA CONTRAINCENDIO CUARTO DE UPS Sistema detección temprana incipiente, incluye: diseño, suministro, instalación, programación y arranque del sistema. Sistema compuesto de: detector , fuente poder, cañerias. Arranque del sistema. Sistema compuesto de: detector , fuente poder, cañerias Sistema deteccion cruzada, supresión con agente limpio: diseño, suministro, instalación,programación y arranque del sistema,compuesto de sistema cilindros main & reserve de agente limpio, con manifold, valvulas, cheques,conectores flexibles, tuberia pesada, boquillas panel de control, detector ionico, detector fotoelectrico, cableado de control, cableado electrico, baterias. Sistema de control de accesos por proximidad, integrado CUARTO DE COMUNICACIONES
Salon de control y video wall
Página 277 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
9.3.1
Sistema detección temprana incipiente, incluye: diseño, suministro, instalación, programación y arranque del sistema. Sistema compuesto de: detector , fuente poder, cañerias. Arranque del sistema. Sistema compuesto de: detector , fuente poder, cañerias
Und
1
9.3.2
Sistema deteccion cruzada, supresión con agente limpio: diseño, suministro, instalación,programación y arranque del sistema,compuesto de sistema cilindros main & reserve de agente limpio, con manifold, valvulas, cheques,conectores flexibles, tuberia pesada, boquillas panel de control, detector ionico, detector fotoelectrico, cableado de control, cableado electrico, baterias. Sistema de control de accesos por proximidad, integrado
Und
1
9.3.3
Ingenieria - direccion - supervision proyecto incluye: diseño e ingeniería, direccion supervision catalogos - dossier capacitacion y entrenamiento
Und
1
Und
2
Und
2
Und
2
10
Equipos de aire acondicionado
10.1
Unidad manejadora /220v/3ph/60 hz Marca : modelo :
para
3200
cfm
10.2
Unidad condensadora para 90000 btu/hr R-22/220v/60HZ/3 PH Marca : modelo :
10.3
Control de temperatura Termostato digital programable dos etapas tipo ambiente Conductos y aislamientos
10.4
Conductos en lamina galvanizada C 22
M2
78
10.5
Conductos en lamina galvanizada C 24
M2
196
10.6
Aislamiento termico en duct-wrapp
M2
274
Rejilas de suministro y retorno 10.7
Difusores de suministro
Ft2
20
10.8
Rejillas de retorno
Ft2
18
10.9
Rejillas para toma de aire exterior
Ft2
2
Tuberia de cobre de interconexion 10.10
Tuberia de cobre tipo L de 1 1 /8
m
24
10.11
Tuberia de cobre tipo L de 1/2
m
24
10.12
Aislamiento termico en rubatex
m
24
10.13
Recubrimiento en aluminio de 0,5 mm
m
24
10.14
Valvulas de corte de 1/2 tipo bola
Und
2
10.15
Valvula de expansion termostatica igualador externo para R-22
Und
2
10.16
Filtro secador para 1/2 " roscable
Und
2
Accesorios en la linea de refrigeracion con
Página 278 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
10.17 10.18
Mirilla de liquido con indicador de humedad 1/2" Valvula solenoide Tablero electrico distribucion
10.19
de
control
fuerza
Und
2
Und
2
Und
1
Gl.
1
Gl.
1
y
Incluye cofre, barraje , breakre totalizador ppal , breaker por sistema , contactor y relevo de protección termica para cada unidad manejadora,vigilante de tension , luces piloto, interruptores de encendido apagado Acometida electrica de interconexion
10.20
Acometida electrica en tuberria galvanizada tipo EMT cable AWG-THHN Servicios de ingenieria
10.21
Ingenieria detallada , planos ,memorias , alistamiento pruebas , arranque y puesta en servicio
CAPITULO 7 – INTEGRACIÓN Y AUTOMATIZACIÓN DE DISPOSITIVOS ELÉCTRÓNICOS INTELIGENTES. 1
San Alberto
Und
31
2
Sabana de Torres
Und
32
3
Lizama
Und
35
4
Termobarranca
Und
82
5
Caneyes
Und
18
6
Palenque
Und
78
7
Bucaramanga
Und
48
8
Florida
Und
53
9
Minas
Und
65
10
Palos
Und
65
11
Bucarica
Und
33
12
Norte
Und
39
13
Parnaso
Und
39
14
Buenos Aires
Und
33
15
San Silvestre
Und
50
16
Cimitarra
Und
24
17
Principal
Und
56
18
Sur
Und
47
19
Bosque
Und
46
20
Conuco
Und
67
21
San Gil
Und
67
22
Socorro
Und
28
23
Barbosa
Und
43
Página 279 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
24
García Rovira
Und
37
25
Palmas
Und
49
26
Zaragoza
Und
37
27
Calichal
Und
27
28
Servita
Und
27
29
Subestaciones Tipo. Integración de cantidad 48 x 3 reconectadores en c/u.
Und
144
30
Subestaciones Tipo. Suministro, integración y parametrización de concentradores de comunicación similares a los descritos en el capitulo IV, sección 10.1
Und
48
31
Integración de Reconectadores y Seccionalizadores incluyendo programación de PLC en dónde se requiera, pruebas y puesta en servicio de control y mandos remotos de los mismos.
Und
65
CAPITULO 8 – RELÉS DE PROTECCIÓN Y/O MEDIDA. 1
Medidores Clase 0.2s.
Und
141
2
Medidores Clase 0.5s.
Und
259
3
Unidad Anunciadora.
Und
46
4
Unidad Control taps y Refrigeracion.
Und
62
5
Unidad de Protección de Línea nivel STN.
Und
4
6
Unidad de Protección de Línea nivel 4.
Und
33
7
Unidad de Protección de Alimentador niveles 2 y 3.
Und
96
8
Unidad Protección Transformador nivel STN.
Principal
de
Und
4
9
Unidad Protección Principal Transformador niveles 4, 3, 2 y 1.
de
Und
62
10
Unidad Protección Respaldo Transformador lado STN.
Und
4
11
Unidad Protección Respaldo Transformador lado niveles 4, 3, 2 y 1.
Und
56
12
Unidad Protección de Enlace Transformador niveles 4, 3 y 2.
Und
45
13
Unidad Protección de Barra.
Und
2
14
Unidad Control de Bahia.
Und
93
15
Instalacion, parametrización y puesta en servicio de medidores.
Und
446
16
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad Anunciadora.
Und
46
de
Página 280 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
17
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad Control Taps y Refrigeracion.
Und
62
18
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad de Protección de Línea nivel STN.
Und
4
19
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad de Protección de Línea nivel 4.
Und
33
20
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad de Protección de Alimentador niveles 2 y 3.
Und
96
21
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad Protección Principal de Transformador nivel STN.
Und
4
22
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad Protección Principal de Transformador niveles 4, 3, 2 y 1.
Und
62
23
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad Protección Respaldo Transformador lado STN.
Und
4
24
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad Protección Respaldo Transformador lado niveles 4, 3, 2 y 1.
Und
56
25
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad Protección de Enlace de Transformador niveles 2, 3 y 4.
Und
45
26
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad Protección de Barra.
Und
2
27
Instalación, parametrización y puesta en servicio de Unidad Control de Bahia.
Und
93
28
Estudio de coordinación de protecciones de transmision, distribución y redes.
Und
Gl Subtotal:
IVA (16 %): Total:
FIRMA:
_______________________________________ EMPRESA: NIT: REPRESENTANTE LEGAL: DIRECCIÓN: TELÉFONO:
Página 281 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
CAPÍTULO 10: ANEXOS ANEXO 1:
CONDICIONES DEL CONTRATO.
ANEXO 2:
MODELO DE CARTA DE PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA.
ANEXO 3:
INFORMACION GENERAL DEL PROPONENTE.
ANEXO 4:
CERTIFICADO DE VISITA.
ANEXO 5:
CUADRO DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS EQUIPOS DE COMUNICACIONES.
ANEXO 6:
CARACTERÍSITICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS EQUIPOS DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA.
ANEXO 7:
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS DE LOS RELES DE PROTECCIÓN.
ANEXO 8:
RESOLUCIONES CREG 024/2005 Y 016/2007.
ANEXO 9:
MODIFICACIÓN A NUMERALES 6.2.1 Y 6.2.2 DEL ANEXO GENERAL DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998.
ANEXO 10:
DISEÑO CENTRO DE CONTROL. PLANO Y VISTA FRONTAL DESDE SISTEMA VIDEO WALL
ANEXO 11:
UNIFILAR GENERAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ESSA.
ANEXO 12:
UNIFILAR INDIVIDUAL ELÉCTRICO DE ESSA.
DE
LAS SUBESTACIONES
Página 282 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
DEL
SISTEMA
ANEXO 1. 1.
CONDICIONES DEL CONTRATO
PRACTICA COMERCIAL
Ninguna práctica comercial ó conducta habitual en desarrollo del contrato, será pertinente para explicar ó modificar cualquier disposición de los términos de referencia o del contrato, del cual hace parte integral.
2.
CESIÓN DEL CONTRATO
EL CONTRATISTA no podrá subcontratar ni ceder el contrato sin la previa autorización escrita de la ESSA ESP, pudiendo ésta reservarse las razones para negar la razón de la cesión y/o subcontratación.
3.
CONFLICTO ENTRE DOCUMENTOS
En caso de conflicto entre los términos de referencia y la propuesta prevalecerán los términos de referencia. 4.
CAMBIOS Y AJUSTES A LOS TERMINOS DE REFERENCIA DURANTE LA EJECUCIÓN
Durante la ejecución del contrato, teniendo en cuenta que estos términos de referencia sirven de base para el presente proceso de contratación y hace parte integral del contrato, no deberá ser modificada. Si por circunstancias técnicas, económicas o de fuerza mayor, durante la ejecución del contrato se tuviere la necesidad de hacer modificaciones, EL INTERVENTOR deberá consultar con antelación su viabilidad con el Comité de Evaluación. En caso de ser viable, será aprobada la modificación, mediante acta con el visto bueno del Gerente General de la ESSA ESP Cualquier decisión que tome EL INTERVENTOR contraria a esta disposición, no tendrá ninguna validez ni compromete a la ESSA ESP, en consecuencia será de su absoluta responsabilidad y se acogerá a las consecuencias que se deriven de la aplicación de la ley y las normas consagradas para tal efecto.
5.
ADICIONES AL VALOR DEL CONTRATO
Cuando sea necesario modificar el valor del contrato, el GERENTE GENERAL y EL CONTRATISTA, suscribirán el correspondiente acuerdo, previa disponibilidad presupuestal.
6.
ADICIONES AL PLAZO DEL CONTRATO
Página 283 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Cuando sea necesario modificar el plazo del contrato, EL GERENTE GENERAL CONTRATISTA, suscribirán el correspondiente acuerdo.
7.
y EL
OBLIGACIONES DE LAS PARTES
Corresponden al CONTRATISTA las siguientes: ü Cumplir con el objeto y alcance del contrato. ü Cumplir todas las órdenes y atender las sugerencias propuestas por la Interventoría. ü Presentar, para el pago, las actas de cumplimiento a entera satisfacción de la ESSA ESP, dentro de los términos establecidos y de acuerdo con las exigencias. ü Expedir y presentar las pólizas en el término establecido de conformidad con los términos de referencia. ü Cumplir con los indicadores de calidad estipulados en el anexo 4 literal a. ü Cumplir oportunamente con los salarios ofertados en la planilla del anexo 6 del personal operativo del contrato. ü Cumplir oportunamente con el pago de salud, pensión, riesgos profesionales, parafiscales del personal operativo del contrato. ü Mantener durante la vigencia del contrato el personal ofertado cumpliendo con los perfiles solicitados según anexo 4 literal c. ü Suministrar y mantener durante la vigencia del contrato los vehículos, equipos y herramienta ofertados, cumpliendo con las características ofertadas, solicitadas según las tablas del anexo 4 literal c. Corresponde a la ESSA ESP: ü Cancelar oportunamente a EL CONTRATISTA las cuentas adeudadas de conformidad con lo establecido. ü Velar por el cumplimiento de las obligaciones derivadas del contrato a través de LA INTERVENTORIA. ü Atender las reclamaciones y peticiones necesarias para la buena marcha del contrato, dentro de los términos prudenciales.
8.
INTERVENTORIA
La ESSA ESP designará uno ó más INTERVENTORES para que en su representación verifiquen y dirijan la ejecución del contrato.
Página 284 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
EL CONTRATISTA deberá someterse a las determinaciones y sugerencias de la Interventoría, cuando ellas sean inherentes a su cargo y a las que se requieran para un correcto desarrollo del mismo. La Interventoría representará a la ESSA ESP y será intermediaria entre ésta y EL CONTRATISTA y por su conducto se tramitarán todas las cuestiones relativas al desarrollo del contrato. EL CONTRATISTA permitirá que los funcionarios de la ESSA ESP inspeccionen en cualquier momento la ejecución del contrato. Son funciones de la interventoría, entre otras: ü Otorgar soporte a EL CONTRATISTA con miras a la correcta ejecución del contrato. ü Exigir el cumplimiento del contrato en todas o en cualquiera de sus partes. ü Atender y resolver toda consulta sobre posibles omisiones o errores en los procesos. ü Estudiar o recomendar los cambios sustanciales que sean necesarios o convenientes a los términos de referencia durante la ejecución del contrato y presentarlos a consideración de la ESSA ESP ü Todas las demás atribuciones que correspondan directamente a la Interventoría. No obstante lo anterior, la ESSA ESP aclara que la labor del interventor no exime al CONTRATISTA de su plena responsabilidad en la implementación de controles, pruebas, registros, etc... Que sean necesarios para la correcta ejecución del contrato. Todas las indicaciones, recomendaciones, modificaciones y actas que se cursen entre la ESSA ESP o EL INTERVENTOR y EL CONTRATISTA, deben hacerse por escrito.
9.
CLAUSULA PENAL SANCIONATORIA
En caso de incumplimiento del presente contrato o rescisión del contrato la parte incumplida pagara a la otra, el diez por ciento (10%) sobre el valor total del contrato, a título de sanción, la cual se hará efectiva mediante comunicación motivada y cuyo valor podrá ser deducido por la parte cumplida de las cuentas pendientes de pago o de las garantías. En todo caso podrá hacerse efectiva por vía judicial. Esto sin perjuicio de la opción que tiene la parte cumplida de cobrar la indemnización de perjuicios que le puede acarrear el incumplimiento de las obligaciones que se generan en el desarrollo del contrato.
10.
CAUSALES DE TERMINACIÓN ANTICIPADA DEL CONTRATO
Son causales para dar por terminado de manera anticipada el contrato por parte de la ESSA ESP, las siguientes: ü El mutuo acuerdo de las partes.
Página 285 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ü El incumplimiento por parte de EL CONTRATISTA de sus obligaciones según lo estipulado en los presentes términos de referencia y en el contrato. ü Utilizar la infraestructura de personal y equipo presentado para este contrato en otros contratos de montaje, mantenimiento y/o construcción de subestaciones. ü El incumplimiento de cualquiera de los requisitos establecidos en las normas que rigen la actividad contratada. ü Toda negligencia por parte de EL CONTRATISTA o el incumplimiento injustificado de las recomendaciones de la ESSA ESP, que entorpezca el cumplimiento del contrato. ü Las demás que se encuentren consagradas y vigentes en la ley. Son causales para dar por terminado de manera anticipada el contrato por parte de EL CONTRATISTA, las siguientes: ü El mutuo acuerdo de las partes. ü El no pago de dos facturas consecutivas correspondientes a las actividades derivadas de la ejecución del contrato, lo anterior siempre y cuando EL CONTRATISTA haya cumplido con todos los requisitos de pago establecidos en los presentes términos de referencia. 11.
LIQUIDACIÓN DEL CONTRATO
El plazo máximo para efectuar la liquidación será de cuatro (4) meses, contados a partir de la finalización del término pactado para la ejecución. En ésta etapa se acordarán los ajustes, revisiones, reconocimientos y transacciones a que haya lugar. En el acta de liquidación constarán, además, los acuerdos, conciliaciones y transacciones a que lleguen las partes para poner fin a las divergencias presentadas y poderse declarar a paz y salvo. Si el CONTRATISTA no se presenta a la liquidación ó las partes no llegan a un acuerdo sobre el contenido de la misma, será practicada directa y unilateralmente por la ESSA ESP y se adoptará mediante acta. En consecuencia, los pagos a favor de EL CONTRATISTA que resulten de la liquidación respectiva se consignarán a su nombre en la cuenta de depósitos judiciales del Banco Agrario de Colombia. Si el saldo es a favor de la ESSA ESP, se declarará incumplimiento del contrato y se harán efectivas las pólizas.
12.
EQUIPO DEL PROPONENTE
EL CONTRATISTA deberá poseer para el desarrollo del contrato, el equipo y herramienta necesarios para su ejecución, estos deben cumplir con las características técnicas estipuladas en las normas vigentes.
Página 286 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Todas las herramientas y equipos suministrados y alquilados deben estar exclusivamente dedicados a la ejecución de este contrato. La empresa por medio del interventor, se reservará el derecho de rechazar y de exigir el reemplazo o reparación de aquellos equipos o herramientas que a su juicio no sean NUEVOS o PRESENTEN DEFICIENCIAS en: Calidad, tipo, clase y cantidad para las características y magnitud del trabajo por ejecutar o que constituyan un peligro grave para el personal.
13.
ASPECTOS OPERATIVOS
Para atender los aspectos de seguridad Industrial y salud ocupacional, EL CONTRATISTA deberá designar las funciones de inspector de seguridad al ingeniero electricista residente del contrato ó a uno de sus trabajadores, quién estará encargado de hacer cumplir las normas de seguridad y el uso de los implementos de seguridad a los trabajadores del CONTRATISTA. Todas las instrucciones y notificaciones que la ESSA ESP le imparta al representante del CONTRATISTA se entenderán como hechas a este. Del mismo modo, todos los documentos que suscriban los representantes del CONTRATISTA tendrán tanta validez como si hubieran sido emitidos por el propio CONTRATISTA El personal que emplee el CONTRATISTA será de su libre elección y remoción. No obstante lo anterior, la ESSA ESP se reserva el derecho de solicitar al CONTRATISTA el retiro o traslado de cualquier trabajador suyo, si la ESSA ESP considera que hay motivos para ello. El ingeniero Residente del contrato deberá ser ingeniero electricista, este profesional como representante del CONTRATISTA debe poseer amplias facultades para decidir y resolver los problemas e inconvenientes que eventualmente se presenten en relación con este contrato. Este ingeniero residente debe estar domiciliado en la ciudad sede principal de la subestación de la ESSA ESP donde se desarrolle el presente contrato. Las indemnizaciones que se causaren por concepto de terminación unilateral de contratos de trabajo, son por cuenta del CONTRATISTA. Será por cuenta del CONTRATISTA el pago de salarios, prestaciones sociales e indemnizaciones de todo el personal que ocupe en la ejecución de las obras o del servicio de montaje y/o instalación, de acuerdo a lo presupuestado en su oferta. Los trabajadores vinculados para el montaje de los equipos en la subestación en cumplimiento del contrato, deberán estar inscritos y ser beneficiarios en forma permanente, certificando a la ESSA ESP., mensualmente el pago y afiliación a una entidad promotora de salud EPS, Pensiones, a una entidad aseguradora de riesgos profesionales ARP y a una Caja de Compensación Familiar. El CONTRATISTA deberá acatar y cumplir con las normas de seguridad necesarias para la ejecución de las actividades propias de este trabajo. Al formular la propuesta, el proponente deberá tener en cuenta todas las disposiciones legales en materia de cotizaciones correspondientes a pagos de salarios, parafiscales y demás gravámenes vigentes y que se obliga a cumplirlas en el evento en que sea designado o favorecido con la adjudicación a que se refiere ésta Solicitud de Ofertas.
Página 287 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
El CONTRATISTA deberá conciliar, ante la respectiva oficina de trabajo, las prestaciones e indemnizaciones a que hubiere lugar, cuando se reconozcan indemnizaciones por accidentes de trabajo y enfermedad profesional. El CONTRATISTA deberá responder oportunamente por toda clase de demandas, reclamos o procesos que interponga el personal a su cargo. Si la ESSA ESP fuese demandada por algún trabajador del CONTRATISTA, el CONTRATISTA deberá proceder inmediatamente a transar con el trabajador demandante. Si esto no fuese posible, pagará a la ESSA ESP todos los gastos que se ocasionen por razón del proceso, incluidos los honorarios del abogado. Estas sumas serán descontadas por la ESSA ESP de los saldos pendientes de pago o de la póliza para pagos de salarios y prestaciones sociales. A las cuentas por este concepto, la ESSA ESP recargará un 20 % sobre el valor de los mismos por administración. Es entendido que el personal que el CONTRATISTA ocupe para la realización de las obras (servicio de montaje e instalación) no tendrá vinculación laboral con la ESSA ESP y que toda la responsabilidad derivada de los contratos de trabajo correrá a cargo exclusivo del CONTRATISTA. Para la propuesta que sea favorecida, la infraestructura de personal y equipo no podrá ser utilizada en otros contratos similares y su incumplimiento será causal de cancelación del contrato. El CONTRATISTA deberá rehacer a su costa, sin que implique modificación al programa de trabajo o al plazo del contrato, las obras mal ejecutadas requeridas en su labor de montaje e instalación. Se entiende por obras mal ejecutadas aquellas que, a juicio de la ESSA ESP, hayan sido realizadas con especificaciones inferiores o diferentes a las señaladas en estos términos o a la normatividad vigente. Cuando definitivamente el CONTRATISTA se negare a rehacer las obras mal ejecutadas, la ESSA ESP por medio de otra firma CONTRATISTA, los podrá realizar y cobrar el costo de los mismos, más un 20 % sobre su valor total, por concepto de administración. Lo anterior no implica que la ESSA ESP releve al CONTRATISTA de su obligación y de la responsabilidad por la correcta ejecución de las obras.
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ANEXO 2.
MODELO DE CARTA DE PRESENTACIÓN DE LA PROPUESTA
Bucaramanga, Doctor RICARDO ROA BARRAGAN Gerente General ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. Carrera 19 No. 24 – 56 Bucaramanga Ref:
TÉRMINOS DE REFERENCIA – INVITACION A COTIZAR GTD-USD-992-0001-2009
El suscrito, ___________________________ en mi condición de representante legal de _________________________________ debidamente facultado y de acuerdo con las disposiciones y especificaciones contenidas en los términos de referencia y demás documentos que hacen parte del mismo, hago la siguiente propuesta: ________________________________. Para tal efecto declaro: ü Que tengo facultad para firmar y presentar la propuesta. ü Que esta propuesta y el contrato que se llegare a celebrar en caso de adjudicación, compromete totalmente a la sociedad que legalmente represento. De la misma manera, en caso de adjudicación, los contratos serán firmados por la(s) siguiente(s) persona(s) en representación de la respectiva sociedad. Nombre ------------------------------
Cargo --------------------------
Nombre de la Sociedad ------------------------------------------
ü Que la sociedad que legalmente represento no está impedida para contratar por causa de inhabilidades y/o incompatibilidades establecidas en la ley, ni conflictos de intereses con la ESSA ESP ü Que hemos estudiado cuidadosamente los documentos de los términos de referencia, incluidas sus informaciones, aclaraciones y/o modificaciones (si las hay), aceptamos todas las exigencias contenidas en ella, garantizamos que nuestra propuesta cumple con las mismas y renunciamos a cualquier reclamación por ignorancia o errónea interpretación de los mismos. ü Que hemos revisado detenidamente la propuesta adjunta y declaramos que no contiene ningún error u omisión; también que la información es exacta y veraz. ü Que hemos recibido la siguiente información y/o aclaración y las siguientes modificaciones a los términos de referencia: Información y/o aclaración No. ---------------------------------------------------------
Fecha de recibo ------------------------------
Modificación No. ---------------------------------------------------------
Fecha de recibo ------------------------------
ü Que el contenido de la propuesta es válido por un término mínimo de noventa (90) días, contados a partir de la fecha y hora del cierre de la invitación y procederemos a ampliar la validez de la garantía de seriedad si lo indica la ESSA ESP.
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ü Que en la eventualidad que nuestra propuesta sea aceptada, nos comprometemos a firmar el contrato de conformidad con lo establecido en los documentos de contratación y a presentar la documentación requerida para legalizarlo dentro del plazo máximo que fija la ESSA ESP. ü Que ejecutaremos el contrato al precio y en el plazo señalado en las condiciones contractuales y técnicas exigidas en los documentos de los términos de referencia y previstos en las normas generales que rigen la contratación de la ESSA ESP. y de conformidad con la adjudicación que se haga. ü Expresamos que conocemos el carácter de confidencialidad que tienen lo contenido en los términos de referencia en consecuencia guardaremos reserva de la información. ü Que esta PROPUESTA consta de (_____) folios, debidamente numerados. ü Acepto que con la sola presentación de la propuesta no se obliga a la ESSA ESP para suscribir contrato. ü Que el valor de nuestra PROPUESTA es de (letras y números): ü Que en la eventualidad de que resulte seleccionada esta propuesta me comprometo a:
Ø Establecer y presentar oportunamente para la ESSA ESP Las garantías exigidas en los términos de referencia. Ø Que todo el personal profesional empleado en el desarrollo de este contrato tendrá su matrícula profesional vigente, además, en concordancia con lo establecido en los artículos 2, 3 y 11 de la ley 19 de 1990 y el artículo 1° del decreto reglamentario 277 de 1993 todo el personal técnico contratado además de ser el idóneo y calificado deberá tener matricula profesional expedida por el Consejo Nacional de Técnicos Electricistas CONTE. Ø Realizar dentro del plazo que fije la ESSA ESP, todos los trámites necesarios para la firma y legalización del contrato. Ø Ejecutar los servicios de acuerdo con los términos y condiciones establecidos. Ø Iniciar el contrato en la fecha ordenada por la ESSA ESP y cumplirlo dentro del plazo establecido. Ø Regirse por el estatuto de contratación de la ESSA ESP, el Manual de procedimientos para la contratación en la Electrificadora de Santander S.A. ESP y las demás normas que las regulen, modifiquen o aclaren. Cordialmente
NOMBRE Y FIRMA DEL REPRESENTANTE LEGAL CÉDULA DE CIUDADANÍA NOMBRE DE LA COMPAÑÍA
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ANEXO 3.
INFORMACION GENERAL DEL PROPONENTE
Hoja ____ de ____
El proponente debe suministrar la siguiente información completa. Si la propuesta es presentada por un Consorcio o Unión Temporal, cada una de las sociedades que la integran deberá diligenciar el formulario. Nombre o Razón Social : Nit: Actividad Económica: Domicilio: Dirección: Fax: E-Mail: Límite del Representante Legal: Clase de Sociedad: Escritura de Constitución: Fecha de Constitución: Matricula Mercantil: Cámara de Comercio: Duración de la Sociedad: Persona autorizada para Firmar la propuesta: Cargo:
____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________
Página 291 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ANEXO 4.
CERTIFICADO DE VISITA
Certifico que yo, _____________________________________, identificado con c.c. No. ___________________ de _____________ en representación de la firma denominada _____________________________________ visité las subestaciones designadas por la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. como prototipo para el desarrollo del contrato de la invitación a cotizar GTD-USD-992-0001-2009 y que conozco todos los aspectos técnicos, la topología del sistema eléctrico y en general todos los aspectos físicos y económicos que influyan sobre el proyecto, y que los he tomado como base para aceptar participar con la presente propuesta, renunciando en consecuencia a cualquier reclamación posterior contra la ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P., por estos conceptos. En constancia firmo a los ___ días del mes de _______ de 2009.
________________________
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ANEXO 5.
1.
CUADRO DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS EQUIPOS DE COMUNICACIONES
EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA SUBESTACIONES INTERCONECTADAS CON FIBRA OPTICA
SWITCH TIPO I Ítem
Descripción
Und
Requerido Ofrecido
Gl
3COM, Huawei o Cisco: Indicar
Und
6
Modelo
Gl
Indicar
4
Referencia
Gl
Indicar
5
Puertos RJ45 10BASE-T/100BASE-TX/1000 BaseT auto MDI/MDIX
Und
24
6
Puertos GBIC SPF Gigabit
Und
4
7
Ranura 10 Gigabit
Und
1
1
Marca
2
Cantidad
3
8
9
Capa 2: ü Minimo 4094 VLAN's por puerto VLAN por Protocolo basadas en IEEE 802.1v ü VLAN por MAC usando RADA auto vlan assignment. ü IEEE 802.3ad Link Aggregation . ü Minimo 32 grupos de TRUNK en link aggregation. ü IEEE 802.1D Spanning Tree (STP) ü IEEE 802.1w Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP). ü Soporte Wake On Lan (WOL) ü Internet Group Management Protocol (IGMP) v1,2 y 3 snooping. ü Filtrado para minimo 256 Grupos de Multicast. ü Soporte para Dynamic Host Configuration Protocol (DHCP) opcion 82 DHCP Relay Capa 3 ü Enrutamiento basado en hardware minimo 256 Rutas estáticas ademas de la ruta por defecto. ü Minimo 64 interfaces IP ü Soporte para RIP version 1 y 2 con minimo 2000 rutas ü Soporte para OSPF (hasta 8 areas con 8 interfaces virtuales por area, hasta 40 vecindarios por interfase virtual, hasta 8 enlaces virtuales)
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Gl
Gl
SI
SI
SWITCH TIPO I Ítem
10
11
12
13
Descripción ü Soporte para IGMP v1 y v2 ü Soporte para Border Gateway Protocol (BGPv4) ü Soporte para Multicast VLAN Registration (MVR). ü Soporte para Virtual Router ü Redundancy Protocol. (VRRP) Convergencia ü Hasta 8 colas por puerto ü Soporte para IEEE 802.1p Clase de Servicio/Calidad de Servicio (CoS/QoS) al ingreso y al egreso. ü Remarcado de paquetes basados en prioridad ü Redireccion de Trafico ü Listas de Control de Acceso (ACL´s) basadas en tiempo ü Soporte para Weighted Round Robin (WRR) ü Soporte para Encolado en Estricta Prioridad (SP) ü Marcado para prioritizacion de trafico de VoIP. Seguridad ü Soporte para 802.1X Autenticacion para Login de usuario en la red basado en: ü Autenticación Local,RADIUS o TACACS ü PAP,CHAP, EAP sobre LAN, ü Asignacion automatica de Puerto de VLANs, ACLs y QoS basada en perfiles de usuario. ü Filtrado de ACL en capas 2, 3 y 4 ü Filtros de ACL definidos por el usuario. ü Soporte para VLANs basadas en ACLs ü Soporte para desconexion de dispositivos desconocidos basada en MAC ü Soporte para SNMP v3 y SSH v2 ü Privilegios de acceso para minimo 4 usuarios locales Apilable ü Apilamiento a traves de puerto dedicado (exclusivo) ü Identificación con dirección IP única e interfaces de administración para control centralizado ü Creación de cluster de hasta 32 unidades. ü Apilamiento con capacidad de cambio en caliente (Hot Swap) ü Soporte para Resilencia. ü Enrutamiento Resilente Distribuido con tablas de enrutamiento en todas las unidades de la pila. ü Soporte para apilamiento con equipos de otras referencias y/o modelos del mismo fabricante Administración ü Usando CLI via consola o Telnet. ü Configuracion del sistema con SNMP v1, 2c y 3.
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Und
Requerido Ofrecido
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
SWITCH TIPO I Ítem
14
15
Descripción
Und
ü Soporte para syslog ü Monitoreo remoto (RMON) minimo en los grupos de: Ø Estadistica Ø Historial Ø Alarmas Ø Eventos ü Soporte para administración en IPv6 ü Servidor DHCP con las opciones 60, 82 y 184 ü Soporte para multiples imágenes almacenadas en memoria no volátil. ü Mirroring de puertos 1 a 1 ü Mirroring de VLAN a 1 puerto. ü Posibilidad de almacenar la configuración en archivos exportables e importables. ü Administracion basada en web a traves de HTTP Módulos GBIC SPF ü Soporte para SFP GIGAPORT ü 1000 Base LH-70 SFP ü Fibra monomodo (SMF) de 9 micrones. Und ü Distancias de 2m a 70 km ü Longitud de onda 1150 ü Salida de 0 a 3 dBm ü Conector LC Cable Apilamiento ü Cable de apilamiento para conexion local de minimo 50cm Und ü Para ser usados en puertos de apilamiento de forma exclusiva.
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Requerido Ofrecido
12
3
SWITCH TIPO II Ítem
Descripción
Und
Requerido Ofrecido
Gl
3COM, Huawei o Cisco: Indicar
Und
23
Modelo
Gl
Indicar
4
Referencia
Gl
Indicar
5
Puertos RJ45 10BASE-T/100BASE-TX/1000 BaseT auto MDI/MDIX
Und
24
6
Puertos GBIC SPF Gigabit
Und
2
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
1
Marca
2
Cantidad
3
7
8
9
10
Capa 2 ü Minimo 256 VLAN's por puerto ü IEEE 802.3ad Link Aggregation. ü Minimo 12 grupos de TRUNK en link aggregation. ü IEEE 802.1D Spanning Tree (STP) ü IEEE 802.1w Rapid Spanning Tree Protocol (RSTP). ü Internet Group Management Protocol (IGMP) v3 snooping. ü Filtrado para minimo 128 Grupos de Multicast. Capa 3 ü Enrutamiento basado en hardware ü Minimo 64 Rutas estáticas ademas de la ruta por defecto. ü Minimo 64 interfaces IP ü Soporte para RIP version 2 ü DHCP Snooping ü DHCP querier ü DHCP tracker Convergencia ü Hasta 8 colas por puerto ü Soporte para IEEE 802.1p Clase de Servicio/Calidad de Servicio (CoS/QoS) al ingreso y al egreso. ü Soporte para Weighted Round Robin (WRR) ü Soporte para Encolado en Estricta Prioridad (SP) ü Bloqueo de aplicaciones y protocolo ü Asigancion de auto VLAN para trafico de voz determinado por el OUI del proveedor Seguridad ü Soporte para 802.1X Autenticacion para Login de usuario en la red basado en: ü Autenticación Local,RADIUS o TACACS ü PAP,CHAP, EAP sobre LAN, ü Filtrado de ACL en capas 2, 3 y 4
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SWITCH TIPO II Ítem
11
12
13
Descripción
Und
ü Soporte para desconexion de dispositivos desconocidos basada en MAC ü Soporte para SNMP v3 y SSH v2 ü Privilegios de acceso para minimo 4 usuarios locales Apilable ü Apilamiento a traves de puerto frontal o dedicado (exclusivo) ü Identificación con dirección IP única e interfaces Gl de administración para control centralizado ü Creación de cluster de hasta 32 unidades. ü Soporte para apilamiento con equipos de otras referencias y/o modelos del mismo fabricante Administración ü Usando CLI via consola o Telnet. ü Configuracion del sistema con SNMP v1, 2c y 3. ü Soporte para syslog ü Monitoreo remoto (RMON) minimo en los grupos de: Ø Estadistica Ø Historial Gl Ø Alarmas Ø Eventos ü Servidor DHCP con las opciones 60, 82 y 184 ü Mirroring de puertos muchos a 1 ü Posibilidad de almacenar la configuración en archivos exportables e importables. ü Administracion basada en web a traves de HTTP Módulos GBIC SPF ü Soporte para SFP GIGAPORT ü 1000 Base LH-70 SFP ü Fibra monomodo (SMF) de 9 micrones. Und ü Distancias de 2m a 70 km ü Longitud de onda 1150 ü Salida de 0 a 3 dBm ü Conector LC
Página 297 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Requerido Ofrecido
SI
SI
46
2.
EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA SUBESTACIONES INTERCONECTADAS POR VIA SATELITAL
TERMINAL VSAT Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
7
Modelo
Gl
Indicar
4
Referencia
Gl
Indicar
5
Banda de operación
Gl
C, Ku o Ka
Gl
SI
Gl
SI
kbps
64
6
7
8
Unidad Exterior u ODU (OutDoor Unit) ü Antena o Plato entre 90 y 120 cm de diametro. ü Unidad receptora satelital o LNB (Low Noise Block) ü Unidad transmisora satelital o BUC (Block Up Converter) ü Transductor ortogonal u OMT ü Alimentador o Feedhorn Unidad Interior o IDU (InDoor Unit) ü Modem o Gateway satelital ü Minimo una salida Ethernet en 10/100 base TX en conector RJ-45 ü Debe tener indicadores que muestren el estado del enlace y de los puertos de comunicación. Ancho de Banda Simétrico
ROUTER CON FIREWALL BASICO O FIREWALL Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
7
Modelo
Gl
Indicar
4
Referencia
Gl
Indicar
5
Puerto WAN Ethernet 10/100 base TX conector RJ-45
Und
1
6
7
Puertos LAN Ethernet 10/100/1000 Base-TX conector Und RJ-45 Firewall con los siguientes servicios minimos: ü Stateful Packet Inspection (SPI) para prevenir ataques de DoD tales como: Syn Flood, ICMP Gl Floyd, UDP Flood, Ping de la Muerte, IP spoofing, land attack,tear drop attack, IP address sweep attack y Win Nuke Attack.
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8
SI
ROUTER CON FIREWALL BASICO O FIREWALL Ítem
8
9
10
Descripción ü Intrusion Detection System IDS ü Soporte para Looging Local y Syslog ü Alertas y reportes via email. ü Filtrado de contenido por URL. Funcionalidad de VPN con las siguientes caracteristicas minimas: ü Mínimo 8 tuneles de VPN dedicados IPsec ü Manual Key e IKE Security Association (SA) Assigment. ü Algoritmos de encripcion o Cifrado de datos IPSec en 56 bit (DES), 168 bit (3DES) o 256 bit (AES). ü Algoritmos de autenticacion MD5 o SHA-1 ü Claves pre-compartidas (pre-shared key) ü Soporte de cliente Diffie-Hellman y Oakley para PFS (Perfect forward Secrecy) ü Configuracion de tiempos para Key Life e IKE Lifetime. ü Acceso remoto bajo esquema Client to Site y Site to Site ü IPSec NAT transversal para VPN Pass-trough Modos de Operacion: ü Soporte para NAT ü Enrutamiento estatico y dinamico con soporte de RIP v1 y V2 ü Asignamiento de direccion IP estatica y dinamica via servidor DHCP en la red. ü Servidor DHCP en LAN ü Cliente DHCP en wan ü Soporte cliente PPPoE en WAN Administración ü Basada en WEB en HHTP y HTTPS ü Soporte para administración remota via WAN por HTTPS
Und
Requerido Ofrecido
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
UPS Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
7
Modelo
Gl
Indicar
4
Tipo en línea de doble conversión
Gl
SI
5
Número de Fases
Und
1
Página 299 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
UPS Ítem
Descripción
Und
Requerido Ofrecido
6
Capacidad
VA
2200
7
Montaje en bastidor/torre de 2U de rack
Gl
SI
8
Frecuencia de salida
Hz
60
9
Factor de potencia salida
Und
0.8
10
Potencia máxima real
W
1600
11
Voltaje nominal de salida (AC)
V
120
12
Salidas tipo NEMA 15/20R
Und
5
13
Salidas tipo NEMA L5/20R
Und
1
14
Protección de sobrecarga con breaker de entrada
A
30
15
Entrada máxima
A
16
16
Autonomia a carga completa
min
4.5
17
Autonomia a media carga
min
14
18
Soporte para bancos de baterias externas (opcionales) para tiempo de respaldo extendido
Gl
SI
19
Voltaje del sistema (DC)
V
48
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Und
1
20 21 22
Alarmas y LEDS para diagnostico y estado de la unidad. Tiempo de respuesta instantaneo ante la ausencia o supresion de AC Conectores RJ-45 para supresión de sobretensiones de red Ethernet a partir de 7.5V
23
Filtrado de EMI/RFI
24
Puerto de monitoreo en USB.
25
Puerto de monitoreo serial DB9.
Gl
SI
26
Software de gestión incluido
Gl
SI
27
Protocolo SNMP para control y monitoreo bajo Ethernet y TCP/IP
Gl
SI
REGULADOR DE VOLTAJE Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3
Modelo
Página 300 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
7
Gl
Indicar
REGULADOR DE VOLTAJE Ítem
Descripción
Und
Requerido Ofrecido
4
Número de Fases
Und
1
5
Capacidad
VA
2000
6
Frecuencia de operación
Hz
60
7
Salidas tipo NEMA 15/20R
Und
5
8
Salidas tipo NEMA L5/20R
Und
1
9
Voltaje de entrada (AC)
V
208/120
10
Rango del voltaje de entrada
%
-25 +20
11
Voltaje regulado de salida (AC)
V
208/120
12
Rango del voltaje de salida
%
±5
13
Eficiencia mínima
%
98
14
Despliegue de lecturas de salida
Gl
SI
15
Rango de sobrecarga
%
125 - 150
16
Ruido ambiental máximo a 1 m.
dB
50
Gl
SI
Und
1
17
18
ü Protecciones: Ø Sobrevoltaje Ø Sobretemperatura Ø Sobrecarga Ø Infravoltaje ü Protecciones tipo Breaker termomagnetico o similar Puerto de comunicación serial
RACK DE COMUNICACIONES Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3 4 5 6 7
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
7
Modelo
Gl
Indicar
Altura
ft
6
Gl
SI
Gl
SI
Und
18
Base, estructura y paneles laterales en acero laminado en frio. Puerta frontal en marco metalico en acero laminado en frio, con malla metalica. Calibre mínimo puerta
Página 301 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
RACK DE COMUNICACIONES Ítem
Descripción
Und
Requerido Ofrecido
8
Cierres laterales y frontales en nylon y/o acero
Gl
SI
9
Cerraduras frontal y laterales con llave (maestra o individuales)
Gl
SI
10
Acabados en pintura electrostatica
Gl
SI
11
Color
Gl
Negro
12
Angulos de montaje (perfiles de rack) ajustables en acero calibre 14 para tuerca tipo canastilla 12-24
Gl
SI
13
Fabricado según norma ANSI/EIA 310-D
Gl
SI
14
Fabricante certificado en ISO 9001 versión 2000
Gl
SI
Página 302 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
3.
EQUIPOS DE COMUNICACIONES INTERCONECTADAS VIA CELULAR.
PARA
SUBESTACIONES
RURALES
ROUTER CELULAR Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
48
Tensión de alimentación (DC)
V
9 a 30
4
Referencia
Gl
Indicar
5
Puerto serial del tipo RS-232/422/485
Und
1
6
Puerto WAN para conexiones celulares bajo GSM GPRS 12 /EDGE 12 ó UTMS- HSDPA –EV-DO Rev A, Und debe soportar servicios celulares bajo plataforma 2 o 2.5 G
1
7
Puertos LAN Ethernet 10/100 Base-TX conector RJ-45
Und
1
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
8
9
10
11
12
Soporte nativo para protocolos industriales minimo Modbus RTU Routing : ü NAT y NAT-T ü Port Forwarding ü DHCP Server y Cliente ü VPN Pass-throught ü Firewall IP Filtering ü Soporte para VRRP Seguridad: ü SSL, SSHv2 ü FIPS 197 ü HTTPS VPN: ü Soporte del estandar IPSeC ü Manual Key e IKE Security Association (SA) Assigment. ü Algoritmos de encripcion o Cifrado de datos IPSec en 56 bit (DES), 168 bit (3DES) o 256 bit (AES). ü Algoritmos de autenticacion MD5 o SHA-1 ü Claves pre-compartidas (pre-shared key) ü Soporte de cliente Diffie-Hellman y Oakley para PFS (Perfect forward Secrecy) ü Configuracion de tiempos para Key Life e IKE Lifetime. ü Acceso remoto bajo esquema Client to Site y Site to Site ü IPSec NAT transversal para VPN Pass-trough Administrable local y remotamente via WEB bajo
Página 303 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ROUTER CELULAR Ítem
13
Descripción HTTP o HTTPS. Indicadores de estado y/o potencia de la señal y del enlace al proveedor celular.
Und
Gl
Requerido Ofrecido
SI
FUENTE DE ALIMENTACIÓN Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
48
Tipo
Gl
Industrial
4
Tensión de alimentación (DC)
V
125
5
Tensión de alimentación (AC)
V
120 – 240
6
Potencia de Salida
W
30
7
Tensión de Salida
V
24
8
Montaje en riel DIN
Gl
SI
9
Led de Estado
Und
1
UPS Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
48
Modelo
Gl
Indicar
4
Tipo en línea de doble conversión
Gl
SI
5
Número de Fases
Und
1
6
Capacidad
VA
2200
7
Montaje en bastidor/torre de 2U de rack
Gl
SI
8
Frecuencia de salida
Hz
60
9
Factor de potencia salida
Und
0.8
10
Potencia máxima real
W
1600
11
Voltaje nominal de salida (AC)
V
120
12
Salidas tipo NEMA 15/20R
Und
5
Página 304 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
UPS Ítem
Descripción
13
Salidas tipo NEMA L5/20R
14
Und
Requerido Ofrecido
Und
1
Protección de sobrecarga con breaker de entrada
A
30
15
Entrada máxima
A
16
16
Autonomia a carga completa
min
4.5
17
Autonomia a media carga
min
14
18
Soporte para bancos de baterias externas (opcionales) para tiempo de respaldo extendido
Gl
SI
19
Voltaje del sistema (DC)
V
48
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Und
1
20 21 22
Alarmas y LEDS para diagnostico y estado de la unidad. Tiempo de respuesta instantaneo ante la ausencia o supresion de AC Conectores RJ-45 para supresión de sobretensiones de red Ethernet a partir de 7.5V
23
Filtrado de EMI/RFI
24
Puerto de monitoreo en USB.
25
Puerto de monitoreo serial DB9.
Gl
SI
26
Software de gestión incluido
Gl
SI
27
Protocolo SNMP para control y monitoreo bajo Ethernet y TCP/IP
Gl
SI
REGULADOR DE VOLTAJE Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3
Modelo
4
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
48
Gl
Indicar
Número de Fases
Und
1
5
Capacidad
VA
2000
6
Frecuencia de operación
Hz
60
7
Salidas tipo NEMA 15/20R
Und
5
8
Salidas tipo NEMA L5/20R
Und
1
9
Voltaje de entrada (AC)
V
208/120
10
Rango del voltaje de entrada
%
-25 a +20
Página 305 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
REGULADOR DE VOLTAJE Ítem
Descripción
Und
Requerido Ofrecido
11
Voltaje regulado de salida (AC)
V
208 / 120
12
Rango del voltaje de salida
%
±5
13
Eficiencia mínima
%
98
14
Despliegue de lecturas de salida
Gl
SI
15
Rango de sobrecarga
%
125 - 150
16
Ruido ambiental máximo a 1 m.
dB
50
Gl
SI
Und
1
17
18
4.
ü Protecciones: Ø Sobrevoltaje Ø Sobretemperatura Ø Sobrecarga Ø Infravoltaje ü Protecciones tipo Breaker termomagnetico o similar Puerto de comunicación serial
EQUIPOS DE COMUNICACIONES PARA RECONECTADORES SENCILLOS Y SECCIONADORES INTERCONECTADOS VIA CELULAR
ROUTER CELULAR Ítem
Descripción
1
Marca
2
Cantidad
3
Und
Requerido Ofrecido
Gl
Indicar
Und
48
Tensión de alimentación (DC)
V
9 a 30
4
Referencia
Gl
Indicar
5
Puerto serial del tipo RS-232/422/485
Und
1
6
Puerto WAN para conexiones celulares bajo GSM GPRS 12 /EDGE 12 ó UTMS- HSDPA –EV-DO Rev A, Und debe soportar servicios celulares bajo plataforma 2 o 2.5 G
1
7
Puertos LAN Ethernet 10/100 Base-TX conector RJ-45
Und
1
Gl
SI
Gl
SI
8
9
Soporte nativo para protocolos industriales minimo Modbus RTU Routing : ü NAT y NAT-T ü Port Forwarding ü DHCP Server y Cliente
Página 306 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
ROUTER CELULAR Ítem
10
11
12 13
Descripción ü VPN Pass-throught ü Firewall IP Filtering ü Soporte para VRRP Seguridad: ü SSL, SSHv2 ü FIPS 197 ü HTTPS VPN: ü Soporte del estandar IPSeC ü Manual Key e IKE Security Association (SA) Assigment. ü Algoritmos de encripcion o Cifrado de datos IPSec en 56 bit (DES), 168 bit (3DES) o 256 bit (AES). ü Algoritmos de autenticacion MD5 o SHA-1 ü Claves pre-compartidas (pre-shared key) ü Soporte de cliente Diffie-Hellman y Oakley para PFS (Perfect forward Secrecy) ü Configuracion de tiempos para Key Life e IKE Lifetime. ü Acceso remoto bajo esquema Client to Site y Site to Site ü IPSec NAT transversal para VPN Pass-trough Administrable local y remotamente via WEB bajo HTTP o HTTPS. Indicadores de estado y/o potencia de la señal y del enlace al proveedor celular.
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Und
Requerido Ofrecido
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
ANEXO 6.
1.
CARACTERÍSITICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA
MEDIDOR DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA
Ítem
Descripción
Und
1 2
Fabricante Referencia Especificaciones Generales ü Medir y almacenar variables descritas en el numeral 3.1.6 del Capítulo 4 ü Compacto ü Instalación en tablero. ü Permite integración con Sistemas Distribuidos SCADA’s ü Cualquier tipo de configuración con los equipos de medida (CTs y PTs): 2 elementos, 2 ½ elementos o 3 elementos. ü Configuración por software y conexión de las señales provenientes de CTs y PTs. ü Clase de exactitud - norma IEC62053-22. ü Desempeño de acuerdo a la norma IEC61000-430 ü Almacenamiento en memoria no volátil de parámetros. Aislamiento ante impulsos de voltaje, según el estándar IEC 61000-4-5. Requerimientos Eléctricos
Gl Gl
Indicar Indicar
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
0.2S
Gl
Clase A
Gl
SI
Gl
SI
3
4
5
6
7
8
ü Rango de voltaje para alimentación en DC.
V
ü Rango de voltaje para alimentación en AC. V Requerimientos Mecánicos ü Entradas analógicas de corriente, como mínimo. Und ü Entradas analógicas de voltaje, como mínimo. Und ü Entradas digitales, como mínimo, para realizar la Und lógica de interruptores. Compatibilidad Electromagnética ü IEC 61000-4-2 – ESD ü IEC 61000-4-4 – EFT / Burst ü IEC 61000-4-5 Surge (1.2/50) Gl ü EN/IEC 61000-4-6 Conducted Immunity ü IEC 61000-3-2 (EN61000-3-2) ü IEC 61000-3-3 (EN61000-3-3), CISPR22. ü IEC 61000-4-3 Radiated immunity, Condiciones Climáticas de Temperatura ü Rango especifico de operación ºC ü Rango limite de operación ºC
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Requerido Ofrecido
125 +100% 125 –20% 125 ±20% 4 4 8
SI
-10 a 60 -10 a 70
1.
MEDIDOR DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA
Ítem
9
Descripción
Und
ü Rango límite para almacenamiento y transporte Mediciones ü Trifásicas para conexión a transformadores de medida. ü Tipo estático ü Voltajes de fase ü Voltajes de línea ü Voltaje promedio ü Voltajes máximo y mínimo ü Corrientes de línea ü Corriente promedio ü Corrientes máximos y mínimos ü Frecuencia del sistema ü Potencia activa, reactiva y aparente ü Factor de potencia por fase y por el total del sistema ü Secuencia de Voltaje y Corriente. ü Desequilibrio de las corrientes y voltajes de fase ü Valores de energía (KWh, KVAh, KVARh.) ü Indicador THDV por fase, de acuerdo con el Estándar IEEE 519 (1992) ü Desbalance de la señal de voltaje de acuerdo a la norma IEC61000-4-30 Clase A considerando la Resoluciones CREG 024 de 2005 y CREG 016 de 2007. ü Relación entre el voltaje de secuencia negativa y el voltaje de secuencia positiva (V(2)/V(1)), con cuatro cifras decimales, con desempeño Clase A, de acuerdo a la norma IEC61000-4-30. ü Deberán medir los Hundimientos y Picos, considerando la Resoluciones CREG 024 de 2005 y CREG 016 de 2007; y el estándar IEC 61000-4-30 (2003-02), con desempeño Clase A. ü Deberán medir la continuidad del servicio, (Frecuencia y Duración de Interrupciones superiores a un (1) minuto), superiores a un minuto considerando la Resoluciones CREG 024 de 2005 y CREG 016 de 2007. ü Medir la Desviación Estacionaria de la Tensión r.m.s (duración superior a un (1) minuto), por debajo o por encima de la permitida en el numeral 6.2.1 del Anexo de la Resolución CREG 024 de 2005, con desempeño Clase A. ü Deberán medir el PST, considerando la Resoluciones CREG 024 de 2005 y CREG 016
ºC
-10 a 75
Gl
SI
Gl Gl Gl Gl Gl Gl Gl Gl Gl Gl
SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI
Gl
SI
Gl Gl Gl
SI SI SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
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Requerido Ofrecido
1.
MEDIDOR DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA
Ítem
10
11
12
13
Descripción de 2007; y el estándar IEC 61000-4-15 (200302), con desempeño Clase A, de acuerdo a la norma IEC61000-4-30. Certificaciones de los equipos de medida ofertados, en cuanto a la clase A de desempeño y reporte de pruebas, según estándar IEC 61000-4-30 Clase A: ü Power frequency (5.1) ü Magnitude of the supply voltage (5.2) ü Flicker (5.3) ü Supply voltage dips and swells (5.4) ü Voltage interruptions (5.5) ü Supply voltage unbalance (5.7) ü Voltage harmonics (5.8) ü Voltage interharmonics (5.9) ü Under-deviation and Over-deviation (5.12) ü Measurement aggregation intervals (4.4) ü Time-clock uncertainty (4.6) ü Flagging (4.7) Tal certificación deberá ser emitida por un Laboratorio Acreditado Internacionalmente. Los Medidores deben contar y almacenar de forma separada el efecto de discontinuidades por interrupciones superiores a un minuto de duración y con tensión menor al 10% de la tensión nominal, dejando constancia de la existencia de éstas en los registros de PST, según el Artículo 4 de la Resolución 016 de 2007 en su literal c). Medir las Desviaciones, en valor absoluto, de la tensión r.m.s de duración superior a un (1) minuto e iguales o superiores al 10% de la Tensión Nominal, se deberán almacenar separadamente de las discontinuidades por interrupción de duración superior a un minuto. Se dejará constancia de la existencia de éstas en los registros de PST. según el Artículo 4 de la Resolución 016 de 2007 en su literal b). Deberán registrar los eventos asociados con la Calidad de la Potencia Eléctrica, de acuerdo al estándar IEEE 1159 de 1995 y al estándar EN 50160. Deberán registrar las formas de onda por cada una de las fases de voltaje simultáneamente, en los momentos de ocurrencia de eventos, con una resolución no menor a 512 muestras / ciclo. Se deberá permitir el ajuste de los parámetros pretrigger y post-trigger para el registro de eventos. La tecnología empleada en la medición debe ser conversión Análogo - Digital de todas las señales de entrada y con muestreo migratorio o una técnica que
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Und
Requerido Ofrecido
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
1.
MEDIDOR DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA
Ítem
14
15
16
17
18
Descripción garantice que se mantiene la precisión en la medida bajo condiciones de distorsión armónica. Gestión de Memoria ü Memoria de Código Ejecutivo ü Memoria no volátil para ajustes de operación. ü Autonomía de almacenamiento de registros. ü Almacenar datos históricos exigidos por la resolución CREG 024/2005 y 016/2007. ü THDV por fase y componentes individuales impares hasta el 31avo armónico, según IEEE519. ü Memoria rotativa (tipo FIFO) ü Capacidad de memoria ü Autonomía de almacenamento bajo condiciones de pérdida de alimentación. El equipo debe poseer un filtro ANTI-ALIAS ó estar en capacidad de eliminar el efecto ALIASING que causa que señales continuas distintas se tornen indistinguibles cuando se les muestrea digitalmente. El oferente deberá presentar como medio probatorio el algoritmo implementado para la eliminación del efecto ALIASING. Puertos de comunicación ü Puerto de comunicación serial RS232 ITU-T V.24/V.28 y EIA/TIA-232-E ü Puerto de comunicación serial RS485 EIA/TIA485 ü Velocidad mínima de los puertos seriales ü Puerto de comunicación Ethernet 10/100 BASETX IEEE 802.2/802.3. Protocolos de comunicación ü Serial: Ø DNP 3.0 Nivel 2 Ø MODBUS RTU (Esclavo / Maestro) Ø GPS. ü Ethernet: Ø DNP TCP Ø Modbus TCP Ø SNMP Dirección IP asignable por el usuario. Procesamiento ü Procesamiento Digital de Señales (D.S.P.) en los procesos de adquisición de datos y cálculos analíticos. ü Diseñado con tecnología basada en
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Und
Requerido Ofrecido
Gl Gl Días
SI SI 45
Días
30
Gl
SI
Gl MB
SI 4
Días
30
Gl
SI
Und
1
Und
1
bps
57600
Und
1
Gl
SI
Gl
SI
1.
MEDIDOR DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA
Ítem
Descripción
Microprocesadores de alta velocidad. ü Desempeño de los Medidores no afectado o degradado, en caso que se adición de funciones de comunicación. ü Diagnóstico remoto al Centro de Control. ü Descarga de la información mediante el procedimiento automático. ü Descarga de la información mediante el procedimiento manual. ü Descarga de la información mediante el procedimiento a través de módems GPRS. Formatos de Datos ü Según lo estipulado en la Resolución CREG 024 de 2005 y Resolución CREG 016 de 2007. ü Índices solicitados en la resolución de la CREG 19 024 de 2005 y Resolución CREG 016 de 2007, deben ser medidos, registrados y almacenados dentro del medidor, con la finalidad de ser auditados. Reloj y Sincronización ü Reloj interno de tiempo real ü No tener problemas relacionados al cambio de siglo. ü Resolución de diez microsegundos (10 µs). ü sincronización por puertos serial, GPS o puerto Ethernet (NTP). ü Precisión de mínima 1 milisegundo. ü El Sistema de Sincronización mediante Global 20 Positioning System (GPS), debe ser una opción elegible en el medidor, y deberá realizar la sincronización, como mínimo, cada vez que los equipos sean interrogados por el Servidor; de igual forma podrán ser sincronizados por el servidor mediante conexión a Internet. Todos los eventos registrados deberán tener estampa de tiempo (time stamp). Protección Superficial y Cubierta ü Para instalaciones a la intemperie, ambientes tropicales de alta humedad relativa y/o suelos agresivos. ü IP51 (IEC60529) y tropicalizado, para instalación 21 en tablero ü Conexión posterior y tipo panel montado. ü Fácil acceso a componentes para mantenimiento y reparación ü Capacidad de expansión por módulos.
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Und
Requerido Ofrecido
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
1.
MEDIDOR DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA
Ítem
Descripción Und Indicadores de LED Operacional del estado de 22 Gl operación Marcas de identidad permanentes, visibles e indelebles desde la parte frontal exterior de los medidores: 23 Gl ü Número serial ü Año de fabricación ü Rango del voltaje nominal del suministro. Certificado de Calibración que garantice sus 24 Gl especificaciones. Detección de los siguientes problemas en el momento de instalación: ü Polaridad incorrecta de los circuitos de corriente y potencial de medida. ü Falta de Tensión o Corriente de cualquiera de las 3 fases. ü Transformadores de medición abiertos o en corto. ü Funcionamiento interno erróneo de los Gl 25 medidores. ü Circuitos de medida de Corriente y Potencial de un elemento de medida con fase cruzada. ü Flujo de Energía inversa de una o más fases. ü Presencia de niveles de Corriente directa que distorsionen la forma de Onda de la Corriente. ü Continuar operando normalmente en sus funciones de medida y cálculo durante las labores de diagnóstico.
2.
Requerido Ofrecido SI
SI
SI
SI
SOFTWARE DEL SISTEMA DE GESTIÓN
Ítem
Descripción
Und
1 2
Fabricante. Referencia. Generalidades ü Establecer comunicación e interrogar los medidores, realizar diagnóstico y reportar estado. ü Permitir ubicar y georeferenciar los eventos de calidad de la potencia en un mapa del departamento. ü Procesar los datos enviados desde cada medidor ü Generar automáticamente los reportes relacionados con la Calidad de Potencia Eléctrica, ver Resoluciones CREG 024 de 2005 y
Gl Gl
Indicar Indicar
Gl
SI
3
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Requerido Ofrecido
2.
SOFTWARE DEL SISTEMA DE GESTIÓN
Ítem
Descripción
Und
Requerido Ofrecido
016 de 2007
4
ü Generación de indicadores comunes de medición de variables de potencia, energía, armónicos y Calidad de Potencia Eléctrica en general. ü Copia en CD/DVD del software de instalación, tanto de servidor como de cliente a ESSA ESP (se permitirán copias para fines de respaldo). ü Deberá corresponder a línea estándar de producción y deberán garantizar un funcionamiento satisfactorio. Arquitectura de Software ü El software deberá ser de fácil interacción con el usuario ü Cliente / Servidor ü Aplicación gráfica bajo Windows. ü Despliegue de información de medidores en tiempo real. ü Las pantallas de visualización dinámicas. ü Jerarquía: Ø Primer nivel Vista General del Departamento (mapa) de Santander, desplegando ubicación de subestaciones. Ø Segundo nivel - Diagrama unifilar de la subestación seleccionada con ubicación de los equipos de medida dentro de ella, medidas, estado de comunicación y estado de interruptores. Ø Tercer nivel Propuesto por el CONTRATISTA. ü Conformado por: Ø Procesador de información relacionada a calidad de la potencia de acuerdo con las Resoluciones CREG 024 de 2005 y la 016 de 2007. Ø Software convencional de procesamiento, análisis y despliegue de información general en cuanto a la Calidad de la Potencia Eléctrica
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Gl
SI
2. Ítem
SOFTWARE DEL SISTEMA DE GESTIÓN Descripción
Und
Reportes ü Tendencias y estudios relacionados con la Calidad de la Potencia Eléctrica, ü Permitir análisis y estudios completos, con información de fechas de ocurrencia y duración de eventos. ü Por medidor, varios o todos los medidores. ü Permitir ingreso de valor potencia de corto circuito y el valor de corriente de carga para Indicador TDD según el estándar IEEE 519-1992. ü Reporte EN50160, mostrando información de cumplimiento para todos los puntos de medición. Ø frecuencia Ø magnitud del voltaje Ø Flicker Ø hundimientos de voltaje Ø interrupciones de corta o larga duración Ø sobrevoltajes temporales Ø desbalance voltaje de suministro Ø voltajes armónicos Ø voltajes interarmónicos Ø ‘mains signaling’ ü Reporte del comportamiento de las variables indicadas en el estándar IEC 61000-4-30:2003. ü Cantidad de incidencias y severidad de Sags/Swells y transitorios. ü Funciones zoom, desplazamientos arriba-abajo y cambio de escala en los gráficos para las formas de onda y eventos. ü Selección del tipo de variables a analizar. ü El sistema deberá manejar el criterio de selectividad para el caso de fallas de equipos. ü Amplio rango de gráficos (p. ej. tendencias, diagramas de barras o columnas, histogramas, barras apiladas, tablas, etc) ü Rango de tiempo flexible con filtrado basado en periodos de alta/baja demanda, cambios de turno, día de la semana, semana, día hábil versus fin de semana, día específico del mes, trimestre, etc. ü Comparaciones (p. ej. barraje ‘X’ versus barraje ‘Y’, Usuario ‘A’ versus usuario ‘B’) Ø Horarios de demanda flexibles que permitirán obtener información de perfiles de demanda y uso de la energía Ø Capacidad de mostrar promedios, valores máximos y/o mínimos Ø Capacidad de mostrar umbrales o información de presupuesto y compararlos con valores reales
Gl
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Requerido Ofrecido
SI
2.
SOFTWARE DEL SISTEMA DE GESTIÓN
Ítem
5
6
7
8
9
Descripción
Und
Equipos de Comunicaciones ü Compatible con el sistema de comunicación de Gl cada Subestación. ü Compatible con todos los equipos de comunicaciones que sean instalados. Protocolo del Sistema de Gestión ü El protocolo del sistema de gestión deberá ser abierto y estándar, e incluir integración a otros sistemas por OPC, ODBC y generación de Gl archivos PQDIF o COMTRADE. ü El software preferiblemente podrá establecer la comunicación con las UAD’s a través de varios protocolos. Licenciamiento ü Todas las licencias que se adquieran, pasarán a ser propiedad de ESSA ESP por tiempo ilimitado. ü Se deberá suministrar un original y copia: Gl Ø CD/DVD’s originales y sellados Ø licencia de lectura, Ø manuales Ø Ninguna restricción para uso en Colombia. Servicio de Actualización Gratuita. años Funciones del Software de Gestión de la Calidad de la Potencia Eléctrica ü Sincronizar los equipos de medida que Gl conforman el Sistema. ü Interrogar cada medidor, con el propósito de generar los registros CREG 024 de 2005 y 016 Gl de 2007. ü Interrogar cada medidor, con el propósito de Gl evaluar variables de Calidad de la Potencia. ü Permitir descarga de información que sea extraída manualmente de los medidores, de manera que ésta sea situada automáticamente Gl en la base de datos sin que esto requiera una operación adicional en el Software. ü Realizar chequeos de diagnóstico de cada Gl medidor. ü Realizar “Crítica a los Datos” que registra cada medidor, evitando el procesamiento de datos errados, en formato o contenido, antes de su procesamiento en los reportes CREG 024 de Gl 2005 y 016 de 2007. Un mecanismo similar podrá ser extensivo a toda la información del medidor.
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Requerido Ofrecido
SI
SI
SI
2
SI SI SI
SI
SI
SI
2. Ítem
SOFTWARE DEL SISTEMA DE GESTIÓN Descripción ü Generar los dos (2) reportes solicitados por la CREG, de manera automática, asumiendo el formato especificado en las Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007. ü Organizar los archivos solicitados por la Resolución CREG 024 de 2005 en una carpeta comprimida “semana_j.zip”, donde j corresponde al número de la semana (ver numeral 6 en Resolución CREG 024 de 2005). ü Permitir que algunas Subestaciones y circuitos sean extraídos y/o incluidos de esta carpeta. ü Capacidad de modificación de base datos y unifilares. ü Envío y utilización de cualquier tipo de información almacenada en el servidor a los usuarios. ü Tendencias y estudios estadísticos de las variables de Calidad de la Potencia (CPE) ü Permitir a los usuarios llevar a cabo análisis y estudios completos sobre la CPE, con información de fechas de ocurrencia y duración de eventos. ü Tendencias y los estudios estadísticos con los datos de sólo un medidor o con la información de varios o todos los medidores. ü Desplazamiento a través de los eventos registrados en el tiempo, de acuerdo al estándar EN 50160 ü Desplegar las formas de onda correspondientes. ü Generar un reporte de los eventos relacionados con la CPE, ocurridos en un intervalo de tiempo definido por el usuario. Para ejecutar lo anterior, el software deberá disponer de: Ø Una opción que genere un reporte con unas características predeterminadas por el fabricante. Ø Una opción alternativa que permita al usuario, personalizar las características que tendrá el reporte en cuestión. ü Considerar las curvas CBEMA, ITIC y otras, e histogramas para realizar el análisis estadístico de los eventos. Otras curvas de tolerancia de equipos ante eventos de la CPE, definidas por el usuario, podrán ser fácilmente configurables. ü Permitir que sea impreso cualquier gráfico o tabla generada a través del software. Así mismo; esta
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Und
Requerido Ofrecido
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
2. Ítem
10
SOFTWARE DEL SISTEMA DE GESTIÓN Descripción información podrá ser almacenada en dispositivos de almacenamiento masivo y/o memorias portátiles. ü En cuanto al análisis estadístico, el software podrá entregar un reporte del comportamiento de las variables indicadas en el estándar IEC 610004-30. ü Seleccionar entre los voltajes de referencia denominados Usr (Sliding Reference Voltage) y Udin (Declared Input Voltage), para realizar la detección de eventos (dips y swells), según lo indicado en el estándar IEC 61000-4-30 Clase A. ü La compatibilidad de todos los reportes que generará el Software de Gestión, con un ambiente Windows debe ser garantizada, específicamente para permitir una exportación de información a MS-Office. ü Las variables estadísticas requeridas son las siguientes: Ø Valores máximos, mínimos, promedio. Ø Desviaciones estándar. Ø Varianza. Ø Funciones de densidad de probabilidad. Ø Funciones de probabilidad acumulada. Ø Percentiles con valores configurables (para realizar la comparación con valores definidos por el estándar IEC 61000-4-30 u otros definidos por el usuario). Ø Correlación entre variables definidas por el usuario. Administración y Configuración de la Red de Comunicaciones ü Interrogación de la información registrada por los medidores las 24 horas del día. ü Este horario de interrogación modificable fácilmente (flexibilidad). ü Permitir que se incluyan nuevos medidores para su gestión. Permitir modificaciones en los puertos utilizados para establecer la comunicación. ü Alarmas (visuales y sonoras), de problemas en el proceso de comunicación, entre cada medidor y el Centro de Control. ü Descarga automática de la información registrada por los medidores como respuesta a alarma de capacidad interna de memoria al 90%.
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Und
Requerido Ofrecido
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
2. Ítem
11
12
SOFTWARE DEL SISTEMA DE GESTIÓN Descripción ü Permitir conocer el estado de ocupación de la memoria de cada medidor, cada vez que los medidores sean interrogados. ü Configuración remota de medidores. Administración de Seguridad ü Niveles de seguridad: Ø Nivel 1: Administración de Usuarios, para definir perfiles y privilegios, creación, edición y eliminación de usuarios, permisos de visualización y funciones. Ø Nivel 2: Acceso a la información de CPE. Ø Nivel 3: Leer y/o visualizar la información de CPE. ü Informar en la pantalla del servidor el acceso remoto y registrar nombre, fecha, hora y duración. ü Acceso simultáneo de una cantidad ilimitada de usuarios para visualización, a través de Internet en equipos con Microsoft Internet Explorer. ü Cualquier inconveniente que tenga el software con el antivirus residente en la máquina deberá ser resuelto. ü Registro de puertos (físicos y lógicos) utilizados. ü Módulo de seguridad de acceso que cumpla con nombre de cuenta y clave encriptada (se prefiere que el módulo de seguridad esté integrado con el directorio activo de Microsoft). Administración de Bases de Datos ü SQL Server 2005 Estándar Edition (Structured Query Language) ü Base de datos para gestión de: Ø Recolección y manejo de información que hará parte de los archivos enviados a la CREG. Ø Recolección y manejo de información general obtenida de los medidores, con relación a las variables de la CPE. ü Suministrar configuraciones de la base de datos, con el fin de proyectar almacenamiento inicial y futuro y planear los mecanismos de gestión de la misma, esto para efectos de administración. ü Base de datos “abierta” que permita una futura migración a una plataforma como Oracle 9i o superior.
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Und
Requerido Ofrecido
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
Gl
SI
2.
SOFTWARE DEL SISTEMA DE GESTIÓN
Ítem 13
14
15
16
3.
Descripción
Und
Autonomía de información histórica: ü Reportes enviados a la CREG para cumplir con la meses Resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 de 2007. ü Información relacionada con la CPE. Pruebas del Sistema de Gestión Se deberá verificar por medio del Software de Gestión y la interfaz de comunicaciones, como mínimo, lo siguiente: ü Capacidad de configuración de los medidores. ü Capacidad de configuración del medio de comunicación (con puertos asociados). ü Funcionalidad de lectura y almacenamiento Gl histórico de variables. ü Operaciones de control sobre los medidores desde el Centro de Control. ü Capacidad de detección de alarmas. ü Velocidad de transmisión de datos desde los medidores al Centro de Monitoreo. ü Gestión para realizar la interrogación diaria de los medidores desde el Centro de Monitoreo. Garantizar el soporte técnico necesario para mantener la operación confiable y controlada de los equipos suministrados, el Hardware y el Software de Gestión Gl que son objeto del presente contrato, por un período de un (1) año. Programación de capacitación, la cual será llevada a cabo en las instalaciones de ESSA ESP en la ciudad Und de Bucaramanga.
Requerido Ofrecido 6
SI
SI
3
TABLEROS DE INTEGRACIÓN
Ítem
Descripción
Und
Requerido Ofrecido
TABLERO TIPO INTERIOR 1 Fabricante 2 Referencia 3 Normas Doble fondo Frente muerto
4
Tipo
5 6 7 8
Grosor de la lamina Aislamiento nominal Frecuencia Grado de protección Otros Accesorios para protección de equipos por tablero.
9
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mm VAC Hz
2 600 60 ≥IP42 SI
3.
TABLEROS DE INTEGRACIÓN
Ítem
Descripción
Und
10 Accesorios de conexión interna por tablero. TABLERO TIPO EXTERIOR 11 Fabricante 12 Referencia 13 Normas Tipo
15 16 17 18
Grosor de la lamina Aislamiento nominal Frecuencia Grado de protección Otros Accesorios para protección de equipos por tablero. Accesorios de conexión interna por tablero.
4.
SI
Caseta Doble fondo Frente muerto
14
19 20
Requerido Ofrecido
mm VAC Hz
2 600 60 NEMA 4X SI SI
SERVIDOR
Ítem
Descripción
1 2 3 4 5 6 7
Fabricante País Referencia Normas Formato de servidor Bus del Sistema Sistema Operativo Windows Server 2003 o superior
8
Unidad de Procesamiento Central (CPU) ü Procesador ü Frecuencia del Reloj
Unidad Requerido Ofrecido Indicar Indicar Indicar Gl MHz gl
Rack 19” 1333 SI
GHz
Intel Xeón 4 núcleos 3,16
MHz GB GB
DDR2 / ECC ≥ 667 ≥8 64
MB MB
≥6 12
TB
≥2 SATA, ≥ 7200 rpm
Memoria RAM ü Tipo 9
10
11 12
ü Velocidad ü Capacidad Inicial ü Capacidad Máxima Memoria Caché ü Capacidad inicial ü Capacidad Máxima Disco Duro ü Capacidad ü Tipo de Interfaz Unidades de Almacenamiento Óptico
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4.
SERVIDOR
Ítem
Descripción
Unidad Requerido Ofrecido
ü a. Formato
13 14 15 5.
ü Velocidad ü b. Cantidad Tarjeta de Comunicación Ethernet ü a. Velocidad de Transferencia de Datos
x
Mbps
ü b. Protocolo de Acceso Office 2007 (Word, Excel y Outlook) Antivirus
Gl
DVD – RW/+RW 16 1 10/100/ 1000 TCP/IP SI McAfee
COMPUTADORES PORTÁTILES
Ítem Descripción 1 2 3 4 5 6
Fabricante País Referencia Normas Cantidad de Portátiles Tipo
7
Sistema Operativo
Unidad Requerido Ofrecido
Und Gl Gl
4 Portátil Windows Vista
Unidad de Procesamiento Central (CPU) 8
9
10
ü Procesador
GHz
Intel Core 2 duo ≥ 2,4
Gl MHz GB
DDR2, ≥ 533 ≥2
GB
≥ 250 SATA, ≥ 5400 rpm
Gl
ü Frecuencia del Reloj Memoria RAM ü Tipo ü Velocidad ü Capacidad Disco Duro ü Capacidad ü Tipo de Interfaz
Gl
Pantalla 11
ü Tipo
Gl
ü Tamaño Unidades de Almacenamiento Óptico 12
13
ü Formato
Pulg. Gl
ü Velocidad ü Cantidad Tarjeta de Comunicación Ethernet
Página 322 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
x Und
Wide Screen ≥15,4 DVD – RW/+RW 16 1
5.
COMPUTADORES PORTÁTILES
Ítem Descripción
Unidad Requerido Ofrecido
ü Velocidad de Transferencia de Datos 14 15 16
ü Protocolo de Acceso Wifi Office 2007 (Word, Excel y Outlook) Antivirus
Página 323 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Mbps Gl Gl Gl Gl
10/100/ 1000 TCP/IP b/g SI McAfee
ANEXO 7.
1.
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS DE LOS RELES
CARACTERÍSTICAS COMUNES
Item 1
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
22
23
Descripción Norma
Und
Requerido
Gl
IEC 61000 IEC 60255 IEEE 37.70 IEC 60068
Tipo integrado (Todas las protecciones, control y Gl medida en una unidad) Voltaje nominal auxiliar (DC) V Tolerancia del voltaje nominal auxiliar % Corriente nominal secundaria A Máxima corriente permanente Fase-Tierra A Máxima corriente por 10 segundos A Tensión nominal Fase –Tierra V Máxima tensión permanente Fase-Tierra V Máxima tensión por 10 segundos V Frecuencia nominal Hz Tiempo de operación de contactos ms Tiempo de desenganche de contactos ms Conducción permanente de corriente en los A contactos Conducción de corriente en los contactos por un A segundo Puerto de comunicaciones RS232 frontal 1 Puerto de comunicaciones RS232 o RS 485 1 posterior Puerto dual Ehternet 10/100 base FX con 2 protocolos DNP3.0 e IEC61850 Puerto de sincronización IRIG-B, DCF77 o 1 similar. Panel con al menos doce (12) LEDs para 1 indicación de eventos y estado. Esquemas lógicos programables con compuertas combinacionales y secuenciales OR, AND, FLIP- .FLOP, TIMERS, etc. Grabación y almacenamiento de eventos cronológicos con estampa de tiempo con resolución de 1 ms. Memoria para almacenar al menos los últimos 250 eventos. Grabación y almacenamiento de eventos oscilográficos; 16 muestras por ciclo, 32 canales digitales configurables por el usuario. Memoria de almacenamiento no volátil para los últimos 10 eventos.
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Si 125 ± 20% 1ó5 15 100 115/√3 150 300 60 ≤5 ≤10 ≥ 10 ≥ 50 Si Si Si Si Si Si
Si
Si
Ofrecido
2.
UNIDAD DE PROTECCION DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL NIVEL STN
Item
1
2
Descripción
Und
Función de Distancia ü Corriente nominal A ü Tensión nominal V ü Zonas de protección en total Un ü Zonas reversas Un ü Característica fase-fase tipo Mho ó cuadrilateral ü Característica fase-tierra tipo cuadrilateral ü Entradas análogas de corriente Un ü Entradas análogas de tensión Un ü Ajustes de resistencia y reactancia independientes para cada zona ü Ajustes de factor de compensación de secuencia cero independientes para cada zona ü Ajustes de tiempo de disparo independientes para cada zona ü Tiempo típico de disparo ms ü Función de cierre sobre falla SOTF/TOR ü Función de supervisión tensión secundaria ü Función de bloqueo por oscilaciones de potencia (PSB) ü Función Fuera de paso (OOS) con disparo y bloqueo ü Función de memoria de V de polarización ü Localizador de fallas indicación en km ü Detección de fallas evolutivas ü Funciones de teleprotección con esquemas PUTT, POTT y Aceleración ü Función Terminal débil (Weak infeed). ü Función ECO. ü Detección de inversión de corriente ü Bloqueo por intrusión de carga ü Disparo monopolar y/o tripolar Función de Recierre y sincronismo ü Recierres programables secuencialmente Un ü Tiempo muerto para recierre monopolar ü Tiempo muerto para recierre tripolar ü Ajuste de tiempo de discriminación para fallas evolutivas ü Contadores de operación de recierres ü Supervisión de sincronismo para recierre ü Verificación de deslizamiento de frecuencia ü Verificación de diferencia angular y tensión ü Modos de operación barra viva – línea
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Requerido 1 115/√3 ≥4 ≥4 Si Si ≥4 ≥4 Si Si Si ≤ 25 Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si ≥4 Si Si Si Si Si Si Si Si
Ofrecido
2.
UNIDAD DE PROTECCION DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL NIVEL STN
Item
3
4
3.
Descripción
Und
muerta, barra muerta – linea viva, barra muerta – linea muerta Función de sobrecorriente direccional de falla a tierra ü Función 67N de tiempo definido ü Función 67N de tiempo inverso ü Curvas estándar de tiempo inverso ANSI ü Curvas estándar de tiempo inverso IEC ü Disparo en esquema de comparación direccional con recierre ü Disparo definitivo con tiempo definido ü Disparo definitivo con tiempo inverso Funciones de tensión ü Rango de ajuste por Baja Tensión ü Rango de ajuste por Sobre Tensión ü Incrementos en el ajuste ü Disparo temporizado sobre/baja tensión ü Acción instantánea sobre/baja tensión
Requerido
Ofrecido
Si Si Si Si Si Si Si V V V
0-100 50-150 0.1 Si Si
UNIDAD DE PROTECCION DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL NIVEL 4
Item
1
Descripción
Und
Función de Distancia ü Corriente nominal (bahías de 115 kV) A ü Tensión nominal (bahías de 115 kV) V ü Zonas de protección en total Un ü Zonas reversas Un ü Característica fase-fase tipo Mho ó cuadrilateral ü Característica fase-tierra tipo cuadrilateral ü Entradas análogas de corriente Un ü Entradas análogas de tensión Un ü Ajustes de resistencia y reactancia independientes para cada zona ü Ajustes de factor de compensación de secuencia cero independientes para cada zona ü Ajustes de tiempo de disparo independientes para cada zona ü Tiempo típico de disparo ms ü Función de cierre sobre falla SOTF/TOR ü Función de supervisión tensión secundaria ü Función de bloqueo por oscilaciones de potencia (PSB)
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Requerido 5 115/√3 ≥4 ≥4 Si Si ≥4 ≥4 Si Si Si ≤ 25 Si Si Si
Ofrecido
3.
UNIDAD DE PROTECCION DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL NIVEL 4
Item
2
3
4
4. Item
Descripción
Und
ü Función Fuera de paso (OOS) con disparo y bloqueo ü Función de memoria de V de polarización ü Localizador de fallas indicación en km ü Detección de fallas evolutivas ü Funciones de teleprotección con esquemas PUTT, POTT y Aceleración ü Función Terminal débil (Weak infeed). ü Función ECO. ü Detección de inversión de corriente ü Bloqueo por intrusión de carga ü Disparo tripolar Función de Recierre y sincronismo ü Recierres programables secuencialmente ü Tiempo muerto para recierre tripolar ü Ajuste de tiempo de discriminación para fallas evolutivas ü Contadores de operación de recierres ü Supervisión de sincronismo para recierre ü Verificación de deslizamiento de frecuencia ü Verificación de diferencia angular y tensión ü Modos de operación barra viva – línea muerta, barra muerta – linea viva, barra muerta – linea muerta Función de sobrecorriente direccional de falla a tierra ü Función 67N de tiempo definido ü Función 67N de tiempo inverso ü Curvas estándar de tiempo inverso ANSI ü Curvas estándar de tiempo inverso IEC ü Disparo en esquema de comparación direccional con recierre ü Disparo definitivo con tiempo definido ü Disparo definitivo con tiempo inverso Funciones de tensión ü Rango de ajuste por Baja Tensión ü Rango de ajuste por Sobre Tensión ü Incrementos en el ajuste ü Disparo temporizado Sobre/Baja Tensión ü Acción instantánea Sobre/Baja Tensión
Requerido
Ofrecido
Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Un
≥4 Si Si Si Si Si Si Si
Si Si Si Si Si Si Si V V V
0-100 50-150 0.1 Si Si
UNIDAD DE PROTECCION DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL NIVELES 2 Y 3 Descripción
Und
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Requerido
Ofrecido
4.
UNIDAD DE PROTECCION DE LÍNEA MULTIFUNCIONAL NIVELES 2 Y 3
Item
1
2
3
4
5.
Descripción
Und
Función de Sobrecorriente ü Corriente nominal A ü Tensión nominal V ü Función 51 y 51N Gl ü Función 50 y 50N Gl ü Función 67 y 67N Gl ü Función de sobrecorriente de sec. Neg. Gl ü Rango de ajustes del 51/51N en secundario. A ü Incremento del relé 51/51N A ü Rango de ajustes del 67/67N en secundario. A ü Incremento del relé 67/67N A ü Rango de ajustes de umbral de ° direccionalidad 67/67N. ü Incremento del ángulo ° ü Curvas estándar de tiempo inverso ANSI Gl ü Curvas estándar de tiempo inverso IEC Gl ü Incremento del dial para las curvas ü Rango del relé 50/50N en secundario. A ü Incremento del relé 50/50N A Función de Recierre ü Recierres programables secuencialmente Un ü Tiempo muerto para recierre ü Contadores de operación de recierres Funciones de Tensión ü Rango de ajuste por Baja tensión V ü Rango de ajuste por Sobre Tensión V ü Incrementos en el ajuste V ü Disparo temporizado sobre/baja tensión Gl ü Acción instantánea sobre/baja tensión Gl Funciones de Frecuencia ü Disparo por sobre frecuencia Gl ü Disparo por baja frecuencia Gl ü Etapas de sobre/baja frecuencia Un ü Rango de ajuste de frecuencia Hz ü Incremento del ajuste de frecuencia Hz ü Tiempo de cada etapa Seg ü Incremento del temporizador ms
Requerido
Ofrecido
5 115/√3 Si Si Si Si 0.5 -15 0.1 0.5 -15 0.1 0 - 360 1 Si Si 0.1 0.5-80 0.1 ≥4 Si Si 0-100 50-150 0.1 Si Si Si Si ≥4 40 – 65 0.1 0 – 10 1.0
UNIDAD DE PROTECCION PRINCIPAL DE AUTOTRANSFORMADOR NIVEL STN
Item 1
Descripción Función Diferencial ü Corriente nominal devanado
lado
alta
Und
Requerido
A
1
Página 328 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ofrecido
5.
UNIDAD DE PROTECCION PRINCIPAL DE AUTOTRANSFORMADOR NIVEL STN
Item
2
6.
Descripción Und tensión ü Corriente nominal devanados lado media y A baja tensión ü Tensión nominal V ü Pendientes de porcentualidad programables ü Rango de ajuste de pendientes % ü Función de bloqueo por segundo armónico Gl (restricción corrientes de magnetización) ü Función de bloqueo por cuarto armónico Gl (restricción corrientes de magnetización) ü Función de bloqueo por quinto armónico Gl (restricción sobre-excitación V/Hz) ü Ajuste de relación de transformación para Gl todos los devanados ü Ajuste de tipo de conexión del transformador Gl ü Elemento de disparo instantáneo sin Gl restricción Función de Sobrecorriente ü Función 51 y 51N ü Función 50 y 50N ü Rango de ajustes del 51/51N A ü Incremento del relé 51/51N A ü Curvas estándar de tiempo inverso ANSI Gl ü Curvas estándar de tiempo inverso IEC Gl ü Incremento del dial para las curvas A ü Rango del relé 50/50N A ü Incremento del relé 50/50N A
Requerido
Ofrecido
5 115/√3 ≥2 10-100 Si Si Si Si Si Si Si Si 0.1 – 5.0 0.01 Si Si 0.1 0.1 – 20 0.01
UNIDAD DE PROTECCION DE RESPALDO DE AUTOTRANSFORMADOR LADO STN
Item
1
Descripción Función de Sobrecorriente ü Corriente nominal primario ü Función 51 y 51N ü Función 50 y 50N ü Rango de ajustes del 51/51N ü Incremento del relé 51/51N ü Curvas estándar de tiempo inverso ANSI ü Curvas estándar de tiempo inverso IEC ü Incremento del dial para las curvas ü Rango del relé 50/50N ü Incremento del relé 50/50N
Und
Requerido
A Gl Gl A A Gl Gl A A A
1 Si Si 0.1 – 5.0 0.01 Si Si 0.1 0.1 – 20 0.01
Página 329 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ofrecido
7.
UNIDAD DE PROTECCION PRINCIPAL DE TRANSFORMADOR NIVELES 3 Y 4
Item
2
3
Descripción
Und
Función Diferencial ü Tensión nominal V ü Corriente nominal A ü Tensión nominal V ü Pendientes de porcentualidad programables Und ü Rango de ajuste de pendientes % ü Función de bloqueo por segundo armónico Gl (restricción corrientes de magnetización) ü Función de bloqueo por cuarto armónico Gl (restricción corrientes de magnetización) ü Función de bloqueo por quinto armónico Gl (restricción sobreexitación V/Hz) ü Ajuste de relación de transformación para Gl todos los devanados ü Ajuste de tipo de conexión del transformador Gl ü Elemento de disparo instantáneo sin Gl restricción Función de Sobrecorriente ü Función 51 y 51N Gl ü Función 50 y 50N Gl ü Rango de ajustes del 51/51N A ü Incremento del relé 51/51N A ü Curvas estándar de tiempo inverso ANSI Gl ü Curvas estándar de tiempo inverso IEC Gl ü Incremento del dial para las curvas A ü Rango del relé 50/50N A ü Incremento del relé 50/50N A
8.
Requerido
Ofrecido
115/√3 5 115/√3 ≥2 10-100 Si Si Si Si Si Si Si Si 0.5 -15 0.1 Si Si 0.1 0.5-80 0.1
UNIDAD DE PROTECCION DE RESPALDO DE TRANSFORMADOR LADO 115, 34.5 Y 13.8 KV Item Descripción Und Requerido Ofrecido Función de Sobrecorriente ü Corriente nominal A 5 ü Función 51 y 51N Si ü Función 50 y 50N Si ü Rango de ajustes del 51/51N A 0.5 -15 1 ü Incremento del relé 51/51N A 0.1 ü Curvas estándar de tiempo inverso ANSI Si ü Curvas estándar de tiempo inverso IEC Si ü Incremento del dial para las curvas 0.1 ü Rango del relé 50/50N A 0.5-80 ü Incremento del relé 50/50N A 0.1
Página 330 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
9.
UNIDAD DE PROTECCION DE BARRA NIVEL STN
Item
1
2
10. Item
1
2
11.
Descripción
Und
Función Diferencial ü Corriente nominal para barra A ü Pendientes de porcentualidad programables ü Rango de ajuste de pendientes % ü Rango de corriente diferencial pu ü Incremento del ajuste de la corriente pu diferencial ü Tiempo típico de disparo ms ü Ajuste de relación de transformación de CT ü Entradas de corriente trifásicas (bahías) Un Función de Falla Interruptor ü Función de redisparo (Etapa 1) Gl ü Función de disparo (Etapa 2) Gl ü Corriente de operación A ü Incremento de la corriente de operación A ü Tiempo de operación Seg ü Incremento del tiempo de operación Seg ü Función de falla interruptor para cada bahía
Requerido
Ofrecido
1 ≥2 10 - 100 0.1 – 1.0 0.01 ≤ 15 Si ≥6 Si Si 0 – 10 0.01 0.05 – 1.00 0.01 Si
UNIDAD DE PROTECCION DE BARRA NIVEL 4 Descripción
Und
Función Diferencial ü Corriente nominal para barra de 115 kV A ü Pendientes de porcentualidad programables ü Rango de ajuste de pendientes % ü Rango de corriente diferencial pu ü Incremento del ajuste de la corriente pu diferencial ü Tiempo típico de disparo ms ü Ajuste de relación de transformación de CT ü Entradas de corriente trifásicas (bahías) Un Función de Falla Interruptor ü Función de redisparo (Etapa 1) Gl ü Función de disparo (Etapa 2) Gl ü Corriente de operación A ü Incremento de la corriente de operación A ü Tiempo de operación Seg ü Incremento del tiempo de operación Seg ü Función de falla interruptor para cada bahía Gl
Requerido 5 ≥2 10 - 100 0.1 – 1.0 0.01 ≤ 15 Si ≥6 Si Si 0 – 50 0.01 0.05 – 1.00 0.01 Si
UNIDAD DE PROTECCIÓN CONTROL DE BAHÍA NIVEL STN
Página 331 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ofrecido
Item
1 2 3 4 5
6
7
8 9
Descripción
Und
Tensión auxiliar ü Tensión auxiliar (DC) V ü Margen de tensión para operación % ü Tensión nominal para bahías V Corriente nominal para bahías A Frecuencia ü Frecuencia asignada Hz ü Rango de frecuencia de operacion Hz Automonitoreo Continuo Rango temperatura de operacion ºC HMI ü Interfaz de usuario local tipo cristal líquido o Gl similar ü Despliegue de diagrama unifilar de bahía Gl ü Selección de medidas desplegables Gl ü Despliegue de medidas en tiempo real Gl ü Control de interruptor Gl ü Control de seccionadores Gl ü Supervisión posición de cuchilla a tierra Gl ü Despliegue de medidas instantáneas Ø Tensión por fase y entre fases Gl Ø Corriente por fase Gl Ø Frecuencia Gl Ø Potencia activa trifásica y por fase Gl Ø Potencia reactiva trifásica y por fase Gl Ø Potencia aparente trifásica y por fase Gl Ø Factor de potencia trifásico y por fase Gl Ø Fasores Gl Ø Diferencia de tensión para sincronismo Gl Ø Diferencia angular para sincronismo Gl Ø Deslizamiento de frecuencia para Gl sincronismo ü Control de equipos de campo mediante Gl menú y mediante botones ü Protección con clave para operación Gl ü Protección con clave para ajustes Gl Anunciador ü Cantidad de ventanillas de anunciación Un ü Indicación luminosa tipo LED Gl ü Ventanillas configurables para bahía de ínea Un ü Leyenda programable en las ventanillas Gl ü Botón de reposición independiente Gl ü Contacto de salida para alarma sonora Gl Facilidad de selección de recierre EN Gl SERVICIO/FUERA mediante selector o botones Función de Sobrecorriente
Página 332 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Requerido 125 ± 20% 115/√3 1 60 45-65 Si -10 a +55 Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si ≥ 16 Si ≥ 16 Si Si Si Si
Ofrecido
11. Item
10
23 24
25
26
12. Item
1 2
UNIDAD DE PROTECCIÓN CONTROL DE BAHÍA NIVEL STN Descripción
Und
Requerido
ü Función 51 y 51N ü Función 50 y 50N ü Rango de ajustes de la función 51/51N ü Incremento de la función 51/51N ü Curvas estándar de tiempo inverso ANSI ü Curvas estándar de tiempo inverso IEC ü Incremento del dial para las curvas ü Rango del relé 50/50N ü Incremento del relé 50/50N Función de Verificación de Sincronismo ü Deslizamientos de frecuencia ü Diferencia de ángulo ü Diferencia de tensión ü Ajustes independientes ü Umbral de presencia de tensión ü Umbral de ausencia de tensión ü Retardo hasta que la supervisión es liberada ü Tiempo máximo de proceso ü Modos de operación Ø Barra viva – línea viva Ø Barra muerta – linea muerta Ø Barra viva – línea muerta Ø Barra muerta – linea viva Función de baja tensión temporizable incluida Función de supervisión circuito de disparo del interruptor incluida Osciloperturbografia ü Frecuencia de muestreo ü Número mínimo de eventos ü Longitud del evento ü Evento en formato Comtrade Reporte Secuencial de Eventos (SOE) ü Cantidad de registros ü Resolucion estampa de tiempo
Gl Gl A A Gl Gl A A A
Si Si 0.1 – 5 0.01 Si Si 0.1 0.1 – 20 0.01
mHz ° % Gl % % ms ms
0-200 0-50 0-30 Sí 40-100 0-40 50-100 100
Gl Gl Gl Gl
Sí Sí Sí Sí Si
Ofrecido
Si Hz Un seg Gl
Sí ≥ 960 10 ≥1 Si
Und ms
≥ 2500 1
UNIDAD DE PROTECCIÓN CONTROL DE BAHÍA NIVEL 4 Descripción Tensión auxiliar ü Tensión auxiliar (DC) ü Margen de tensión para operación ü Tensión nominal para bahías Corriente nominal para bahías
Und
Requerido
V % V A
125 ± 20% 115/√3 5
Página 333 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ofrecido
12. Item 3 4 5
6
7
8
9
UNIDAD DE PROTECCIÓN CONTROL DE BAHÍA NIVEL 4 Descripción
Und
Frecuencia ü Frecuencia asignada Hz ü Rango de frecuencia de operacion Hz Automonitoreo Continuo Rango temperatura de operacion ºC HMI ü Interfaz de usuario local tipo cristal líquido o Gl similar ü Despliegue de diagrama unifilar de bahía Gl ü Selección de medidas desplegables Gl ü Despliegue de medidas en tiempo real Gl ü Control de interruptor Gl ü Control de seccionadores Gl ü Supervisión posición de cuchilla a tierra Gl ü Despliegue de medidas instantáneas Ø Tensión por fase y entre fases Gl Ø Corriente por fase Gl Ø Frecuencia Gl Ø Potencia activa trifásica y por fase Gl Ø Potencia reactiva trifásica y por fase Gl Ø Potencia aparente trifásica y por fase Gl Ø Factor de potencia trifásico y por fase Gl Ø Fasores Gl Ø Diferencia de tensión para sincronismo Gl Ø Diferencia angular para sincronismo Gl Ø Deslizamiento de frecuencia para Gl sincronismo ü Control de equipos de campo mediante Gl menú y mediante botones ü Protección con clave para operación Gl ü Protección con clave para ajustes Gl Anunciador ü Cantidad de ventanillas de anunciación Un ü Indicación luminosa tipo LED Gl ü Ventanillas configurables para bahía de ínea Un ü Leyenda programable en las ventanillas Gl ü Botón de reposición independiente Gl ü Contacto de salida para alarma sonora Gl Facilidad de selección de recierre EN Gl SERVICIO/FUERA mediante selector o botones Función de Sobrecorriente ü Función 51 y 51N Gl ü Función 50 y 50N Gl ü Rango de ajustes de la función 51/51N A ü Incremento de la función 51/51N A
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Requerido 60 45-65 Si -10 a +55 Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si Si ≥ 16 Si ≥ 16 Si Si Si Si Si Si 0.5 -15 0.1
Ofrecido
12. Item
10
23 24
25
26
13. Item 1 2 3 4
UNIDAD DE PROTECCIÓN CONTROL DE BAHÍA NIVEL 4 Descripción
Und
Requerido
ü Curvas estándar de tiempo inverso ANSI ü Curvas estándar de tiempo inverso IEC ü Incremento del dial para las curvas ü Rango del relé 50/50N ü Incremento del relé 50/50N Función de Verificación de Sincronismo ü Deslizamientos de frecuencia ü Diferencia de ángulo ü Diferencia de tensión ü Ajustes independientes ü Umbral de presencia de tensión ü Umbral de ausencia de tensión ü Retardo hasta que la supervisión es liberada ü Tiempo máximo de proceso ü Modos de operación Ø Barra viva – línea viva Ø Barra muerta – linea muerta Ø Barra viva – línea muerta Ø Barra muerta – linea viva Función de baja tensión temporizable incluida Función de supervisión circuito de disparo del interruptor incluida Osciloperturbografia ü Frecuencia de muestreo ü Número mínimo de eventos ü Longitud del evento ü Evento en formato Comtrade Reporte Secuencial de Eventos (SOE) ü Cantidad de registros ü Resolucion estampa de tiempo
Gl Gl A A A
Si Si 0.1 0.5-80 0.1
mHz ° % Gl % % ms ms
0-200 0-50 0-30 Sí 40-100 0-40 50-100 100
Gl Gl Gl Gl
Sí Sí Sí Sí Si
Ofrecido
Si Hz Un seg Gl
Sí ≥ 960 10 ≥1 Si
Und ms
≥ 2500 1
Und
Requerido
VDC % ºC
125 ±20 Si -10 a +55
Und Gl Gl
≥ 32 Si Si
UNIDAD ANUNCIADORA Descripción Tensión auxiliar ü Tensión auxiliar ü Margen de tensión para operación Automonitoreo Continuo Rango temperatura de operacion ü Anunciador ü Cantidad de ventanillas de anunciación ü Indicación luminosa tipo LED ü Leyenda programable en las ventanillas
Página 335 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ofrecido
13.
UNIDAD ANUNCIADORA
Item
5 6 7
Descripción ü Botón de reposición independiente ü Contacto de salida para alarma sonora Protección con clave para control Protección con clave para ajustes Reporte Secuencial de Eventos (SOE) ü Cantidad de registros ü Resolución estampa de tiempo
14.
UNIDAD DE ADQUISICIÓN REFRIGERACIÓN Item Descripción 1 2 3
4
5 6 7 8
15.
Y
CONTROL
Und
Requerido
Und Und
1 1 Si Si
ms
≥ 250 1
DE TAPS,
TEMPERATURA
Und Requerido
Tensión auxiliar ü Tensión auxiliar VDC ü Margen de tensión para operación % Automonitoreo Continuo Gl Rango temperatura de operacion ºC Interfaz de usuario local tipo cristal líquido o similar ü Despliegue de posición de tap, temperaturas, estado de refrigeración Gl forzada en tiempo real ü Control de cambia tomas Gl ü Control de ventiladores ü Supervisión de temperatura de aceite y Gl devanado Gl Control de equipos de campo mediante botones Gl Protección con clave para control Gl Protección con clave para ajustes Gl Reporte Secuencial de Eventos (SOE) ü Cantidad de registros Und ü Resolución estampa de tiempo ms
Ofrecido
Ofrecido
125 ±20 Si -10 a +55
Si Si Si Si Si Si Si ≥ 250 1
MEDIDOR DE ENERGÍA ELECTRÓNICO CLASE 0.2
Item
Caracteristicas
Und
Requerido
1
Marca
Gl
Indicar
2
Tipo
Gl
Indicar
3
Referencia
Gl
Indicar
4
Numero de fases
Und
3
5
Numero de hilos
Und
3ó4
Página 336 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ofrecido
Y
15.
MEDIDOR DE ENERGÍA ELECTRÓNICO CLASE 0.2
Item
Caracteristicas
Und
Requerido
6
Numero de elementos
Und
3
7
Rango corriente de entrada
A
0 – 10
8
Rango tensión de entrada
V
60 – 480
9
Frecuencia Precisión
Hz
60
ü Según ANSI C12.20-2002
Gl
0.2
ü Según IEC 62053-22
Gl
0.2s
MB
≥1
10 11
Capacidad de memoria Perfil de carga
12
13
ü Número de canales Und ü Capacidad de almacenamiento cada 15 Días minutos Tipo de almacenamiento por pulsos Gl
8 ≥ 200 SI
Perfil de instrumentación
15
ü Número de canales Und ü Capacidad de almacenamiento cada 15 Días minutos Bidireccional Gl
16
Lecturas en cuatro cuadrantes
17
Reloj de tiempo real
18
Número de relés de salida Comunicación ü Puerto de comunicación serial óptico ü Puerto de comunicación serial RS485 ü Puerto de comunicación serial RS232 ü Protocolo de comunicación
14
19
≥ 120 SI
Gl
Si Interno ó Gl Frecuencia de la red Und 4 Und Und Und
años
1 1 1 DNP 3.0 ANSI C12.21 ANSI C12.18 ANSI C12.19 Si ≥ 10
Gl
Sobreponer
Gl
Si
Gl
Windows
Gl Und
Indicar 1
Gl 20 21
Bateria de litio Vida util de la batería
22
24
Montaje Software de programacion, exportacion Ambiente del software
25 26
Certificado de producto Pantalla LCD con visualización de datos en
23
16
consulta
y
Página 337 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Ofrecido
15.
MEDIDOR DE ENERGÍA ELECTRÓNICO CLASE 0.2
Item 27
16.
Caracteristicas tiempo real Tensión auxiliar (DC)
Und
Requerido
V
125
MEDIDOR DE ENERGÍA ELECTRÓNICO CLASE 0.5
Item
Caracteristicas
Und
Requerido
1
Marca
Gl
Indicar
2
Tipo
Gl
Indicar
3
Referencia
Gl
Indicar
4
Numero de fases
Und
3
5
Numero de hilos
Und
3ó4
6
Numero de elementos
Und
3
7
Rango corriente de entrada
A
0 – 10
8
Rango tensión de entrada
V
60 – 480
9
Frecuencia Precisión
Hz
60
ü Según ANSI C12.20-2002
Gl
0.5
ü Según IEC 62053-22
Gl
0.5s
MB
≥1
10 11
Capacidad de memoria Perfil de carga
12
13
ü Número de canales Und ü Capacidad de almacenamiento cada 15 Días minutos Tipo de almacenamiento por pulsos Gl
8 ≥ 200 SI
Perfil de instrumentación
15
ü Número de canales Und ü Capacidad de almacenamiento cada 15 Días minutos Bidireccional Gl
16
Lecturas en cuatro cuadrantes
17
Reloj de tiempo real
18
Número de relés de salida Comunicación ü Puerto de comunicación serial óptico
14
19
Ofrecido
16 ≥ 120 SI
Gl
Si Interno ó Gl Frecuencia de la red Und 4 Und
Página 338 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
1
Ofrecido
16. Item
MEDIDOR DE ENERGÍA ELECTRÓNICO CLASE 0.5 Caracteristicas ü Puerto de comunicación serial RS485 ü Puerto de comunicación serial RS232 ü Protocolo de comunicación
Und
Requerido
Und Und
años
1 1 DNP 3.0 ANSI C12.21 ANSI C12.18 ANSI C12.19 Si ≥ 10
Gl
Sobreponer
Gl
Si
Gl
Windows
Gl 20 21
Bateria de litio Vida util de la batería
22
Montaje Software de programacion, exportacion Ambiente del software
23 24 25 26 27
consulta
y
Certificado de producto Gl Pantalla LCD con visualización de datos en Und tiempo real Tensión auxiliar (DC) V
Página 339 de 359 PROYECTO SCADA Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.
Indicar 1 125
Ofrecido
ANEXO 8.
RESOLUCIONES CREG 024/2005 Y 016/2007
Por la cual se modifican las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica. LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994 y,
C O N S I D E R A N D O: Que, de conformidad con el Artículo 23, Literal i, de la Ley 143 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional; Que según lo dispuesto en el Artículo 73, Numeral 73.4 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, "fijar las normas de calidad a las que deben ceñirse las empresas de servicios públicos en la prestación del servicio"; Que conforme a lo establecido en el Artículo 23, Literal n, de la Ley 143 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, "definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía"; Que de acuerdo con el Artículo 87, Numeral 87.8 de la Ley 142 de 1994, toda tarifa tendrá un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras; Que la Comisión, mediante la Resolución CREG 070 de 1998 adoptó el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, el cual contiene las normas sobre la calidad en la prestación del Servicio de Distribución de Electricidad; Que la Comisión, mediante la Resolución CREG 082 de 2002 aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los STR y SDL; Que los cargos por uso de lo STR y SDL se basan en las unidades constructivas; Que la Comisión, tuvo en cuenta en el cálculo del costo a reconocer de algunas de las unidades constructivas de la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, la instalación de Unidades de Adquisición y procesamiento de Datos, en los puntos correspondientes, y los Sistemas de Medida y Calidad (Equipos de Registro de Eventos); Que la Resolución CREG 058 de 2004, sometió a consideración de los agentes y demás interesados la propuesta regulatoria sobre Calidad de la Potencia –CPE-, contenida en el Documento CREG-042 del 15 de julio de 2004;
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Que el día miércoles 25 de agosto de 2004, según lo comunicado en la Circular CREG 020 de 2004, se llevó a cabo, en las instalaciones de la CREG, un taller de discusión sobre la propuesta metodológica sobre CPE; Que conforme a lo dispuesto por el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004, se hizo público mediante la Resolución CREG 083 de 2004, el proyecto de resolución "Por la cual se modifican las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica."; Que mediante comunicación radicada en la CREG con el No. E-2004-010352 el día 28 de diciembre de 2004, el Consejo Nacional de Operación se pronunció sobre los aspectos contenidos en esta Resolución; Que se recibieron comentarios a la propuesta por parte de ICONTEC (Radicados CREG E2004-006806 y E-2005-001074), UIS (Radicado CREG E-2004-008495), EPSA (Radicados CREG E-2004-008845 y E-2004-010252), ASOCODIS (Radicados CREG E-2004-008846 y E-2004-010213), Areva T&D (Radicado CREG E-2004-008852), CHEC (Radicados CREG E2004-008882 y E-2004-010254), CODENSA (Radicado CREG E-2004-008943), EPM (Radicados CREG E-2004-009526 y E-2004-010322), CAM (Radicados CREG E-2004009790 y E-2004-010218), CND (Radicado CREG E-2004-010083), EADE (Radicado CREG E-2004-010185), EMCALI (Radicado CREG E-2004-010259), K&V Ingeniería (Radicados CREG E-2005-000413 y E-2005-000801), Oscar Germán Quiceno R. (Radicado CREG E2005-001170) y UN (Radicado CREG E-2005-001200); Que en el documento CREG 017, de marzo de 2005, se analizan los comentarios presentados por la industria al proyecto de resolución publicado en la página web de la CREG; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión No. 254 del 26 de abril de 2005, aprobó el contenido de la presente Resolución; RESUELVE ARTÍCULO 1o. Definiciones. Para interpretar y aplicar las normas del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, además de las definiciones contenidas en dichas normas, se tendrán en cuenta la siguientes: Calidad de la Potencia Eléctrica (CPE). Para efectos de esta resolución, se define como el conjunto de calificadores de fenómenos inherentes a la forma de onda de la tensión, que permiten juzgar el valor de las desviaciones de la tensión instantánea con respecto a su forma y frecuencia estándar, así como el efecto que dichas desviaciones pueden tener sobre los equipos eléctricos u otros sistemas. Fluctuación de tensión. Fenómeno que origina distorsión transitoria de la forma de onda de tensión, respecto de su forma estándar. Se dice que existe una discontinuidad del servicio cuando la tensión no sigue la forma de onda estándar. Forma y Frecuencia estándar. Forma en el tiempo de una onda senoidal pura de amplitud constante, igual a la tensión nominal, y a una frecuencia de 60 Hz.
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Hundimiento (Sag). Fluctuación de tensión caracterizada por producir una depresión transitoria de tensión respecto de la onda estándar, en un punto del SIN. Indicador. Cifra que establece el nivel o la evolución de una cantidad que refleja el estado de un sistema. Parpadeo (Flicker). Impresión de inestabilidad de la sensación visual causada por un estímulo luminoso, cuya luminosidad o distribución espectral fluctúa en el tiempo. Pico (Swell). Fluctuación de tensión caracterizada por producir un aumento transitorio de tensión respecto de la onda estándar, en un punto del SIN. PST (Percibility Short Time). Es un indicador de la perceptibilidad de un equipo o sistema, ante fluctuaciones de tensión durante un período de tiempo corto (10 minutos), obtenido de forma estadística a partir del tratamiento de la señal de tensión. La forma de calcularlo se define en el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02). THDV (Total Harmonic Distortion of Voltage). Es un indicador de la Distorsión Armónica Total del Voltaje, respecto de la onda estándar, expresada en porcentaje. La forma de calcularlo se define en el Estándar IEEE 519 [1992]. Variaciones de corta duración. Los fenómenos transitorios cubiertos por el indicador PST a que se refiere esta resolución, son, entre otros, los que se relacionan en la siguiente tabla, basada en el Estándar IEEE 1159 [1995]: Tipos de Variaciones de corta duración 1. Muy Rápidos
Duración
Magnitud Típica (pu)
1.1 Hundimiento
0.5 – 30 ciclos
0.1 - 0.9
1.2 Pico
0.5 – 30 ciclos
1.1 - 1.8
2.1 Interrupción
0.5 ciclos - 3 s
< 0.1
2.2 Hundimiento
30 ciclos - 3 s
0.1 - 0.9
2.3 Pico
30 ciclos - 3 s
1.1 - 1.4
3.1 Interrupción
3 s - 1 min
< 0.1
3.2 Hundimiento
3 s - 1 min
0.1 - 0.9
3.3 Pico
3 s - 1 min
1.1 - 1.2
2. Rápidos
3. Lentos
ARTÍCULO 2o. Modificación. Modificar los Numerales 6.2.1 y 6.2.2 del Anexo General del Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, según se indica en el Anexo 1. ARTÍCULO 3o. Equipos de medición. Los equipos de medición a usar, para medir la Calidad de la Potencia, son los reconocidos en la Resolución CREG 082 de 2002, así: Unidad constructiva CCS9: Sistemas de Medida y Calidad (Equipos de Registro de Calidad de Potencia y sistema de procesamiento).
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Equipo “Unidad de adquisición de datos”, reconocido, entre otras, en las unidades constructivas N2S1 a N2S6, N2S8 a N2S12, N2S15 a N2S18, N3S1 a N3S16, N3S19, N3S20 y N4S1 a N4S18. Los equipos de medición a utilizar deben al menos, respecto a la calidad de la potencia: Medir el indicador THDV, de acuerdo con el Estándar IEEE 519 (1992),para el barraje. Medir la relación entre el voltaje de secuencia negativa y el voltaje de secuencia positiva (V(2) / V(1)) para el barraje. Medir hundimientos y picos, de acuerdo con el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02). Medir la continuidad del servicio (frecuencia y duración de interrupciones superiores a un minuto) Medir la desviación estacionaria de la tensión r.m.s (duración superior a 1 minuto) por debajo o por encima de la permitida en el numeral 6.2.1 del Anexo 1 de esta resolución.. Medir el indicador PST, de acuerdo con el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02), o al menos permitir descargar, en medio magnético, información digital de la forma de onda del voltaje, para ser procesada en otra parte del sistema, como se describe en el Artículo 5º, con una velocidad de muestreo mínima de 1024 muestras por segundo. Contar con un sistema de procesamiento de datos capaz de realizar descargas automáticas de información, de estas medidas, en medio magnético, desde los medidores, y capaz de generar de forma automática los reportes indicados en el literal e) del Artículo 5º de la presente resolución. Estas mediciones deberán descontar el efecto de discontinuidades por interrupciones superiores a 1 minuto de duración y para niveles de tensión 2 y 3, discriminar el circuito a través una lógica con el interruptor respectivo. Los equipos de medida y su sistema de procesamiento de datos forman el sistema de medición y registro. El sistema completo de medición y registro debe estar en capacidad de procesar indicadores y de otro lado medir de forma automática la Frecuencia y Duración de las interrupciones. El sistema debe permitir a las empresas centralizar los datos obtenidos, de forma automática, antes de su envío a la CREG. La CREG podrá solicitar el reporte de parámetros e indicadores de voltaje adicionales a los mencionados en el presente artículo. Las características técnicas de los instrumentos utilizados, responderán a las normas técnicas internacionales que decida adoptar cada OR. ARTÍCULO 4o. Plan para instalar el sistema de medición y registro. Para enero de 2006, debe ser posible realizar mediciones en el 100% de las barras de las subestaciones de Niveles de Tensión 4, 3 y 2, así como en el 5 % de los circuitos a 13.2 kV cuya unidad constructiva reconozca esos equipos, y en la totalidad de los circuitos donde esto ocurra, en un plazo de 2 años más. ARTÍCULO 5o. Plan de Recolección de Datos. Para cada punto de medida se usará la siguiente metodología para procesar la información cada 10 minutos:
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a) Descarga de Información: Se descargan 10 minutos de la señal Tensión contra Tiempo del registrador. Posteriormente a esto, la memoria del registrador destinada a almacenar esta información, puede ser borrada. b) Almacenamiento de fluctuaciones estacionarias de tensión: Las desviaciones, en valor absoluto, de la tensión r.m.s de duración superior a 1 minuto y superiores o iguales al 10% de la tensión nominal, serán almacenadas de forma separada de las discontinuidades por interrupción, de duración superior a un minuto, pero su efecto será tenido en cuenta para la evaluación de los valores obtenidos de PST. Se dejará constancia de la existencia de estas en los registros de PST según lo indicado en el literal f). c) Almacenamiento de interrupciones: Las discontinuidades en la prestación del servicio, superiores a un minuto y con tensión menor al 10% de la tensión nominal, serán almacenadas en forma separada y su impacto sobre el PST será descontado en el período de los 10 minutos correspondientes para efectos de la evaluación de los valores obtenidos de PST. Se dejará constancia de la existencia de estas en los registros de PST según lo indicado en el literal f). d) Cálculo del PST : Usando el algoritmo descrito en el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02) se calcula el PST a partir de la información descargada. El ejecutable para calcular el PST a partir de la información, en medio magnético, de la señal de tensión, podrá ser tomado de la página web de la CREG. e) Almacenamiento Voltaje de Secuencia Negativa: Se tomará al menos una medida de la relación V(2) / V(1) (Voltaje de Secuencia Negativa sobre Voltaje de Secuencia Positiva) en cada barraje de subestación donde se conecten unidades constructivas reconocidas, según lo descrito en el Artículo 3º. En caso que V(2) y V(1) sean simultáneamente menores al 10%, la relación tomará el valor de cero. Se dejará constancia de esta medición en los registros de PST según lo indicado en el literal f). f) Almacenamiento de PST: La información es almacenada en un archivo del tipo “csv” llamado CEL_Semana_j_PM.csv; donde j corresponde al número de la semana, y PM corresponde al nombre del punto de medida. Para efectos de administración de esta información, los operadores de red reportarán a la CREG los nombres de los puntos de medida exigidos en la presente resolución que no se encuentren definidos en la base de datos de calidad. Para cada intervalo de tiempo se registra la Fecha y Hora en la cual comienza el período de evaluación del PST, el número de interrupciones que comenzaron en el intervalo y la duración total de las interrupciones durante éste (en segundos), el número de Desviaciones Estacionarias de Tensión (DET) que comenzaron en el intervalo, y la duración total de las DET durante éste (en segundos), el valor del PST para cada fase medida, con dos cifras decimales, y el valor de la relación V(2) / V(1), con cuatro cifras decimales, utilizando el siguiente formato: “dd/mm/aaaa, hh:mm, NI, DI, NDET, DDET, Pst_R, Pst_S, Pst_T, V2V1”. (dd = dia, mm = mes, aaaa = año, hh = hora, mm = minuto, NI = Número de interrupciones, DI = Duración de interrupciones, NDET = Número de DET, DDET = Duración de las DET, (2) (1) Pst_R S ó T = PST por fases, V2V1 = relación V / V ).
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g) Almacenamiento de eventos: La información de los eventos de tensión es almacenada en un archivo del tipo “csv” llamado ET_Semana_j_PM.csv; donde j corresponde al número de la semana y PM corresponde al nombre del punto de medida. Para efectos de administración de esta información, los operadores de red reportarán a la CREG los nombres de los puntos de medida exigidos en la presente resolución que no se encuentren definidos en la base de datos de calidad. Para cada intervalo de tiempo se registra la Fecha y Hora en la cual comienza el evento, la mayor desviación (positiva o negativa) normalizada respecto al voltaje USR definido en el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02), por fase, con cuatro cifras decimales y la duración del evento (en segundos) con dos cifras decimales, utilizando el siguiente formato: “dd/mm/aaaa, hh:mm, DV_R, DV_S, DV_T, TET”. (dd = dia, mm = mes, aaaa = año, hh = hora, mm = minuto, DV_R, S ó T = Mayor desviación -positiva o negativa- por fase, TET = duración del evento). Los parámetros enunciados se calculan usando el algoritmo descrito en el Estándar IEC-61000-4-30 (2003-02). Si el Registrador está en capacidad de medir el PST directamente, en el literal a) se realiza la descarga del valor del PST. Por lo tanto, en este caso, no es necesario llevar a cabo el literal d). La semana 1 corresponde a la semana que se inicia el 2 de enero del año 2006 La CREG, a través de circular, definirá los medios que deberán seguir los Operadores de Red para el reporte de la información de que trata la presente resolución, y el formato con información básica de los puntos de medida. ARTÍCULO 6o. Reporte Valores de Indicadores. El Operador de Red deberá enviar semanalmente a la CREG un archivo comprimido de tipo "zip", que contenga únicamente los archivos “csv” con las 1008 medidas y los eventos de tensión (para cada semana y para cada punto de medida) usando los formatos explicados anteriormente. El archivo comprimido será llamado Semana_j.zip; donde j corresponde al número de la semana. Se entiende que cada semana comienza el día lunes a las 00:00:00 horas y termina el día domingo a las 23:59:59 horas. El plazo para reportar la información de la semana anterior será de 3 días contados a partir del último día de la semana. El estudio de diagnóstico preliminar durará 27 semanas contadas a partir del 2 de enero de 2006. ARTÍCULO 7o. Límites del PST. Los límites máximos exigidos para PST serán definidos por la CREG a partir de los resultados obtenidos de un estudio de diagnóstico del sistema colombiano. Se iniciará con una regulación basada en el Autocontrol para el cumplimiento de límites. El sistema de Autocontrol podrá ser revaluado por la CREG si lo considera necesario. ARTÍCULO 8o. Aclaración. El cumplimiento de los indicadores PST y THDV no exonera al OR de las responsabilidades derivadas del daño ocasionado en equipos de los usuarios, o de perjuicios adicionales generados por la anomalía. Sin embargo, la automatización en la forma de procesamiento de registros puede servir como elemento probatorio en reclamaciones a la empresa. ARTÍCULO 9o. Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias. PUBLÍQUESE Y CUMPLASE
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Dada en Bogotá, D.C., el día
MANUEL MAIGUASHCA OLANO Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente
ANA MARIA BRICEÑO MORALES Directora Ejecutiva
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ANEXO 9.
MODIFICACIÓN A NUMERALES 6.2.1 Y 6.2.2 DEL ANEXO GENERAL DEL REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – RESOLUCIÓN CREG 070 DE 1998
Los Numerales 6.2.1 y 6.2.2 del Anexo General del Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica quedarán así: “6.2.1. ESTÁNDARES DE CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA Los siguientes fenómenos calificadores miden la Calidad de la Potencia (CPE) suministrada por un OR: 6.2.1.1 Desviaciones de la Frecuencia y magnitud de la Tensión estacionaria La frecuencia nominal del SIN y su rango de variación de operación son las establecidas en el Código de Operación incluido en el Código de Redes (Resolución CREG 025 de 1995 y aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan). La responsabilidad por el control de la frecuencia corresponde al Centro Nacional de Despacho –CND- y a los generadores. Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz no podrán ser inferiores al 90% de la tensión nominal ni ser superiores al 110% de esta durante un periodo superior a un minuto. En el caso de sistemas con tensión nominal mayor o igual a 500 kV, no podrán ser superiores al 105%, durante un periodo superior a un minuto. 6.2.1.2 Distorsión Armónica de la Onda de Tensión Es la distorsión periódica de las ondas de voltaje, modelable como el contenido adicional de ondas seniodales cuyas frecuencias son múltiplos de la frecuencia de suministro, acompañando la componente fundamental (componente cuya frecuencia es igual a la de suministro). Este fenómeno es el resultado de cargas no lineales en el STN, STR y/o SDL. Tanto los transportadores del Sistema de Transmisión Nacional – STN -, como los Operadores de Red – OR-, deberán cumplir las exigencias establecidas en la siguiente tabla, basada en el Estándar IEEE 519 - [1992]: TABLA 1. Límites máximos de Distorsión Total de Voltaje Tensión del Sistema Niveles de tensión 1,2 y 3 Nivel de Tensión 4 STN
THDV Máximo (%) 5.0 2.5 1.5
Nota: Los niveles de tensión de la Tabla 1, corresponden a los definidos por la Resolución CREG 082 de 2002 o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen. 6.2.2 PLAZOS PARA CORREGIR LAS DEFICIENCIAS EN LA CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA
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El OR tendrá un plazo máximo de treinta (30) días hábiles para corregir las deficiencias en la Calidad de la Potencia Suministrada de acuerdo con lo establecido en el numeral 6.2.1 de la presente Resolución. Cuando las deficiencias se deban a la carga de un Usuario conectado al STR y/o SDL, el OR, como responsable de la Calidad de la Potencia, le dará un plazo de treinta (30) días hábiles al Usuario para la solución del problema. En este caso, sí transcurrido el plazo fijado no se ha efectuado la corrección pertinente, el OR debe desconectar al Usuario respectivo, informando a la SSPD con dos (2) días hábiles de anticipación al corte. Para efectos de determinar la fuente de las distorsiones o fluctuaciones, el OR podrá instalar los equipos que considere necesarios en la red o en las Fronteras y/o equipos de medición del usuario, para registrar variables como corrientes y tensiones, y podrá exigir el diseño de medidas remediales que técnicamente sigan las normas y buenas prácticas de ingeniería.” MANUEL MAIGUASHCA OLANO Viceministro de Minas y Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente
ANA MARIA BRICEÑO MORALES Directora Ejecutiva
Por la cual se modifica parcialmente la Resolución CREG 024 de 2005 que establece las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a la Distribución de Energía Eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial de las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994 y, C O N S I D E R A N D O: Que, de conformidad con el Artículo 23, Literal i, de la Ley 143 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional; Que según lo dispuesto en el Artículo 73, Numeral 73.4 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, "fijar las normas de calidad a las que deben ceñirse las empresas de servicios públicos en la prestación del servicio"; Que conforme a lo establecido en el Artículo 23, Literal n, de la Ley 143 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas "definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía"; Que de acuerdo con el Artículo 87, Numeral 87.8 de la Ley 142 de 1994, toda tarifa tendrá un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras; Que la Comisión, mediante la Resolución CREG 070 de 1998 adoptó el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional., el cual contiene las normas sobre la calidad en la prestación del Servicio de Distribución de Electricidad; Que la Comisión, mediante la Resolución CREG 082 de 2002 aprobó los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los STR y SDL;
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Que el monto de inversión considerado para la determinación de los cargos por uso de lo STR y SDL se basan en las unidades constructivas; Que la Comisión tuvo en cuenta en el cálculo del costo reconocido para algunas de las unidades constructivas, según la metodología de la Resolución CREG 082 de 2002, la instalación de Unidades de Adquisición y procesamiento de Datos, en los puntos correspondientes, y los Sistemas de Medida y Calidad (Equipos de Registro de Eventos); Que el 10 de mayo de 2005 fue publicada en el Diario Oficial No. 45.904 la Resolución CREG 024 de 2005, por la cual se modificaron las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica; Que la Resolución CREG 110 de 2005 modificó el plazo previsto en el artículo 4º de la Resolución CREG 024 de 2005 para la instalación de equipos de medición de Calidad de la Potencia Eléctrica hasta el 31 de julio de 2006; Que la Resolución CREG 049 de 2006 suspendió el plazo para la exigencia de las mediciones de la Calidad de la Potencia Eléctrica "mientras la Comisión adelanta la revisión de la validez de las razones expuestas por los agentes, en cuanto a los requerimientos técnicos para la entrada en operación del sistema de medición y registro de la calidad de la potencia. De acuerdo con los resultados de la revisión, la Comisión definirá mediante resolución posterior la fecha y las condiciones para el efectivo cumplimiento de tales mediciones y los reportes que deben hacer las empresas; mientras se define la fecha y las condiciones señaladas en este artículo, se adelantará un plan piloto de recolección de datos y de reporte de valores con la información que tengan disponible las empresas, teniendo en cuenta lo previsto en los artículos 5 y 6 de la Resolución CREG-024 de 2005, modificados por la Resolución CREG 110 de 2005"; Que la Comisión llevó a cabo una reunión el 25 de octubre de 2006, a la que se invitó a las diferentes empresas de servicios públicos, usuarios y demás interesados, con el fin de conocer las dificultades encontradas en la implementación del sistema de medición y registro de la calidad de la potencia; Que la Comisión adelantó la revisión de los requerimientos técnicos para la entrada en operación del Sistema de Medición y Registro de la Calidad de la Potencia, de la cual se concluyó que se requiere introducir algunas precisiones de orden técnico que permitan la adecuada implementación del sistema de medición y registro de la calidad de la potencia exigido en la Resolución CREG-024 de 2005; Que en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004, la Comisión publicó en su página Web, el 29 de diciembre de 2006, la Resolución CREG 107 de 2006 mediante la cual se hizo público el proyecto de resolución con el cual se propuso modificar parcialmente la Resolución CREG 024 de 2005 que establece las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables a los servicios de Distribución de Energía Eléctrica, con el propósito de recibir observaciones o sugerencias sobre la propuesta; Que a la anterior invitación respondieron las siguientes entidades dentro del plazo previsto: ISAGEN, PTI Ltda., DISPAC, EPSA, DRANETZ – BMI, CHEC, ELECTRICARIBE, ASOCODIS, UNIVERSIDAD NACIONAL, CENS y EMGESA; Que los comentarios recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la presente resolución y su respectivo análisis se presenta en el documento CREG 014 de 2007; Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 322 del 26 de febrero de 2007, acordó expedir la presente Resolución; R E S U E L V E: ARTÍCULO 1o. Modificación del Numeral 6.2.2. del Anexo General de la Resolución
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CREG-070 de 1998. El Numeral 6.2.2 del Anexo General del Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, adoptado mediante la Resolución CREG-070 de 1998, quedará así: "6.2.2 PLAZOS PARA CORREGIR LAS DEFICIENCIAS EN LA CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA El OR tendrá un plazo máximo de treinta (30) días hábiles a partir de la detección de la existencia de una deficiencia en la Calidad de la Potencia Suministrada, de acuerdo con lo establecido en el numeral 6.2.1 de la presente Resolución, para identificar al usuario causante de la misma. Si vencido este plazo no lo ha identificado, el OR deberá proceder a corregir dicha deficiencia. Cuando las deficiencias se deban a la carga de un Usuario conectado al STR y/o SDL, el OR, una vez identifique a éste Usuario, tendrá un plazo máximo de 8 días hábiles para establecer conjuntamente con este último el plazo máximo razonable para la corrección de la deficiencia. Si transcurridos los 8 días el OR y el usuario no llegan a un acuerdo, o si una vez cumplido el plazo acordado para la corrección de la deficiencia, ésta no ha sido corregida, el OR deberá desconectar el equipo causante de la deficiencia o en su defecto la carga del Usuario respectivo, informando a la SSPD con dos (2) días hábiles de anticipación a la desconexión. El OR debe garantizar que las deficiencias en la Calidad de la Potencia que se presenten en su Sistema durante el plazo previsto para su corrección, no ocasionen peligro para la seguridad de las personas, la vida animal y vegetal o la preservación del medio ambiente. De concluirse la inminencia de este peligro, a partir de razones objetivas claramente identificadas, el OR deberá proceder inmediatamente a la desconexión del equipo causante de la deficiencia o en su defecto de la carga del Usuario respectivo. En todo caso, los plazos mencionados no exonerarán al prestador del respectivo Servicio de su responsabilidad por los perjuicios que se causen por las deficiencias en la calidad de potencia suministrada en su STR y/o SDL. Cuando el OR deba indemnizar a un Usuario de conformidad con lo dispuesto en el numeral 6.2.3, y dicho perjuicio tenga como origen una deficiencia en la Calidad de la Potencia Suministrada causada por la carga de un Usuario conectado al respectivo STR y/o SDL, el OR podrá repetir contra éste último, de acuerdo con las normas generales sobre responsabilidad civil. Para efectos de determinar la fuente de las distorsiones o fluctuaciones, el OR podrá instalar los equipos que considere necesarios en la red o en las Fronteras y/o equipos de medición del usuario, para registrar variables como corrientes y tensiones, y podrá exigir el diseño de medidas remediales que técnicamente sigan las normas y buenas prácticas de ingeniería." ARTÍCULO 2o. Modificación del Artículo 3 de la Resolución CREG-024 de 2005. El Artículo 3 de la Resolución CREG 024 de 2005 quedará así: "Artículo 3°. Equipos de medición. La medición de la calidad de la potencia se deberá efectuar con los equipos reconocidos en la Resolución CREG 082 de 2002, así: Unidad constructiva CCS9: Sistemas de Medida y Calidad (Equipos de Registro de Calidad de Potencia y sistema de procesamiento).
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Equipo "Unidad de adquisición de datos", reconocido, entre otras, en las unidades constructivas N2S1 a N2S6, N2S8 a N2S12, N2S15 a N2S18, N3S1 a N3S16, N3S19, N3S20 y N4S1 a N4S18. Para efectos de la medición de la calidad de la potencia, los mencionados equipos deberán reunir las condiciones técnicas que permitan cumplir al menos las siguientes características y funciones: Medir el indicador THDV en el barraje, de acuerdo con el Estándar IEEE 519 (1992). Medir la relación entre el voltaje de secuencia negativa y el voltaje de secuencia positiva (V(2) / V(1)) en el barraje, con desempeño Clase A. Medir hundimientos y picos, de acuerdo con el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02) con desempeño Clase A. Medir la continuidad del servicio (frecuencia y duración de interrupciones superiores a un minuto). Medir la desviación estacionaria de la tensión r.m.s (duración superior a 1 minuto) por debajo o por encima de la permitida en el numeral 6.2.1 del Anexo 1 de esta resolución. Medir el indicador PST, de acuerdo con el Estándar IEC-61000-4-15 (2003-02), o al menos permitir descargar, en medio magnético, información digital de la forma de onda del voltaje, para ser procesada en otra parte del sistema, como se establece en el Artículo 5, con una velocidad de muestreo mínima de 1024 muestras por segundo. Estar dotado de un sistema de procesamiento de datos capaz de realizar descargas automáticas de información, de estas medidas, en medio magnético, desde los medidores, y capaz de generar de forma automática los reportes indicados en el literal e) del Artículo 5 de la presente resolución. Los equipos de medida y su sistema de procesamiento de datos forman el sistema de medición y registro. El sistema completo de medición y registro debe estar en capacidad de procesar indicadores y medir, de forma automática, la Frecuencia y Duración de las interrupciones. El sistema debe permitir a las empresas centralizar los datos obtenidos, de forma automática, antes de su envío a la CREG. La CREG podrá solicitar el reporte de parámetros e indicadores de voltaje adicionales a los mencionados en el presente artículo, sin que esto implique cambios en los equipos de medida." ARTÍCULO 3o. Modificación del Artículo 4 de la Resolución CREG-024 de 2005. El Artículo 4 de la Resolución CREG 024 de 2005 quedará así: "ARTÍCULO 4o. Plan para instalar el sistema de medición y registro. Los Operadores de Red deberán instalar los respectivos sistemas de medición de calidad de la potencia suministrada de tal forma que, a partir del 1 de octubre de 2007, sea posible realizar mediciones en el 100% de las barras de las subestaciones de Niveles de Tensión 4, 3 y 2, así como en el 100 % de los circuitos en los Niveles de Tensión 4, 3 y 2, cuya unidad constructiva lo reconozca. Se permitirá realizar la medida en los circuitos a través de una lógica con el interruptor respectivo. Parágrafo: Para los Operadores de Red que, a la fecha de expedición de esta resolución, han reportado la información dentro del Plan Piloto establecido en la Circular 034 de 2006 el plazo para la medición de la calidad de la potencia de que trata este Artículo, será el 7 de enero de 2008.” ARTÍCULO 4o. Modificación de los literales b), c) y g) del Artículo 5 de la Resolución CREG-
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024 de 2005. Los literales b), c) y g) del Artículo 5 de la Resolución CREG 024 de 2005 quedarán así: "b) Almacenamiento de fluctuaciones estacionarias de tensión: Las desviaciones, en valor absoluto, de la tensión r.m.s de duración superior a 1 minuto e iguales o superiores al 10% de la tensión nominal, se deberán almacenar separadamente de las discontinuidades por interrupción de duración superior a un minuto. Se dejará constancia de la existencia de éstas en los registros de PST según lo indicado en el literal f) de este artículo." "c) Almacenamiento de interrupciones: Las discontinuidades en la prestación del servicio, superiores a un minuto y con tensión menor al 10% de la tensión nominal, se deberán almacenar en forma separada. Se dejará constancia de la existencia de éstas en los registros de PST según lo indicado en el literal f) de este artículo." “g) Almacenamiento de eventos: La información de los eventos de tensión debe ser almacenada en un archivo del tipo "csv" llamado ET_Semana_j_PM.csv; donde j corresponderá al número de la semana y PM corresponderá al nombre del punto de medida. Para efectos de administración de esta información, los operadores de red reportarán a la CREG los nombres de los puntos de medida exigidos en la presente resolución que no se encuentren definidos en la base de datos de calidad. Para cada evento se registrará la Fecha y Hora en la cual comenzó el evento; la mayor desviación (positiva o negativa) normalizada respecto al voltaje USR definido en el Estándar IEC 61000-4-30 (2003-02), por fase, con cuatro cifras decimales; y la duración del evento (en segundos) con dos cifras decimales, utilizando el siguiente formato: "dd/mm/aaaa, hh:mm, DV_R, DV_S, DV_T, TET". (dd = dia, mm = mes, aaaa = año, hh = hora, mm = minuto, DV_R, S ó T = Mayor desviación -positiva o negativa- por fase, TET = duración del evento). Los parámetros enunciados se calculan usando el algoritmo descrito en el Estándar IEC-61000-4-30 (2003-02). Si el Registrador está en capacidad de medir el PST directamente, se descargará el valor del PST registrado, y en este caso no se aplicará lo establecido en los literales a) y d) de este artículo. La CREG, a través de circular, definirá los medios que deberán seguir los Operadores de Red para el reporte de la información de que trata la presente resolución, y el formato con información básica de los puntos de medida.” ARTÍCULO 5o. Modificación de la fecha para el inicio de la semana 1 del Plan de Recolección de Datos y del estudio de diagnóstico preliminar. Para efectos del Plan de Recolección de Datos de que trata el artículo 5 de la Resolución CREG-024 de 2005, la semana 1 corresponderá a la semana que se inicia el 1 de octubre del año 2007, fecha a partir de la cual se considerará la información que debe incluir el estudio de diagnóstico preliminar, cuya duración será informada por la Comisión mediante circular. Quedan modificadas en estos términos las fechas previstas en el artículo 5 de la Resolución CREG024 de 2005 para el inicio de la semana 1, y de las 27 semanas que debe comprender el estudio de diagnóstico preliminar.
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Parágrafo: Para los Operadores de Red que, a la fecha de expedición de esta Resolución, han reportado la información dentro del Plan Piloto establecido en la Circular 034 de 2006, la semana 1 corresponderá a la semana que inicia el 7 de enero de 2008. ARTÍCULO 6o. Límites del PST. Los límites máximos exigidos para PST serán definidos por la CREG a partir de los resultados que se obtengan de los estudios de diagnóstico que deberá elaborar cada Operador de Red de su respectivo Sistema. La Dirección Ejecutiva informará mediante circular el alcance de dichos estudios. Inicialmente el cumplimiento de los límites se verificará a partir del autocontrol que deberá implementar cada OR. El sistema de autocontrol podrá ser revaluado por la CREG si lo considera necesario. ARTÍCULO 7o. Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.
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ANEXO 10. DISEÑO CENTRO DE CONTROL. PLANO Y VISTA FRONTAL DESDE SISTEMA VIDEO WALL
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ANEXO 11. CERTIFICACIONES Los siguientes cuadros deben ser diligenciados y certificados por la empresa prestadora del servicio de electricidad. CERTIFICACIÓN SCADA Empresa prestadora del servicio de electricidad Numero de identificación triburaria Dirección Teléfono Ciudad País Nombre del Contacto Email del contacto Teléfono del contacto Cargo del contacto Proyecto Contrato No. Firma Contratista y ejecutora Objeto del contrato No. de estaciones de trabajo No. de clientes o usuarios del sistema Sistema Operativo de servidores Sistema Operativo de clientes Nombre y versión de plataforma de software Scada Nombre y versión de plataforma de Base de Datos No. de señales de entradas / salidas del Scada El Scada está en operación? No. de subestaciones involucradas en el Scada Sistemas de comunicación utilizados en el Scada Marcas de relés de protecciones eléctricas utilizados en el proyecto Funciones y aplicaciones implementadas Sistema Georeferenciado Sistema DMS ¿Involucra manejo de pantallas Video Wall? Protocolos de Comunicación con Gateways y/o RTUs Número de conexiones ICCP TASE.2 Sistema Histórico Fecha de Ejecución del proyecto Fecha de esta certificación Firma autorizada empresa prestadora del servicio de electricidad
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CERTIFICACIÓN EQUIPOS DE CALIDAD DE LA POTENCIA Empresa prestadora del servicio de electricidad Numero de identificación triburaria Dirección Teléfono Ciudad Departamento Nombre del Contacto Email del contacto Teléfono del contacto Cargo del contacto Proyecto ejecutado en Colombia Contrato No. Firma ejecutora Objeto del contrato ¿Cumple con lo exigido por la CREG en las Resoluciones 024/2005 y 016/2007? No. de estaciones de trabajo No. de clientes o usuarios del sistema Sistema Operativo de servidores Sistema Operativo de clientes Nombre y versión de plataforma de Base de Datos No. de equipos de Calidad instalados y en operación Fecha de Ejecución del proyecto Fecha de esta certificación
Firma autorizada empresa prestadora del servicio de electricidad
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CERTIFICACIÓN RELÉS DE PROTECCIÓN Empresa Numero de identificación triburaria Dirección Teléfono Ciudad País Nombre del Contacto Email del contacto Teléfono del contacto Cargo del contacto Contrato No. Objeto del contrato No. de relés tipo numérico y multifuncional instalados y en funcionamiento con protocolo IEC-61850 Firma ejecutora No. de relés con funciones de distancia No. de relés con funcion diferencial No. de controladores de bahía Fecha de Ejecución del proyecto Fecha de esta certificación
Firma autorizada empresa prestadora del servicio de electricidad
La ESSA ESP se reserva el derecho de verificación de estas certificaciones a través de visitas, llamadas o cualquier otro medio que permita establecer su veracidad.
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ANEXO 12. UNIFILAR GENERAL SISTEMA ESSA ESP Se suministra archivo en medio magnético.
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ANEXO 13. UNIFILAR INDIVIDUAL DE LAS SUBESTACIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE ESSA ESP Se suministra archivo en medio magnético.
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